Q125级套管钢高频电阻焊接头耐CO2/H2S腐蚀行为

采用SEM,EBSD和电化学等手段研究了Q125级石油套管钢高频电阻焊接头的耐CO₂/H2S腐蚀行为.结果表明,Q125级套管钢高频电阻焊接头处母材的耐腐蚀性能最好,热影响区次之,而焊缝的耐腐蚀性能最差,导致高频电阻焊接头在CO₂/H₂S腐蚀环境中产生了沟槽腐蚀.试验钢焊缝处的大角晶界比例高于母材和热影响区,从而使焊缝区反应速度常数高于母材和热影响区,这是焊缝区腐蚀速率最高的一个重要原因.通过电化学分析表明,焊缝处的电极反应的极化阻力最小,腐蚀反应易于发生;而母材的电极反应的极化电阻最大,腐蚀反应不易进行,这与腐蚀试验所得结果及极化曲线分析结果一致.     

H2S/CO2环境中L360钢点蚀行为研究

利用静态挂片失重法研究了含H₂S/CO₂模拟油田水溶液中, 温度及Cl^-浓度对L360管线钢点蚀的影响, 并利用Gumbel第一类近似函数分析了最深蚀孔概率. 结果表明, 在40℃~70℃之间, Cl^-浓度为10 g/L条件下, 点蚀的严重程度随温度增高而增大. 恒定温度下, Cl^-浓度对点蚀发生也有明显的影响, 当Cl^-在10×15 g/L范围时, 腐蚀试样发生明显的点蚀; 当Cl^-浓度大于20 g/L时, 试样主要发生均匀腐蚀, 随着Cl^-浓度的增大, 腐蚀产物膜变得更加疏松, 保护性能下降, 均匀腐蚀速率增大. 最深点蚀分布服从Gumbel第一类近似函数.     

长期时效N10276合金在CO2/H2S/Cl- 环境中的腐蚀行为

通过电化学阻抗与循环动电位极化的方法研究了在CO₂/Cl^-以及CO₂/H₂S/Cl^-溶液体系中、长期时效前后N10276合金的腐蚀机理。结果表明,阻抗弧的低频区间出现了一个不完整的容抗弧,并且随H₂S浓度的增加（10~100 μL/L）转变为Warburg阻抗,其主要原因是高含量H₂S相关吸附物。H₂S可以增加合金腐蚀速率。相比较而言,长期时效处理主要作用于合金点蚀的形成,其中,经过长期时效处理的奥氏体组织内存在大量的第二相（富含Mo与Ni的μ相）,而析出物周围的区域成为优先腐蚀区域,进而导致了N10276合金点蚀的发生。     

CO2腐蚀的研究现状及其控制措施

    综述了CO₂腐蚀的机理、影响因素及所采取的防护措施.重点归纳和阐明了当前对CO₂腐蚀研究及防护中存在的问题,即腐蚀产物层的存在对腐蚀机理和添加缓蚀剂防腐时所带来的影响.     

