高温高压CO2/O2共存流体中N80钢腐蚀特性分析

在高温高压釜中进行CO2和O2共存流动液体环境中N80油管钢的腐蚀实验,采用失重法测量腐蚀速率,扫描电镜(SEM)和X射线衍射仪(XRD)测试腐蚀表面形貌和成分的方法,得到N80钢在流动多元热流体中的腐蚀规律与形貌特征.实验结果表明:在CO2和O2共存环境下,N80钢腐蚀以均匀腐蚀为主伴有部分局部腐蚀,腐蚀速率呈现随温...     

油套管钢在氯化钙溶液中腐蚀及缓蚀性能研究

为了获得普通碳钢在常规压井液中腐蚀性,并找到一种腐蚀控制途径,利用失重法和电化学方法研究了N80、P110钢在1.35 g/cm³ CaCl₂溶液中不同温度、高温高压,缓蚀剂种类、用量等条件下的腐蚀及缓蚀行为。实验结果表明,随温度的升高N80和P110钢腐蚀加剧,在常压60~80℃,普通碳钢自腐蚀电流密度从10^-6 A/cm²增加到10^-5 A/cm²;4 MPa条件下,温度从90℃升高至150℃时,腐蚀速率增大了1个数量级;80℃下,WLD31A用量仅为30 mg/L时,对N80缓蚀效率可达95.51%,P110钢缓蚀效率可达93.11%;在60~80℃,升高温度有利于提高WLD31A缓蚀效果,N80钢缓蚀效率从88.08%增加到96.51%,P110钢缓蚀效率从61.38%增加到93.11%。     

N80油管钢腐蚀产物膜的研究

通过分析腐蚀产物膜的结构、成分及影响因素.对不同环境和条件下N80油管钢腐蚀产物膜进行了研究.     

温度对油套管用钢腐蚀速率的影响

通过模拟塔里木油田现场环境进行腐蚀试验,研究井下不同井段腐蚀环境下KO110和3Cr110油套管用钢的腐蚀形态以及腐蚀速率,确定表面腐蚀产物的成分.结果表明:在90℃附近两种材料出现腐蚀速率的最大值,KO110为9.9437mm/a,3Cr110为5.9734mm/a;3Cr110在低温下(90℃以下)的腐蚀速率远小于KO110,在90℃以上与KO110的腐蚀速率相当,甚至要高于KO110;KO110局部腐蚀相当严重,3Cr110表现出了良好的抗局部腐蚀性能,在整个温度区间,局部腐蚀很轻微.     

大牛地奥陶系马五段硫化氢腐蚀机理与影响因素

为了解决大牛地气田硫化氢腐蚀严重问题,分析了硫化氢腐蚀机理以及影响腐蚀程度的因素。结合大牛地奥陶系马家沟组马五段地质条件以及硫化氢赋存条件确定该区域硫化氢形成的机理,为硫酸盐热化学还原反应;且该区域存在的大量石膏层为含硫化氢气体提供了良好的圈闭条件。硫化氢腐蚀模拟试验模拟了马五段地层水环境对N80钢和P110钢的腐蚀程度,P110钢的腐蚀程度较N80钢轻微,两者均属于极严重腐蚀。结合腐蚀表面微观形貌观测与腐蚀产物能谱分析得出:大牛地奥陶系马家沟组马五段硫化氢腐蚀机理为高温高压下CO2/H2S电化学腐蚀为主;并伴随有高Cl-破坏腐蚀产物膜加速腐蚀。硫化氢腐蚀影响因素分析得出温度和CO2含量增加会加速硫化氢腐蚀。     

塔里木油田有机盐完井液腐蚀研究

模拟塔里木油田腐蚀环境考察了有机盐完井液密度、温度、pH值对P110、VM140和HP13Cr三种油管材质的腐蚀行为。结果表明：随完井液密度的增加,管材的腐蚀速率逐渐降低;温度越高腐蚀越严重,随温度逐渐升高,试片由均匀腐蚀变为坑点较多的局部腐蚀;pH值增加,腐蚀速率逐渐下降,这与完井液适宜在偏碱性环境中使用相一致;相同条件下,腐蚀速率大小为P110＞VM140＞HP-13Cr;P110和VM140在低密度完井液中存在严重的局部腐蚀,相同条件下VM140抗局部腐蚀的能力强于P110,但二者的差异不大,HP-13Cr基本无局部腐蚀。当完井液密度低于1.15g/cm³或温度超过80℃时,P110和VM140腐蚀严重,必须采取相应的防腐措施。     

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.     

