X65钢在CO2/H2S介质中的高温高压腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针进行微观结构分析,对90、120、150℃时X65钢在模拟油气田CO2/H2S环境中的腐蚀行为进行研究.结果表明:在实验条件下,X65钢发生严重的CO2/H2S腐蚀.随着温度的升高,腐蚀速率呈上升再下降的趋势(120℃时为最大值).表面都生成了FeCO3为主的腐蚀产物膜;CO2/H2S腐蚀的协同作用形成了钢表面独特的点蚀和台地腐蚀特征.CO2/H2S腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

X70钢在高温高压二氧化碳酸性溶液中的腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,研究X70钢在3种不同高温条件下及2 MPa分压的饱和CO2环境介质中的腐蚀行为.结果表明,在所研究的温度范围内,X70钢在CO2环境介质中表现出高的腐蚀速率;随着温度的升高,腐蚀速率呈上升再下降的趋势,120℃时为最大值;表面腐蚀产物膜的主要成分为Fe3C和FeCO3;CO2腐蚀的作用形成了钢表面点蚀、条状腐蚀特征,EPMA分析显示碳元素也呈条状分布;试样中沿轧制方向的两相对平行侧面的点蚀特征明显,而垂直于轧制方向的两相对平行侧面点蚀极少;CO2腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

CO2环境介质下16Mn钢的高温高压腐蚀性能

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,对16Mn钢在3种不同高温条件下以及1 MPa分压的饱和CO2环境介质中的腐蚀性能进行研究.结果表明,在60、90、120℃下,16Mn钢发生严重的CO2腐蚀,表现出高的腐蚀速率,且伴有不同程度的点蚀、条状腐蚀特征.随着温度的升高,腐蚀速率呈下降再上升的趋势,90℃时最小,各温度下表面都生成了Fe3C为主的腐蚀产物膜。研究发现,Cl-为点蚀的"激发剂",并且在点蚀坑内富集,导致局部Cl-浓度差不同,形成电偶腐蚀,促进点蚀发生;腐蚀过程显示CO2腐蚀的局部腐蚀特征是各种因素相互作用的结果.     

超级13Cr马氏体不锈钢在CO_2 及H_2 S/CO_2 环境中的腐蚀行为

在模拟油田腐蚀环境中,通过高温、高压、CO2和H2S/CO2腐蚀实验及电化学测试,研究超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为.结果表明:在CO2腐蚀环境中,随着温度的升高,超级13Cr的均匀腐蚀速率呈稍微上升的趋势,点蚀轻微;在H2S、CO2共存条件下,超级13Cr的均匀腐蚀速率变化不大,点蚀严重,当Cl-的质量浓度为160g.L-1时,其最大点蚀深度可达28μm.超级13Cr的点蚀电位明显高于普通13Cr的点蚀电位,温度升高、Cl-的质量浓度增大和H2S气体的存在降低了超级13Cr的点蚀电位,而CO2对超级13Cr的点蚀电位影响不大;在N2、CO2环境中,超级13Cr的回复电位都在钝化区间,且回复电位较高,具有良好的再钝化能力.H2S气体的存在同样使超级13Cr的回复电位和点蚀电位显著降低.     

集输管道CO2/油/水环境中X65钢的腐蚀特征

通过高温高压动态反应釜实验模拟油田集输管道腐蚀环境,采用腐蚀失重、X射线衍射、扫描电镜和电化学分析等方法,研究了CO2/油/水环境中X65钢的腐蚀行为.结果表明:不同原油含水率条件下,X65钢CO2腐蚀形态发生改变.含水率较低(40%~50%)时,原油的浸润作用使X65钢表面发生均匀腐蚀,局部由于原油吸附不均匀出现点蚀特征;含水率在70%~80%之间时,原油对钢表面屏障作用减弱,生成的产物膜厚而疏松、局部脱落引发台地腐蚀;含水率为90%时,台地腐蚀破坏区域扩大,腐蚀加重.原油可以明显改变腐蚀产物晶体颗粒大小、堆垛方式、产物膜结构以及化学成分.在原油的缓蚀作用下,X65钢CO2腐蚀过程的温度敏感点向低温段移动,出现在50℃左右,腐蚀速率降低区间变宽,X65钢耐蚀性增强.     

