几种钻具材料性能及显微特征研究

本文通过金相分析、电子扫描显微分析及透射电子扫描分析,深入研究此三种材料的显微组织特征,从而找出导致三种材料性能差异的根源。最后通过理论分析和研究,讨论了造成三种钻具材料显微组织特征不同的成分因素和热处理因素。文章表明,三种材料由于其化学成分中的C、Cr、Mo元素的不同,从而在热处理过程中导致碳化物形貌、马氏体片层粗细等不同。     

饱和CO2环境下噻唑衍生物的缓蚀性能和电化学特征

在油气田的CO2腐蚀控制中,添加缓蚀剂是一种简单、经济而又行之有效的办法.合成了一种噻唑衍生物缓蚀剂,利用腐蚀失重法和电化学方法对其在饱和CO2环境下的缓蚀效果进行了评价,对其电化学特征进行了表征,并初步探讨了其在饱和CO2环境下的缓蚀机理.结果表明,该噻唑衍生物对饱和CO,条件下N80钢的腐蚀有较好的抑制作用,在试验条件下,该缓蚀剂的加入量为500mg/L时,液相及气相缓蚀率分别为86.9%和89.6%;噻唑衍生物主要依靠分子中的S,N原子与N80钢表面直接发生吸附,从而起到缓蚀作用.     

N80油管钢腐蚀产物膜的力学性能研究

研究了气体分压、温度和缓蚀剂等腐蚀环境因素对油管钢N80腐蚀产物膜的硬度和膜基结合强度的影响,探讨了产物膜硬度、膜基结合强度与腐蚀速率的相关性,发现油管钢平均腐蚀速率随腐蚀产物膜硬度增大或膜基结合强度的提高而降低,并建立了产物膜硬度、膜基结合强度与平均腐蚀速率间的定量关系.研究表明,要减缓基体的腐蚀速率,腐蚀产物膜的力学性能必须大于某临界值;添加适当的缓蚀剂可以提高腐蚀产物膜的力学性能,从而起到有效控制油管钢腐蚀的作用.     

13Cr和N80钢高温高压抗腐蚀性能比较

在石油、天然气的开采与集输过程中,地层中的CO2会对油套管及集输管线造成严重腐蚀。在我国,CO2腐蚀已导致多起重大事故,经济损失十分严重。模拟了大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr和N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段,分析获得了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,13Cr钢液相腐蚀类型主要为均匀腐蚀,N80钢主要是局部腐蚀。85℃和110℃时,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,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;N80钢的液相腐蚀速率属于严重腐蚀,腐蚀膜呈现双层结构,表层为较粗大的规则的晶粒堆积而成,内层则是由细小晶粒紧密堆积而成。在170℃时,13Cr钢的腐蚀速率属严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限,而N80钢属于中度腐蚀。     

油田有机缓蚀剂的研究现状和发展趋势

介绍了油田的主要腐蚀类型,对目前油田使用的有机缓蚀剂进行了归类比较,提出了有机缓蚀剂的发展方向。     

镍基合金在含H2S/ CO2环境下的电化学腐蚀行为研究

    采用电化学阳极循环极化曲线、交流阻抗技术分别研究了3种镍基耐蚀合金在饱和CO₂的NaCl溶液中和加入H₂S的体系中的电化学腐蚀行为.结果表明：在Cl^-浓度为50 g/L的NaCl溶液中,3种材料的点蚀电位存在明显差异,Inconel 625点蚀电位最高;循环极化结果显示Inconel 625合金的滞后环最小,其保护电位(或再钝化电势)相对较高,表明其耐局部腐蚀性能优于其它两种材料;EIS表明阻抗谱均有明显的容抗弧特征,不含硫时3种材料显示单一的容抗弧,在CO₂+H₂S共存时低频显示扩散阻抗控制,Inconel 625均具有相对较大的极化电阻.     

X80管线钢钝化膜的光电化学性能

利用电容测试法和光电流技术研究了X80管线钢在NaHCO3/Na2CO3缓冲溶液中所成钝化膜的半导体性能和光电流特性,分析了成膜电位、成膜时间、Cl-浓度,溶液pH值以及成膜温度等因素对膜光电流响应的影响.结果表明,X80管线钢钝化膜的Mott-Schottky直线部分的斜率和光电流均为正,表明钝化膜呈现n型半导体特性.随着成膜电位的增加、成膜时间延长、溶液pH值升高、成膜温度及溶液中Cl-浓度的减小,Mott-Schottky直线部分的斜率和光电流响应均呈增大趋势,表明钝化膜内施上密度减小.     

输油管道腐蚀剩余寿命的预测

针对某273mm×6(7)mm输油管道建成时间不长,管道腐蚀却很严重,腐蚀发展速率非常高的情况,利用此管道历年来的近千个腐蚀大修缺陷尺寸数据,统计出管线的腐蚀速率分布,建立了腐蚀速率概率分布的模型,并对模型进行了验证,发现腐蚀速率服从正态分布N(03968,01412)。利用腐蚀剩余强度评价确定的极限缺陷尺寸数据,在可靠性理论的基础上对273mm×6(7)mm输油管道的腐蚀剩余寿命进行了预测,发现在低、中风险地段,管道使用5～6年后,需要检测和维修;在高风险地段,管道使用4～5年就需要检测和维修。建议应对此输油管道加强防腐,严把防腐质量关。     

J55钢CO2腐蚀产物膜形貌结构研究

在高温高压静态釜中进行了J55油套管钢的CO2腐蚀模拟试验,并对其腐蚀试样进行了磨损试验,得到腐蚀膜不同厚度的层面.用X射线衍射仪(XRD)和电子散射能谱仪(EDS)分析了膜的化学组成;用扫描电镜(SEM)分析了腐蚀产物膜的不同层面形貌、断面形貌以及厚度或表面晶粒大小与温度或CO2分压之间的关系.结果显示,在模拟试验条件下,J55钢所得到深褐色的腐蚀膜断面形貌为双层结构,表层为粗大而较规则的晶粒,内层膜为类似泥浆状的细小晶粒薄层;膜的主要成分为FeCO3,温度>180℃的腐蚀膜也未检测到各种铁的氧化物,在内层膜中检测出少量的Fe3C.膜厚和晶粒大小随着温度变化的极大值均在120℃处,极小值在160℃处,但两者曲线稍有不同.CO2分压对膜厚和晶粒大小的影响较复杂,在CO2分压为6.89MPa时,膜厚和晶粒均达到极大值;另一个极大值晶粒在3.45MPa,膜厚在2.41MPa;在两极大值之间,出现一极小值,晶粒在4.13MPa,膜厚在3.45MPa;在临界压力以上,晶粒大小或膜厚均急剧减小.     

N80油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极过程EIS分析

为了找出油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极反应与腐蚀时间的关系,采用高温高压釜装置,辅以交流阻抗谱(EIS)测试技术,在100 ℃时,CO2分压180 psi和H2S分压2 psi的条件下,对N80油管钢在模拟油田采出液中CO2/H2S腐蚀的阴极过程进行了研究.结果表明,阴极反应的交流阻抗谱随着腐蚀时间发生变化.2 h和12 h后交流阻抗谱呈现单容抗特征,腐蚀以H2S腐蚀为主;36 h和72 h后出现Warburg阻抗特征,分析认为这是由腐蚀产物膜引起的.