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．     

温度对P110钢腐蚀行为的影响

模拟油气田环境,采用高温高压釜进行失重法腐蚀实验,用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)技术研究油管钢P110在不同温度下的CO₂ 腐蚀产物。结果表明：静态和流速为5 m/s时,随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率先增大后减小,前者在100 ℃时达到最大,后者在60 ℃时达到最大,且在160 ℃时,两者腐蚀速率趋同;温度大于140 ℃时,流速对腐蚀速率的影响已不再明显,随着温度的继续升高,腐蚀速率变化趋于平缓。温度通过影响腐蚀产物膜的形貌、结构、化学组成、产物膜因子和膜的厚度等,进而影响材料的腐蚀速率。     

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。     

动态和静态下CO_2分压对P110钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜设备辅以失重法、采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)技术,研究了在动静两种状态下CO2分压对P110钢腐蚀产物膜的影响。结果表明,P110钢在不同CO2分压条件下的产物膜特征(形貌、厚度、晶粒度大小等)相差很大,腐蚀产物膜在不同CO2分压条件下的不同特征及其稳定存在的热力学条件导致P110钢的腐蚀速率随着CO2分压的增大呈现不同的趋势,在静态时腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,且在4 MPa时取得最大值;而在动态时呈上升趋势。     

一种咪唑啉缓蚀剂对油田用P110钢CO2腐蚀的缓蚀行为

采用失重法和电化学法测试了不同浓度的一种油田用咪唑啉缓蚀剂在模拟油田现场环境中的缓蚀率。结果表明,该缓蚀剂为混合抑制型缓蚀剂,以阳极抑制为主,质量浓度在200mg.L-1时缓蚀率趋于稳定,最高缓蚀率可达97.6%。电化学阻抗测试表明,在不加缓蚀剂的电化学阻抗谱中具有三个时间常数,随着缓蚀剂浓度的增加,表层膜的的覆盖率θ越来越大,高频区的感抗弧消失,只有高频区和低频区的容抗弧两个时间常数。     

P110SS钢在H2S和CO2环境中的腐蚀特征

利用高温高压哈氏合金反应釜对P110SS油套管钢在不同H2S和CO2环境下的腐蚀行为进行了实验。研究了H2S和CO2分压对P110SS油套管钢腐蚀规律的影响,利用SEM、EDS、XRD等方法分析了腐蚀试样的微观形貌与结构特征,发现P110SS在较低温度条件下,H2S浓度非常低时,腐蚀特征与单纯CO2腐蚀规律相似,腐蚀速率比较高。在相同的H2S分压条件下,随CO2浓度增加,腐蚀速率依次增加。通过应力腐蚀开裂试验表明,P110SS在高温205℃条件下应力腐蚀开裂敏感较小。     

咪唑啉类缓蚀剂对 P110 钢在 CO2 注入井环空环境中应力腐蚀行为的影响

目的研究咪唑啉类缓蚀剂对P110钢在CO2注入井环空环境中的应力腐蚀(SCC)行为的影响,为CO2注入井环空环境腐蚀防护方法的建立提供参考和依据。方法在实验室模拟的CO2驱注井环空环境中进行应力腐蚀试验、电化学测试和腐蚀形貌分析。根据现场提取的CO2注入井环空介质的成分分析结果配制模拟溶液,选用咪唑啉类缓蚀剂,调节模拟液p H至4。通入高纯N2进行除氧,以防止硫化物氧化。应力腐蚀试样采用三点弯试样,通过将试样的挠度控制为设定值来控制加载载荷。应力腐蚀试验和电化学试验均在密闭高压釜内进行。实验结束后,采用扫描电镜对腐蚀形貌进行观察。结果在CO2注入井环空环境下,咪唑啉缓蚀剂的浓度对P110钢的SCC行为有重要影响。在拉应力载荷存在时,添加足量的缓蚀剂对均匀腐蚀和SCC均具有较好的抑制效果,但当用量不足时,缓蚀剂的添加会增大P110钢的SCC敏感性,其SCC机制为氢脆与局部阳极溶解的混合机制。因此,P110钢在模拟CO2注入井的环空环境中会发生SCC,其机制为AD+HE机制。结论咪唑啉缓蚀剂的浓度对P110钢的SCC行为有重要影响,足量的缓蚀剂对均匀腐蚀和SCC均具有较好的抑制效果,但浓度不足时反而会增大SCC敏感性。     

CO2对H2S／CO2环境中P110钢应力腐蚀的影响研究

采用恒载荷拉伸法、腐蚀电化学测试和断口分析技术等,研究了P110钢在不同H2S／CO2含量的NACE-A溶液中的硫化物应力腐蚀（SSCC）行为．结果表明,在加载初期,P110钢的自腐蚀电位Ecorr）急剧下降,至极小值后缓慢升高,达到稳定值后直至断裂,试样断口呈脆性解理状．当通入CO2量达到17％时,P110钢的自腐蚀...     

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.     