不同CO_2压力下形成的N80钢腐蚀产物膜特征

对N80钢在不同CO2压力下进行高温、高压腐蚀实验,根据失重法计算N80钢的腐蚀速率,利用扫描电镜观察腐蚀产物膜的微观形态,分析腐蚀产物膜的厚度和Ca元素含量,利用电化学阻抗谱和极化曲线法测试了腐蚀产物膜的电化学性能,并对腐蚀产物膜与基体间的剪切强度进行了测试.结果表明,随CO2压力增加,N80钢腐蚀速率增大;腐蚀产物膜晶粒尺寸基本不变,膜中微观缺陷数量逐渐增多;腐蚀产物膜电阻和反应电阻呈逐渐增加的趋势;腐蚀产物膜与N80钢基体结合的剪切强度下降,促进了N80钢的腐蚀.     

油套管用钢P110的CO_2腐蚀动力学研究

利用高温高压腐蚀试验及电化学原位测量技术,并辅以SEM、EDS和XRD等微观分析手段研究了油套管用钢P110在CO2分压为2 MPa、温度为100℃的3.5%NaCl水溶液中的腐蚀失重、界面反应电化学特性、腐蚀产物膜的微观形貌、成分和结构特征,探讨了油套管用钢CO2腐蚀动力学.研究结果表明:油套管用钢P110的CO2腐蚀产物为FeCO3;随腐蚀时间的延长及腐蚀产物膜的形成,平均腐蚀速率逐渐降低、趋势变缓,产物膜生长满足抛物线生长规律;腐蚀产物晶粒逐渐长大并堆垛紧密,逐渐成膜覆盖于金属表面,膜厚先增加后逐渐趋于稳定,对基体保护能力增强;不同腐蚀时间交流阻抗图谱(EIS)的拟合结果表明,极化电阻随着腐蚀时间增加逐渐增大,电极反应由最初的活化控制变为扩散控制.     

氨水和氢氧化钠碱性污染粉土中X80钢的腐蚀试验研究

通过室内模拟试验,采用CS350电化学工作站进行了氢氧化钠和氨水污染土中X80钢的电化学阻抗谱(EIS)和极化曲线等的测试。对碱性污染粉土中X80钢的电化学腐蚀行为进行了研究。结果表明:总体腐蚀较弱。浓度为0.5%和1%的氢氧化钠污染粉土中埋置的试件表面出现点蚀;埋置在浓度0.5%的氨水污染粉土中的试件表面出现局部腐蚀。氢氧化钠污染粉土中X80钢在浓度为0~1%时,腐蚀速率随着氢氧化钠浓度的增加而加快;当浓度增大到3%时,试件表面出现钝化现象,腐蚀速率减缓。氨水污染粉土中X80钢在浓度为0~0.5%时,腐蚀速率随着氨水浓度的增加而加快,当浓度达到1%时开始出现钝化现象;且当浓度达到3%时钝化更加明显。在较大浓度下,氨水污染土中X80钢的阻抗更大,腐蚀更难进行。     

碳含量和组织类型对低合金钢耐蚀性的影响

研究了不同碳含量和显微组织的低合金钢的耐腐蚀性能和腐蚀行为,并与商业耐候钢09CuPCrNi进行了相应的比较.通过金相显微镜、扫描电镜观察,轧后水冷钢的主体组织为板条状贝氏体,轧后空冷钢为针状铁素体、粒状贝氏体、M/A小岛和少量渗碳体(珠光体)的混合物.用干湿循环加速腐蚀实验对耐蚀性测定结果表明:低碳钢(0.03%C)和轧后水冷的较高碳含量钢(0.1%C)的耐蚀性均明显优于09CuPCrNi;低碳含量钢的组织类型对其耐蚀性影响不大;较高碳含量情况下,单相贝氏体钢的耐蚀性优于由铁素体、渗碳体(珠光体)等构成的复相组织钢;轧后水冷时,不同碳含量的钢耐蚀性差别不大;轧后空冷时,低碳含量钢的耐蚀性优于较高碳含量钢.用扫描电镜对锈层进行观察,可以看出耐蚀性较好的样品在腐蚀后期形成了致密的内锈层.     