钢在高温CO2环境中氧化渗碳腐蚀机理及其涂层防护研究进展

钢材由于具有高强度和耐热性等优异性能而广泛应用于各种零构件,在服役过程中通常面临较为严重的腐蚀问题。CO₂ 腐蚀是钢材应用领域中较为常见的一种腐蚀失效方式。通常,CO₂ 对钢的腐蚀行为表现为其溶于水后产生的碳酸腐蚀,但在高温环境中,CO₂ 可直接使钢表面氧化,同时伴随渗碳现象发生,钢的力学性能与耐腐蚀性能均会因此大幅下降。然而,目前关于钢在高温 CO₂ 环境中的腐蚀行为研究缺乏相关系统总结。综述有关高温 CO₂环境下钢的腐蚀机理,总结高温 CO₂环境中温度、压力以及环境中存在的其他杂质气体对腐蚀方式及机理的影响规律,归纳已有的高温 CO₂氧化与渗碳腐蚀模型的发展状况,概述目前关于抗高温 CO₂ 腐蚀的钢材涂层类型及其防护效果。研究表明,由于含 Cr 钢在高温 CO₂环境中形成的 Cr₂O₃ 层相较于 Fe 氧化物层更加致密,Cr 元素的存在通常有利于钢的耐腐蚀性能。而环境中,温度与压力的升高以及杂质气体的存在往往会加重钢的 CO₂ 腐蚀,但这些因素的影响规律会随着钢的种类及服役环境的变化而变化。目前关于钢的 CO₂腐蚀模型主要为单一的高温氧化模型或者渗碳模型,可预测氧化物层厚度或渗碳深度,但无法准确预测同时发生氧化和渗碳行为的钢的腐蚀寿命。综述相关研究现状不仅能指出现有研究的不足及未来研究的展开方向,还可为高温环境中钢材抗 CO₂腐蚀防护措施的选择及其长周期安全服务寿命评价提供全面理论依据。     

基于人工神经网络的CO2/H2S腐蚀速率预测模型

探索对油气管线CO2/H2S腐蚀速率的预测,应用LabVIEW软件中的MATLAB Script节点,通过Lab-VIEW与MATLAB混合编程构建了虚拟仪器程序,建立了油气管线腐蚀速率预测的BP神经网络模型。数值仿真试验结果表明,建立的模型稳定性好,预测精度高,使用效果良好。     

含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

模拟油田工况条件低Cr钢抗H2S应力腐蚀开裂行为研究

    运用四点弯曲试验方法,参照NACE 0177-2005标准研究了低Cr钢在模拟塔里木油田工况条件下的抗H₂S应力腐蚀开裂（SSC）行为.结果表明：经720小时试验后,0.5 Cr试样表面未发现宏观及微观裂纹,表现出良好的抗SSC能力,而普通3 Cr、5 Cr试样表面均发现宏观及微观裂纹,没有通过抗SSC性能检测;应从成分设计及适当的热处理等方面着手,获得理想的显微组织,来提高3 Cr、5 Cr钢的抗SSC性能.     

碳钢在油水混相介质中的CO2/H2S腐蚀行为

采用极化曲线和电化学阻抗测试,研究了N80钢在50℃的3%NaCl盐水与凝析油混相溶液中,不同CO₂、H₂S分压比(θ=P_CO2/P_H2S)条件下的腐蚀规律;采用SEM、XPS等分析了N80钢表面腐蚀产物的形貌和组成。结果表明：在饱和CO₂溶液中,随着H₂S含量的增加,碳钢电极的腐蚀减弱;当θ<20时,随着θ增大,腐蚀电流密度逐渐减小,腐蚀主要由H₂S控制,在N80钢表面生成了均匀致密的针状晶型腐蚀产物,主要是FeS和FeS_1-x膜;当20<θ<500时,随着θ的增大,腐蚀电流密度先增大后减小,腐蚀由CO₂和H₂S共同控制,钢片表面生成了多种晶型腐蚀产物,主要是FeCO₃和FeS_1-x膜;当θ>500时,随着θ的增大,腐蚀电流密度增大,腐蚀反应由CO_...     

高含CO2低含H2S条件下温度对P110碳钢腐蚀规律的影响

为了明确高含CO₂及少量H₂S条件下,温度变化对石油管材P110钢腐蚀速率的影响,利用高温高压硫化氢反应釜开展了腐蚀模拟试验,利用失重法记录腐蚀速率。应用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)和激光共聚焦显微镜等,研究并分析了P110钢表面的腐蚀形貌和产物。结果表明：在1 MPa CO₂分压、20 kPa H₂S分压和流速1 m/s条件下,P110钢管材均匀腐蚀速率随温度升高先增大后减小,在100℃附近达到峰值。当温度超过80℃时,P110钢表面腐蚀形态由全面腐蚀转变为局部腐蚀。随着温度的升高,P110钢表面腐蚀产物由富铁结构转变为富硫结构,致密的陨硫铁矿和磁黄铁矿阻碍腐蚀反应的离子扩散。此外,在60～100℃,温度升高会同时促进阴极反应和阳极反应,导致P110钢自腐蚀电流密度增加,腐蚀速率提高,而当温度继续由100℃升高至120℃时,P110钢自腐蚀电流密度减小,腐蚀过程逐渐受到抑制。     