高含H2S/CO2介质中X60钢腐蚀产物膜分析

利用高温高压H2S反应釜进行腐蚀模拟实验,研究X60钢在高压H2S/CO2共存条件下的腐蚀规律,并利用扫描电子显微镜和X射线衍射等方法观察用分析了腐蚀产物膜的形貌和组成.在H2S/CO2分压比为1.74、H2S分压0.15～2.0 MPa条件下,腐蚀产物以硫铁化合物为主,未见碳酸亚铁,X60钢腐蚀过程由H2S控制.H2S分压较低时腐蚀产物以四方FeS1-x为主,H2S分压2.0 MPa时则出现六方FeS、六方Fe1-xS和立方FeS2.疏松的富S腐蚀产物及腐蚀产物膜局部剥落促使高H2S分压时X60钢出现明显局部腐蚀,并使全面腐蚀速率随H2S分压升高先升后降.     

X60钢在不同温度下的CO2腐蚀行为

为了研究腐蚀因素与腐蚀速率的关系，通过在NACE溶液（5％NaCl＋0.5％CH3COOH）中进行饱和CO2浸泡腐蚀实验，利用失重法、电子显微镜（SEM）和数码相机等方法研究了X60管线钢在30、60和90℃温度条件下的腐蚀行为，研究结果表明，X60钢在90℃条件下的腐蚀速率比在30和60℃条件下高一个数量级，为12.8858mm／a,在30℃时，试样表面无明显点蚀特征，在60℃条件下试样表面仅仅出现点蚀，其余部分平整，而在90℃条件下试样表面不仅出现严重的台地腐蚀而且出现线蚀槽，腐蚀严重。在60℃条件下，点蚀周围富集Cl-，说明Cl-在坑内富集，是引起点蚀成核的主要原因。     

FV520B钢在H_2S/CO_2环境下的应力腐蚀

采用慢应变速率应力腐蚀拉伸试验方法,开展了FV520B钢在模拟管道压缩机叶轮腐蚀介质环境中的高温、高压应力腐蚀开裂(SCC)研究,探讨了H2S浓度、CO2浓度、温度、压力等环境参数对FV520B钢应力腐蚀开裂的影响规律和作用机制.试验结果表明,H2S起主要腐蚀作用,应力腐蚀敏感指数随H2S浓度的增加而增大,而压力在一定范围内对应力腐蚀敏感指数影响不大.通过试样断口微观形貌观察分析,研究其应力腐蚀行为和机理,并计算不同环境参数下的应力腐蚀敏感指数,运用回归分析方法建立了FV520B钢在H2S/CO2环境中应力腐蚀敏感指数与介质浓度、温度、压力等环境参数之间的数学模型,表明H2S浓度、温度对应力腐蚀敏感指数的影响较为显著,同时,4种参数对应力腐蚀敏感指数产生交互作用.     

低铬钢H2S/CO2腐蚀电化学阻抗谱特征

采用电化学阻抗谱技术研究了4种不同含Cr量的P110钢的H2S/CO2腐蚀电化学特征。结果表明：H2S的存在有利于金属表面成膜,导致低频感抗弧消失。在H2S/CO2环境中腐蚀阻力比纯CO2环境中的腐蚀阻力大,H2S可显著降低腐蚀腐蚀速率。随着含Cr量增加,腐蚀速率出现极小值的H2S浓度升高。高含钢的耐蚀性不一定优于低含铬钢,其耐蚀性能与H2S浓度密切相关。     

高温高压喷射条件下X70管线钢的CO2腐蚀形貌

利用自主研发的高温高压环路喷射装置并结合流体动力学模拟计算,研究了高温高压CO2环境流体喷射条件下X70钢的腐蚀产物微观形貌、基体表面三维形貌、腐蚀减薄量及其统计规律,并探讨了与流体状态之间的关系.结果表明,高温高压流体喷射条件下,不同流态区域内流体传质速率和壁面切应力的差异是造成X70钢腐蚀产物、基体表面三维形貌及腐蚀减薄量差异的主要原因.按照层流区→壁面喷射区→过渡区的顺序,流体壁面切应力逐渐增加,不断减薄腐蚀产物膜直至其脱落,造成传质过程阻力减小,传质速率增大,腐蚀过程不断加剧.因此,按照层流区→壁面喷射区→过渡区的顺序,X70钢表面腐蚀产物膜由完整致密向疏松多孔变化,基体表面三维形貌呈现平坦→陡峭→非常陡峭的特征,三维表面高度偏差和均方根偏差、腐蚀减薄量平均值和标准差均呈现逐渐增大的趋势.在高温高压流体喷射条件下,X70钢的CO2腐蚀速率与壁面切应力之间较好地满足指数关系.     