P110钢高温高压下CO2腐蚀产物组织结构及电化学研究

模拟油气井深处CO2的超临界流体（35MPa、160℃）状态,在油田采出液中,对P110钢进行4—144h腐蚀测试;采用SEM、XRD、XPS、EIS等分析手段,对试样腐蚀产物膜进行组织结构及电化学交流阻抗分析。结果表明,在CO2含量为4％摩尔分数情况下,腐蚀产物膜在4—8h内迅速生成;48h内腐蚀产物膜由细小的FeCO3晶粒组成;48—144h之间,初始形成的FeCO3膜逐步转化为由（Fe、Ca）CO3、Fe2Ca2O5和CaCO3等腐蚀及沉积产物构成的晶粒细小的复合膜层。该腐蚀-沉积膜与基体结合力强、组织致密、无离子选择性渗透通道,厚度在48h后的腐蚀过程中变化很小。交流阻抗谱分析证明,该膜层对P110钢基体覆盖良好,具有很强的保护作用。     

常压条件下N80钢的CO2腐蚀的电化学特性

运用电化学测量技术研究了N80油管钢在常压条件下的CO2腐蚀电化学行为.结果表明：在30℃、60℃、90℃范围内,阳极反应机理没有发生变化,而阴极反应机理在60℃时已经发生改变,自腐蚀电位下的EIS反映的是阳极过程的EIS特性;由于60℃生成的腐蚀产物软而无附着力,极化电阻最小,相应的腐蚀速率最快.      

质子辐照对AL-6XN在高温高压水中的腐蚀行为影响

利用扫描电镜、能谱分析和X射线衍射研究质子辐照前后的奥氏体不锈钢AL-6XN在高温高压水中的腐蚀行为。结果表明,未辐照的样品在高温高压水中生成了完整的氧化膜,样品增重随着浸泡时间的增加而增加,温度越高腐蚀增重越显著。经过质子辐照后的材料在290℃/10 MPa水中氧化膜发生了严重的溶解,浸泡后样品出现了失重,在550℃/25 MPa超临界水中外层氧化膜发生了剥落,且浸泡时间越长氧化膜剥落越严重。质子辐照不影响氧化膜的元素组成和相结构,同时建议了质子辐照后奥氏体不锈钢在高温水中氧化膜剥落的模型。     

温度、Cl-浓度、Cr元素对N80钢CO2腐蚀电极过程的影响

利用电化学阻抗技术研究了温度、Cl^-浓度、Cr元素对N80钢CO2腐蚀电极过程的影响，结果表明，随着温度的升高，CO2腐蚀的阴极、阳极电极反应速率会明显增大，与此同时，温度的升高又容易使腐蚀产物膜在试样表面形成，对基体金属起到一定的保护作用，增加介质中的Cl^-浓度，会使阳极溶解速率先增加，后减小；阴极还原速率则缓慢减小；同时，Cl^-还会破坏腐蚀产物膜在试样表面的覆盖，N80钢加入Cr元素以后，CO2腐蚀阴极、阳极反应速率降低，材料具有一定的抗CO2腐蚀能力。     

普通Cr13钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对普通Cr13钢的CO2腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了Cr13钢的腐蚀试验。采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,Cr13钢液相、气相的腐蚀类型主要为均匀腐蚀。Cr13钢的腐蚀膜主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3。在85℃和110℃下,Cr13钢液相腐蚀速率为中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;在170℃下其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限;气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀。腐蚀产物膜表面为较大颗粒的晶粒,很不规则。     

钢的高温高压CO2腐蚀产物膜研究进展

综述了近期国内外在CO2腐蚀产物膜方面的研究进展.其中重点阐述了钢在高温高压CO2环境中腐蚀产物膜的形成机理、主要影响因素、结构沉积过程,力学性能及电化学行为等,并讨论了有关CO2腐蚀产物膜方面的研究方向与内容.     

模拟油田水介质中P110钢的CO2腐蚀机理

利用ＥＩＳ等技术研究了常温常压下Ｐ１１０油管钢在模拟油田采出液中受ＣＯ２腐蚀的电化学行为,结果表明,附加的阻极反应－Ｈ２ＣＯ２的直接还原,是导致ＣＯ２条件下的活性溶解腐蚀比相同ＰＨ的强酸慢更为严重的主要原因;模拟介质中的阳性极活溶解过程遵循“ＰＨ依赖机理”阴极反应则包括Ｈ＾＋的还原,Ｈ２ＣＯ２的还原,ＨＣＯ＾０３的还原和Ｈ２Ｏ的还原。     

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。     

松香胺类RA缓蚀剂对碳钢在高压CO2体系中缓蚀机理研究

应用电化学阻抗谱及极化测量技术，研究了在高压CO2的1%NaCl溶液中松香胺类缓蚀剂(RA)对N80钢的缓蚀机理，并探讨了它的吸脱附行为.结果表明，RA缓蚀剂对N80钢在高压二氧化碳体系中腐蚀有良好的缓蚀作用，缓蚀效应是负催化效应，在碳钢表面的吸附服从Langmuir吸附等温式.电位正移到脱附电位以上是RA阳极脱附的主要原因，这时它使表面电容Cd显著增加，传递电阻Rt明显减小.     

碳酸钠浓度对X70钢腐蚀行为的影响

用塔菲尔极化曲线法、阳极动电位扫描法和交流阻抗法研究了X70钢在不同浓度Na_2CO_3溶液中的腐蚀行为,结果表明,随着Na_2CO_3浓度的增加,腐蚀速率先减小后增大,自腐蚀电位先正移后负移。当Na_2CO_3浓度较低时,交流阻抗谱表现为一个容抗弧和一个感抗弧。而当Na_2CO_3浓度增大到0．1mo1/L时,X70钢开始钝化,交流阻抗谱表现为一个容抗弧。当浓度继续增大时,钝化性能下降。