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.     

压水堆一回路主管道316 L不锈钢的电化学腐蚀行为

通过中心复合设计试验法设计试验,结合动电位极化曲线和电化学阻抗谱的测量以及氧化膜形貌观察和成分测量,研究了温度(30~350℃)、Cl-质量浓度(10~1000μg·L-1)和溶解氧质量浓度(0~200μg·L-1)3种因素对压水堆一回路主管道316L不锈钢电化学腐蚀性能的影响.结果表明:温度是影响316L不锈钢电化学腐蚀性能最显著的因素,温度越高,腐蚀电流密度越大,点蚀电位越低;Cl-浓度和溶解氧浓度对316L不锈钢电化学腐蚀性能的影响与温度密切相关,温度较低时(T<150℃),Cl-浓度和溶解氧浓度均对316L腐蚀电流密度几乎无影响,但点蚀电位却随Cl-浓度增加和溶解氧浓度的降低而降低;温度较高时,分别为T>130℃和T>150℃,Cl-浓度和溶解氧浓度均对316L点蚀电位几乎无影响,但腐蚀电流密度却随Cl-和溶解氧的浓度增加而显著增加,腐蚀加剧.电化学阻抗谱的测量和氧化膜形貌的观察也进一步验证了上述试验结果.     

Cu-40Ni-20Cr合金在含Cl-介质中的电化学腐蚀行为研究

利用动电位扫描法和交流阻抗技术研究了传统电弧熔炼制备的Cu-40Ni-20Cr合金在不同Cl-浓度的腐蚀介质中的电化学腐蚀行为.结果表明:合金在单一Na2SO4介质中具有较低的腐蚀电流,腐蚀速度较慢,腐蚀过程由电化学控制腐蚀,电化学阻抗谱呈单容抗弧特征.在含Cl-腐蚀介质中,随着Cl-浓度的增加,自腐蚀电位不同程度负移,腐蚀电流增大,腐蚀速度加快.Cl-浓度大于0.02 mol.L-1时,出现Warburg阻抗特征,腐蚀过程由电化学控制转为扩散控制;加入Cl-后,极化电阻减小,腐蚀过程中存在一定弥散效应.     

高含CO2油田腐蚀环境下16Mn管线钢电化学腐蚀行为

油田开发生产中，高CO2环境会引起集输管线严重腐蚀。为了给高CO2环境腐蚀防护方案提供技术依据，通过动电位极化扫描和电化学阻抗测试研究了温度、溶解O2对16Mn管线钢在高含CO2腐蚀环境下电化学腐蚀行为的影响。结果表明：随着温度的升高，16Mn钢的腐蚀电位减小，腐蚀倾向性增强，但腐蚀电流密度大大减小，表现出较好的抗温耐蚀性能；同样温度下，16Mn钢在饱和O2环境中相比不含O2时极化曲线的腐蚀电流密度减小，交流阻抗谱的电荷传递电阻大大增加，且低温时更显著，表现出较好的低温抗氧耐蚀性能。     

SRB对AZ91镁合金在含氯离子溶液中腐蚀的影响

通过引入硫酸盐还原菌(SRB) 来改善AZ91镁合金在含氯离子溶液中的腐蚀情况.发现:镁合金在无菌和含菌介质中的腐蚀均为点蚀;当Cl-含量低于1.5 g/L时,含菌和无菌试样表面仅出现微小的点蚀坑,两种试样的腐蚀速度相差不大,说明在低Cl-含量的溶液中,SRB对镁合金腐蚀的影响作用不大;当Cl-含量高于1.5 g/L时,两种试样表面的点蚀坑扩展,腐蚀速度随着Cl-浓度的增加而增大,且含菌试样的腐蚀速度要明显低于无菌试样,腐蚀电流密度和腐蚀电位随着Cl-浓度的增加而分别增大和降低,说明在高Cl-含量的溶液中,SRB生物膜的存在显著地降低了镁合金对Cl-的腐蚀敏感性.     

Cu-50Cr合金在含Cl-介质中的腐蚀电化学行为研究

利用动电位扫描法,结合电化学交流阻抗技术研究了用传统电弧熔炼制备的Cu-50Cr合金在不同Cl-浓度介质中的腐蚀电化学行为.结果表明:随Cl-浓度的增加,自腐蚀电位均出现不同程度的负移,腐蚀电流增大,腐蚀速度加快;Cu-50Cr合金在中性Na2SO4溶液中未出现钝化现象,加入Cl-后,出现了钝化现象,但钝化区间很窄.从交流阻抗谱及拟合结果分析得知:在0.05mol/LNa2SO4和0.05mol/LNa2SO4 0.02mol/LNaCl腐蚀介质中交流阻抗谱呈单容抗弧特征,没有出现Warburg阻抗,表明电极表面的腐蚀受电化学反应控制,随Cl-浓度增加,开始出现Warburg阻抗,表明腐蚀过程由电化学反应控制转化为扩散控制.随Cl-浓度的增加,容抗弧减小,电荷传递电阻减小,腐蚀速度加快.     