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。     

H2S分压对油管钢CO2/H2S腐蚀的影响

1974-）,男,硕士研究生,研究方向为腐蚀与防护.〖ZK)〗 Tel：0379-4231846〓E-mail：FQ)〗〖HT〗〖HJ〗〖HT5”SS〗 〖JZ(〗〖HT2H〗〖STHZ〗〖WTHZ〗 采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同H2S分压下(1.4 kPa,20 kPa,60 kPa,120 kPa)油管钢N80、P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为20 kPa时取得最大值.      

碳钢在CO2-H2S体系中的腐蚀规律研究

采用氢扩散法，交流阻抗法和电子针分析研究碳钢在弱酸条件下的ａＣｌ溶液中通入ＣＯ２，以及加入微量Ｈ２Ｓ的腐蚀过程和渗氢量之间的关系，Ｃ烃及Ｈ２Ｓ的浓度在不同ＰＨ值对这个过程的影响，研究其腐蚀机理。实验表明，ＰＨ值在４～６．５之间的，ＣＯ２以及Ｈ２Ｓ对腐蚀过程和渗氢过程有着明显的加速作用，并且，随着ＰＨ值的降低，Ｃ烽Ｈ２Ｓ对渗氢量的增加有明显的促进作用。     

油气田中CO2腐蚀的预测模型

综述了油气田中CO2腐蚀速率的预测模型．关于CO2腐蚀速率的预测模型主要包括经验模型(Empirical models)，半经验模型(Semi—empirical models)和机理模型(Mechanistic models)三类．经验模型是根据实验室和油气田现场腐蚀数据建立的预测模型，这类模型比较简洁，与现场的试验数据吻合较好．半经验模型先根据腐蚀过程中的化学、电化学过程和介质的传输过程建立腐蚀速率相关的动力学模型，然后利用实验室数据以及现场数据确定各因素的影响因子．机理模型主要是应用腐蚀热力学、动力学以及物质扩散动力学，基于CO2腐蚀机理建立腐蚀速率的预测模型．由于CO2腐蚀的影响因素很多，腐蚀机理异常复杂，要建立准确、普适的预测模型较为困难．目前这三类预测模型均存在一定的不完善性，应对其进行更深入的研究和改进．     

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.     

油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究进展

综述了国内外油气井开发过程中油套管钢CO2腐蚀产物膜的研究现状，包括：PCO2≤2MPa条件下膜的形成机理、组织结构、力学性能、离子选择渗透性及破损条件；同时指出在油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究方向。     

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.     

江苏油田注CO2强化采油的防腐工艺研究及应用

针对CO2强化采油的具体条件，对高CO2分压、高 矿化度条件下CO2腐蚀的规律进行了探索，对缓蚀剂IMC-871-G在各种温度、压力条件下的使用效果进行了实验.在CO2强化采油矿场实验中综合运用了各种CO2防腐措施并取得了较好的效果.     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

CO_2/H_2S腐蚀速率测试除氧方法的改进

对动态CO_2/H_2S腐蚀测试除氧操作进行了改进,建立了新的测试溶液预除氧装置和方法。采用测试溶液先外部预除氧,然后液体由真空负压吸入测试釜内,进一步除氧1h的操作流程,并通过平行试验验证。结果表明:该方案可确保腐蚀测试溶液除氧完全,保证了腐蚀试验的准确性与可重复性。