页岩气开采与集输过程中腐蚀问题与现状分析

页岩气是一种清洁的能源，在许多国家的能源战略中占据重要地位。美国、加拿大等国家页岩气开发技术较为成熟，位于世界领先地位，中国等国家起步较晚，但近年来发展迅速。随着页岩气的不断开采，井下管柱、地面管线及设备的腐蚀问题不断出现，严重影响了页岩气的正常生产。页岩气勘探、开发和储运过程中都可能产生腐蚀问题，不同类型的腐蚀之间往往会相互影响，加大了腐蚀防控的难度。主要涉及的腐蚀类型有：硫酸盐还原菌腐蚀、冲刷腐蚀、CO₂腐蚀、H₂S腐蚀及垢下腐蚀等。针对目前页岩气生产过程中的腐蚀问题和研究现状，分析了各种腐蚀产生的原因、腐蚀机理以及防腐方法。     

CO2辅助蒸汽驱对四种钢的腐蚀性能影响模拟

CO₂辅助蒸汽驱是稠油开采的新型方式,但有关CO₂辅助蒸汽驱注气井中井下管柱CO₂腐蚀行为的研究较少。为此,利用高温高压釜模拟CO₂辅助蒸汽驱注气井筒工况,在CO₂分压为2 MPa,240 ℃的条件下,对4种常用的油套管钢进行了失重腐蚀挂片试验,得到了模拟工况下油套管钢的腐蚀速率,利用SEM观察了4种材质的微观腐蚀形貌,并采用SEM和EDS对4种管材的腐蚀产物进行了表征。结果表明,在实验条件下,4种材质的均匀腐蚀速率均小于油田的腐蚀控制指标（0.076 mm/a）;N80钢的腐蚀形态为均匀腐蚀,而3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀形态为局部腐蚀;4种钢材的腐蚀速率均满足CO₂辅助蒸汽驱注气井筒腐蚀控制要求。     

油气田开发中H_2S/CO_2腐蚀研究进展

首先分别探讨了CO2腐蚀和H2S腐蚀的机理及其影响因素;进而讨论了H2S/CO2共存条件下的腐蚀机理及其影响因素,分析了国内外H2S/CO2腐蚀研究的现状和趋势,提出了油井管H2S/CO2腐蚀的防护措施,探讨了高酸性油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向.     

碳钢高温高压CO2腐蚀产物膜的形成机制

利用高温高压反应釜模拟了N80钢在CO2分压1MPa、温度90℃、流速1ms-1条件下地层水中不同时间的腐蚀行为,并应用SEM、EDS和XRD等微观分析手段研究了腐蚀产物膜的微观形貌、成分和结构特征,探讨了腐蚀产物膜的形成机制. 结果表明:在腐蚀开始阶段(8h),腐蚀产物主要为Fe3C,并有少量的FeCO3形成. 随着腐蚀的进行(72h后),腐蚀产物膜基本上为FeCO3. 腐蚀产物膜由内外两层构成:内层膜是溶液中HCO-3不断透过膜进入膜/基界面与基体反应形成,并使膜/基界面不断向内推进;外层膜是由于溶液中Fe2 和CO2-3的浓度超过FeCO3的容度积,FeCO3晶体在内层膜表面形核并长大而形成. 外层膜的晶粒比较细小、致密. 内层膜与外层膜的界面结合比较弱,而内层膜与基体的结合比较强.     

