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通过模拟不同Cl-浓度的腐蚀实验,结合EDS、SEM、EIS等分析手段,研究了T/S-52K直缝钢在不同Cl-浓度环境中的腐蚀行为.结果表明,随着Cl-浓度的增加,活化区域的阳极溶解加速,促进了试样表面的局部腐蚀,使得试样表面局部腐蚀严重;但随着腐蚀产物膜的覆盖,有效反应面积减小,所以试样的均匀腐蚀速率反而变化不大.当... 相似文献
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通过模拟酸化及生产工况条件下的鲜酸、残酸及地层水CO2腐蚀试验,研究高强15Cr马氏体不锈钢在不同条件下的腐蚀行为,利用电化学测试技术,探讨其在不同腐蚀环境中的表面(钝化)状态,并对其耐蚀性进行表征。结果表明:高强15Cr马氏体不锈钢在鲜酸中处于活化状态,均匀腐蚀速率极大,并且出现明显局部腐蚀;在残酸及地层水CO2腐蚀环境中,高强15Cr马氏体不锈钢处于钝化状态,其钝化膜具有双极性n-p型半导体特征,均匀腐蚀轻微,试样表面未出现明显局部腐蚀;相比于地层水CO2腐蚀环境,残酸溶液的pH值较低,高强15Cr马氏体不锈钢稳定钝化区范围显著减小,外层钝化膜掺杂浓度升高,平带电位正移,钝化膜的致密度下降,耐蚀性降低。在高强15Cr马氏体不锈钢油管的使用过程中,酸化压裂的鲜酸腐蚀是造成其发生腐蚀,特别是点蚀的主要原因。 相似文献
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某油井在起甩管柱时第329根修复油管发生断裂。通过化学成分分析、力学性能测试、断口宏微观分析、金相检验以及受力分析等方法,对该油管的断裂原因进行了分析。结果表明:该油管为过载断裂,油管管壁因修复过程及均匀腐蚀减薄严重,使其承载能力大大降低,从而导致其在提升过程中的较大载荷作用下发生过载拉伸断裂。 相似文献
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用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2腐蚀行为研究 总被引:1,自引:0,他引:1
运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率.在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.1523mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力.在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3.在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用.同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力. 相似文献
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某井油管腐蚀原因分析 总被引:3,自引:0,他引:3
对某井油管检查发现,管体内外壁均有不同程度的腐蚀,但是在某些井段腐蚀最严重。对油管管体的化学成分分析、金相显微组织检测和SEM,EDS及XRD的分析结果表明:管体具有正常的化学成分和金相组织,腐蚀坑底部有大量的腐蚀产物堆积,Cl-在腐蚀产物层下富集。油管内壁产物为FeCO3,MgFe(CO3)2,FeO(OH),Mg3Ca(CO3)4和Fe3O4,外壁产物主要有FeCO3,MgFe(CO3)2,CaCO3和FeO(OH)。表明该井油管内壁腐蚀原因为CO2腐蚀,内壁腐蚀穿孔后,腐蚀性的介质和气体由此进入套管和油管的环空造成油管外壁CO2腐蚀。井深3279m处油管处于CO2腐蚀速率最大的温度区间,腐蚀最严重。Cl-的富集是诱发局部腐蚀的主要原因。 相似文献
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通过模拟油田超深超高压高温油气井腐蚀环境,研究超级13Cr马氏体不锈钢管材抗均匀腐蚀、点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)及酸化液腐蚀的性能。研究结果表明:随着井深的增加,超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率逐渐增大,且气相的均匀腐蚀速率要大于液相的腐蚀速率,但不论在液相还是在气相腐蚀条件下,均匀腐蚀速率均远小于0.1mm/a;由于超级13Cr马氏体不锈钢有较高的Mo,Ni含量,在模拟腐蚀环境中未出现明显点蚀现象,且具有良好的抗SCC性能;循环酸化腐蚀试验后试样管体和接箍部分没有出现点蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀迹象。 相似文献
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