注CO2采油井油管柱腐蚀速率预测

针对注CO₂采油井生产中油管柱存在的腐蚀现象，开展了注CO₂采油井不同阶段的油管腐蚀规律研究。对油管柱CO₂腐蚀进展进行了概述，基于动力学原理与金属的电化学腐蚀理论，考虑油气生产过程的产液量、含水率、井口温度、生产压差、流体流速等因素，得到油管内温度压力分布，研究了CO₂采油井油管腐蚀速率预测方法。对实例井的油管柱腐蚀速率做出了预测，并开展主控因素下油管柱腐蚀速率随时间、井深的变化规律研究。结果表明，在整个吞吐周期中，油管腐蚀主要发生在生产阶段。腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。     

NaCl污染土中含水量和电阻率对腐蚀速率的影响

以太原典型粉土为研究对象,采用失重法测试经过14 d、28 d、56 d后,X70钢在Na Cl污染粉土中的腐蚀速率。试验结果显示,随着含水量的增加,腐蚀速率呈现出先增大后减小的趋势;且在含水量17%左右时,腐蚀速率达到一个峰值;在通常含水量情况下,随着电阻率的增大,其腐蚀速率减小;当含水量在17%左右、电阻率较小的情况下,土壤的腐蚀速率达最大;当含水量很小或者达到饱和时,无论土壤电阻率怎样变化,其腐蚀速率都达到最小。     

陇东地区煤层气井油管柱腐蚀机理研究

煤层气井油管柱腐蚀导致的管柱穿孔和频繁卡泵是制约陇东地区煤层气资源开发的关键因素，确定煤层气井油管腐蚀形貌特征与产物成分，查明其腐蚀机制对于气井管材选型、防护措施改进意义重大。利用扫描电镜（SEM）及二次电子图像（SE）、背散射图像（BSE）对油管柱腐蚀产物膜形貌进行微观表征，采用能谱分析（EDS）标定腐蚀产物元素类型及含量，并通过X射线衍射分析了腐蚀产物的矿相，在此基础上提出本区煤层气井油管腐蚀机理及防护措施：本区煤层气井N80油管钢在高矿化度Cl^-、HCO₃^-地层水环境发生强烈CO₂腐蚀作用，形成多层结构腐蚀产物（FeCO₃）膜，由于腐蚀产物膜与金属基体结合强度低，在井筒流动介质冲刷下易发生剥离，且腐蚀产物膜疏松多孔致密性差，Cl^-易穿过产物膜接触金属基体，形成自催化腐蚀电偶，加速局部阳极溶解，生成大量点蚀坑，加剧了腐蚀穿孔伤害程度。选择含3% Cr油管材、加缓蚀剂（原油）与射孔完井是实现本区煤层气井油管柱整体腐蚀防护的可行措施。     

缓蚀剂与锑配合物的协同作用研究

以三氯化锑、乙二胺四乙酸等为原料合成了EDTA-锑配合物,采用静态挂片失重法和电化学方法考察了EDTA-锑与曼尼希碱的协同缓蚀作用.结果表明:在复合缓蚀剂用量不变的情况下,N80钢片在工业盐酸中的腐蚀速率随EDTA-锑与曼尼希碱质量比的增大呈现出先减小后增大的趋势.复合缓蚀剂的加量为1%,实验温度为90℃,在15%盐酸中,当EDTA-锑与曼尼希碱质量比为0.5%时,腐蚀速率最小;在20%盐酸中,当EDTA-锑与曼尼希碱质量比为1.0%时,腐蚀速率最小.电化学测试表明,EDTA-锑与曼尼希碱组成的复合缓蚀剂是以抑制阴极为主的混合型缓蚀剂.     

Effects of chromium on the corrosion and electrochemical behaviors of ultra high strength steels

The effects of chromium on the corrosion and the electrochemical behaviors of ultra high strength steels were studied by the salt spray test and electrochemical methods. The results show that ultra high strength steels remain martensite structures and have anodic dissolution characteristic with an increase of chromium content. There is no typical passive region on the polarization curves of an ultra high strength stainless steel, AerMet 100 steel, and 300M steel. However, chromium improves the corrosion resistance of the stainless steel remarkably. It has the slowest corrosion rate in the salt spray test, one order of magnitude less than that of AerMet 100 and 300M steels. With the increase of chromium content, the polarization resistance becomes larger, the corrosion potential shifts towards the positive direction with a value of 545 mV, and the corrosion current density decreases in electrochemical measures in 3.5wt% NaCl solutions. Because of the higher content of chromium, the ultra high strength stainless steel has a better corrosion resistance than AerMet 100 and 300M steels.