90℃时油管钢P110的CO2/H2S腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法、X射线衍射、扫描电镜和电子能谱分析,对90℃时油管钢P110在模拟油井采出液中的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,在本试验条件下,油管钢P110的腐蚀速率高达5.1260mm/a,腐蚀类型以H2S腐蚀(坑蚀)为主,腐蚀产物主要为硫化物。     

高Cl~-条件下H_2S分压对P110钢腐蚀速率的影响

利用高温高压釜设备模拟油气田环境并辅以失重法,研究了高Cl-条件下H2S分压对P110钢腐蚀速率的影响,结果表明:P110钢的腐蚀速率随着H2S分压的增大呈先增大后减小的趋势,且在0.06 MPa时取得最大值;采用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)和X射线能谱仪(EDS)技术对腐蚀产物膜进行分析知:H2S分压通过影响腐蚀产物膜厚度、微观吸附形貌和表面膜成分等,进而影响了P110钢的腐蚀速率.     

不同H2S分压下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同H2S分压(O.0015 MPa,0.015 MPa,0.02MPa,0.06 MPa,0.12 MPa)下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,N80油管钢发生了极严重的CO2/H2S腐蚀;随着Hzs分压的升高,腐蚀速率先增加后降低,且在H2s分压为0.02 MPa时腐蚀速率取得最大值.     

CO2分压对碳钢海底管道CO2/H2S腐蚀的影响

目的：研究 CO2分压对 CO2/H2S腐蚀的影响规律,为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,对腐蚀前后的试样进行称量,计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌,通过 XRD 分析腐蚀产物膜成分。结果当 CO2/H2S 分压比较高（1200）时, CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a,随着CO2分压升高,腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO2/H2S分压比较低（200）时,CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a,CO2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO2/H2S分压比较高（1200）时,腐蚀产物以FeCO3为主,腐蚀受CO2控制;此时低CO2分压下的腐蚀产物膜较完整致密,高CO2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂,对基体保护性下降,因此腐蚀速率随CO2分压升高而增大。当CO2/H2S分压比较低（200）时,腐蚀产物以FeS为主,腐蚀受H2S控制;此时在不同CO2分压条件下,腐蚀产物均较完整致密,因此腐蚀速率相对较低,并未随着CO2分压升高显著增大。结论 CO2分压对CO2/H2S腐蚀速率的影响与CO2/H2S分压比密切相关,海底管道材料选择不仅要考虑CO2分压的影响,还要考虑CO2/H2S分压比的影响。     

H2S分压对SM80SS油管钢腐蚀行为的影响

通过模拟某气田CO2/H2S共存腐蚀介质环境,对比研究了SM80SS油管钢在加与未加缓蚀剂时的腐蚀特征.结果表明,在未加自制缓蚀剂TG500的腐蚀溶液中,SM80SS油管钢的腐蚀速率随H2S分压的升高而缓慢增加;当溶液中加入TG500(浓度200 mg/L)后,SM80SS钢的腐蚀速率显著降低、且随着H2S分压的增加明显下降,而缓蚀效率却呈上升趋势,均达90%以上.     

CO2分压对SM80SS套管钢在CO2/H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（XRD）对CO2分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表明：在试验条件下,低PCO2时,反应以H2S为主,FeS优先生成,腐蚀产物膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;PCO2不断增大后,反应以CO2为主,FeS逐渐全部转变为FeS0.9,腐蚀产物膜颗粒粗大、比较疏松,平均腐蚀速率较大;腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。     

油管钢在C02/H2S环境中的腐蚀产物及腐蚀行为

对C02/H2S环境中常规油管钢的腐蚀产物的已有研究成果进行了归纳分析,结果表明,在100℃附近,CO2/H2S共存环境中,油管钢表面形成的FeS膜的保护性优于FeCO3,对金属腐蚀有抑制作用.总结出了油管钢的两类分压比规律:第一类分压比,体系中的C02分压保持不变,逐渐增加H2S的分压,腐蚀速率会出现极值;第二类分压...     

低H2S、高CO2超深井环境中P110SS抗硫钢的腐蚀行为

目的研究高温条件下抗硫低合金钢P110SS在低H2S、高CO_2环境中的腐蚀行为。方法模拟我国西部酸性油田工况环境,利用高温高压设备,通过失重法测试腐蚀速率,并用SEM、EDS和XRD分析腐蚀产物。结果在8 MPa的纯CO_2环境中,腐蚀速率随温度升高而降低,210℃时为0.35 mm/a,腐蚀产物为碳酸盐。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀速率依然随温度升高而降低,150℃时为0.74 mm/a,腐蚀产物呈现双层结构,内层为结晶良好的FeCO_3,外层为FeS。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀加剧,且腐蚀速率随温度升高而增大,210℃时达2.78 mm/a,腐蚀产物主要为铁的硫化物,同时随腐蚀时间延长至2160 h,腐蚀速率有所降低。结论在纯CO2环境中,高温时生成的内层碳酸盐腐蚀产物膜相对完整,对基体的保护能力较强。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀由CO_2主导,呈现与纯CO_2环境中相同的腐蚀速率规律,内层的FeCO_3细密均匀。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀由H_2S和CO_2混合控制,疏松破损的铁的硫化物无法对基体形成良好的保护,因此腐蚀速率显著升高。     