X65MS钢在饱和H2S/CO2环境下的腐蚀产物研究

利用高温高压反应釜模拟酸性油气输送环境，研究X65MS管线钢在饱和H₂S/CO₂环境下的腐蚀行为.采用加速腐蚀实验法评测不同浸泡周期下的平均腐蚀速率.借助X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和电子探针(EPMA)等测试技术，分析了不同实验周期下氧化产物膜层的物相组成、表面形貌和截面形貌.结果表明，根据平均腐蚀速率随时间变化曲线的走势与氧化膜层的结构特征，腐蚀过程分为三个阶段.腐蚀过程以H₂S腐蚀为主，氧化产物主要为硫铁化合物(Fe_○xS_○y).随着浸泡时间的增加，铁元素比例减小，富S相比例增大，腐蚀产物膜层厚度增加，结构由疏松逐渐变为均匀、致密，腐蚀产物顺序为马基诺矿(Mackinawite)→过渡相陨硫铁(Troilite)→磁黄铁矿(Pyrrhotite)，稳定的磁黄铁矿对X65MS管线钢基体的耐蚀性起到保护作用.     

常用油管钢的CO_2局部腐蚀速率

通过模拟国内某油田腐蚀环境中的高温高压试验,研究了N80,P105,SM110油管钢的局部腐蚀速率·结果表明,N80,P105和SM110油管钢均表现出了较高的腐蚀速率·在影响局部腐蚀速率的各个因素中,流速和油水比对局部腐蚀速率的影响最明显,对比N80钢,含水100%的腐蚀速率比含水30%及70%时高出15倍及5倍以上·P105和SM110钢也如此,P105钢变化最大,含水100%时腐蚀速率比含水30%时高出50倍·CO2分压和氯离子浓度也会在一定程度上影响油管钢的局部腐蚀的趋势·     

CO2/H2S对油气田常用钢材腐蚀规律及防腐技术研究进展

CO2和H2S腐蚀是石油天然气工业中常见的腐蚀类型之一,它们溶于水后,pH值呈现弱酸性,对管道设备等会产生腐蚀,但当两种气体同时存在时,对钢材的腐蚀呈现复杂多样性。针对两种气体同时存在时腐蚀的多变性,本文总结归纳了在CO2和H2S共存条件下的腐蚀机理、影响因素及缓蚀行为,旨在为油田防腐及选材提供参考依据,更好的延长管道使用寿命。     

Ni-SiO2复合镀层腐蚀摩擦学性能研究

利用瓦特型复合镀液制备Ni-SiO2复合镀层，探讨了电沉积过程和获得的镀层的性质；尤其是电流密度对获得的Ni-SiO2复合镀层的性能和结构的影响。结果表明，Ni-SiO2复合镀层的硬度可达到HVM410．2。在3％NaCl溶液中，Ni-SiO2复合镀层磨损量比纯镍层降低50％，比A3钢的磨损量降低86％。电化学测试结果表明，Ni-SiO2复合镀层在3％NaCl溶液中的腐蚀电流比纯镍镀层降低43％，表现出较好的耐腐蚀性能。SEM分析显示Ni-SiO2复合镀层表面是由SiO2在Ni基体上紧密堆积而成，Ni与Si的组分比是3．4：1．2。X射线分析显示Ni-SiO2复合镀层中Ni为面心立方结构，其晶粒尺寸为19．1nm。     

新型中和缓蚀剂对常减压塔顶H2S—HCI—H2O腐蚀作用的影响

研究了新型中和缓蚀剂SF-121B和BZH-1在常减压蒸馏塔顶H2S-HCl-H2O腐蚀系统中的缓蚀效果，结果表明：随着H2S浓度增加，腐蚀速率增加；温度升高，溶液pH值下降，腐蚀增加。中和缓蚀剂SF-121B和BZH-1的缓蚀效果优于目前工业常用的7019。SF-121B与氨水复配在保持较好缓蚀效果的同时，可减少操作成本。     

新型中和缓蚀剂对常减压塔顶H2S-HCl-H2O腐蚀作用的影响

研究了新型中和缓蚀剂SF-121B和BZH-1在常减压蒸馏塔顶H2S-HCl-H2O腐蚀系统中的缓蚀效果,结果表明随着H2S浓度增加,腐蚀速率增加;温度升高,溶液pH值下降,腐蚀增加.中和缓蚀剂SF-121B和BZH-1的缓蚀效果优于目前工业常用的7019.SF-121B与氨水复配在保持较好缓蚀效果的同时,可减少操作成本.