CO2和微量H2S共存条件下N80S抗硫油管钢的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线能谱(EDS)及X射线衍射(XRD)法对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S共存条件下的腐蚀行为进行实验研究。结果发现:在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜(FeS、FeS0.9)会优先形成,并能在一定程度上阻碍CO2腐蚀的发生;腐蚀产物膜平整、颗粒细小;平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。     

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

N80油套管钢CO2腐蚀产物膜特征

在模拟的油田高温高压现场环境下研究了普通N80级油套管钢和含4％－5％Cr的N80油套管钢CO2腐蚀产物膜结构和离子选择性特征。结果表明，普通N80油套管钢形成的FeCO3腐蚀产物膜具有阴离子选择透过性，这种特征对基体保护性较差，且容易诱发点蚀：含4％－5％Cr的N80油套管钢形成的Cr(OH)3非晶态腐蚀产物膜具有阳离子选择透过性，它不仅可以显著降低腐蚀速率，而且可以抑制点蚀的发生。     

腐蚀产物膜覆盖条件下油套管钢C02腐蚀电化学特征

采用动电位扫描和交流阻抗技术研究了腐蚀产物膜覆盖条件下2种油套管钢CO2腐蚀电化学特征．结果表明，油套管钢表面生成腐蚀产物膜以后可以显著降低腐蚀电流密度，EIS图谱中出现Warburg阻抗特征，含Cr油套管钢CO2腐蚀产物膜对基体的保护作用要优于N80钢．N80油套管钢在CO2腐蚀过程中的点蚀会使交流阻抗谱出现容抗弧特征．     

C02/H2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2、H2S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素，提出了针对CO2／H2S腐蚀开发经济型油管的设想。     

含H2S/CO2环境中缓蚀剂对不同油管钢的缓蚀作用

选用一种自制缓蚀剂TG500(主要成分为咪唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯),对不同油管钢在含H2S/CO2腐蚀介质中进行试验。结果表明:TG500可明显降低溶液对N80、SM80SS、KO80SS油管钢的腐蚀速率,即使在较高的CO2/H2S分压下,缓蚀效率仍可达95%以上;油管钢中的合金元素Cr、Ni对于降低油管钢的腐蚀速率具有明显作用,但对于提高缓蚀剂的缓蚀效率无明显作用。     

温度对P110钢CO2腐蚀行为的影响

在模拟油田实际腐蚀环境中研究了温度对P110钢CO2腐蚀行为的影响．用SEM、XRD等分析了在不同温度条件下材料表面腐蚀产物膜的形貌以及对腐蚀速率和腐蚀形态的影响．结果表明，40℃时表层腐蚀产物类似于疏松的土壤，少且很松散地附着在材料表面，成份主要是溶液中沉积的KCl.90℃时腐蚀产物主要是钙铁镁的碳酸盐和少量的KCl和Fe2O3，腐蚀产物呈颗粒状，较致密但是膜层中含有大量的孔洞．140℃时，试样表层腐蚀产物呈致密的粘土形貌、下层腐蚀产物仍是颗粒状，产物层致密，成份主要是FeCO3和KCl．不同温度下不同的腐蚀产物形貌造成随温度升高。材料的平均腐蚀速率在90℃时出现峰值．     

CO2压力对金属腐蚀产物膜形貌结构的影响

在高温高压静态釜中对3种油套钢N80、P110和J55的CO2腐蚀进行了模拟腐蚀试验．通过扫描电子显微镜(SEM)对比分析了腐蚀产物膜的厚度和表面平均晶粒大小随CO2压力的变化规律．结果显示，在试验条件下，3种材料所得到的腐蚀产物膜的纵向形貌为双层结构，其膜厚随着CO2分压变化情况比较相近，在CO2分压为6.89MPa时，膜厚均达到最大，在超临界压力以上急剧减小；膜表面平均晶粒大小随CO2压力的变化都出现了两个峰值和一个低谷，并且在超临界压力以上随着压力增加均急剧减小，而峰值或低谷所对应的CO2压力和晶粒大小，3种材料存在明显的差异．     

油气田CO2/H2S共存条件下的腐蚀研究进展与选材原则

    综述了CO₂/H₂S共存条件下的腐蚀机理、其影响因素和国内外CO₂/H₂S腐蚀的研究现状与趋势,提出了CO₂/H₂S共存时的选材要求及原则,展望了对CO₂/H₂S腐蚀的研究重点和抗CO₂/H₂S腐蚀钢的研发方向.     

N80钢CO2腐蚀产物膜研究

在模拟油田CO2腐蚀环境下，用XRD、EDS和SEM研究了N80钢腐蚀产物膜的形成与发展情况。结果表明，在本试验条件下N80钢CO2腐蚀产物膜对基体具有一定的保护作用，可以降低腐蚀速率。腐蚀产物膜分3层，讨论了3层膜的结构特征与形成机理。初步研究了腐蚀产物膜的破坏特征。腐蚀产物膜的晶体类型是（Fe,Ca)CO3复盐。