X70钢在乳酸溶液中腐蚀行为的电化学研究

运用交流阻抗（EIS）法和单线性扫描（LSV）法研究X70钢在乳酸溶液中的腐蚀行为，乳酸浓度和温度对X70钢腐蚀行为的影响．实验表明：在相同温度下，随着乳酸溶液浓度的增加，X70钢的腐蚀电位先正移后负移，自腐蚀电流先增大后减小，腐蚀速率先增大后减小；当乳酸的浓度不变时，随着乳酸溶液温度的增大，腐蚀电位逐渐正移，自腐蚀电流逐渐增大，其腐蚀速率逐渐增大．     

Cu-60Fe-12Cr合金在含Cl-介质中的电化学腐蚀行为

利用动电位扫描法,结合电化学交流阻抗技术研究了用粉末冶金(PM)技术制备的Cu-60FFe-12Cr合金在含Cl-腐蚀介质中的电化学腐蚀行为.结果表明合金在单一Na2SO4介质中具有较低的腐蚀电流,腐蚀速度较慢,而在含Cl-腐蚀介质中,自腐蚀电位不同程度负移,膜电阻减小,腐蚀速度加快;合金在含Cl-介质中腐蚀电化学阻抗谱在呈单容抗弧特征,没有出现Warburg阻抗的性质,腐蚀过程由电化学反应控制;加入Cl-后,极化电阻减小;腐蚀过程中存在一定弥散效应.     

430不锈钢腐蚀行为及钝化膜半导体特性的研究

使用动电位极化曲线、电化学阻抗谱(EIS)技术和电容电位法(Mott-Schottky)研究了430不锈钢在不同Cl-浓度下的腐蚀行为,并结合点缺陷模型(PDM)计算了钝化膜上点缺陷的密度及扩散率。结果表明:Cl-浓度的增大,钝化膜上自腐蚀电流增加,弥散系数及膜电阻减小,点蚀加剧;在-0.5～0.5V电位区间,钝化膜表现为n型半导体性质,膜中点缺陷为氧空位和阳离子间隙,溶液浓度的增加,会造成钝化膜内点缺陷浓度和扩散系数的增大。本实验对Cl-破坏钝化膜的微观机理研究有一定参考价值。     

Cu-60Fe-12Cr合金在含Cl~-介质中的电化学腐蚀行为

利用动电位扫描法,结合电化学交流阻抗技术研究了用粉末冶金(PM)技术制备的Cu 60Fe 12Cr合金在含Cl-腐蚀介质中的电化学腐蚀行为.结果表明:合金在单一Na2SO4介质中具有较低的腐蚀电流,腐蚀速度较慢,而在含Cl-腐蚀介质中,自腐蚀电位不同程度负移,膜电阻减小,腐蚀速度加快;合金在含Cl-介质中腐蚀电化学阻抗谱在呈单容抗弧特征,没有出现Warburg阻抗的性质,腐蚀过程由电化学反应控制;加入Cl-后,极化电阻减小;腐蚀过程中存在一定弥散效应.     

油气田现场腐蚀检测装置设计与应用

 针对储层流体中高含CO₂和H₂S 腐蚀性气体的油气田,为了优化防腐选材,使用现场腐蚀检测装置开展实验。指出了现有腐蚀检测装置存在的不足,分析了以辅助评价材质现场腐蚀为目的腐蚀检测装置应具备的结构特点,并设计加工了油气田现场腐蚀检测装置。在设计阶段对现场腐蚀检测装置进行了强度校核,设计了聚四氟乙烯材质的腐蚀挂片悬挂件及与之匹配的梯形横截面腐蚀挂片;在加工完成后进行了试压,确保能够满足现场的最高工作压力。针对该现场腐蚀检测装置提出了具体的应用方法。在米桑油田选择有代表性的生产井,在井口缓释剂投注点之前安装该腐蚀检测装置,进行现场腐蚀实验。设备能够满足现场要求,在规定的时间内完成了预定数量和不同材质的测试,实验结果表明,在含有0.2 MPa CO₂储层中,油套管应选用马氏体不锈钢13Cr 不锈钢材质,在含有1.3 MPa CO₂及0.8 MPa H₂S 的储层中,超级13Cr 不锈钢未发现局部腐蚀且腐蚀速率极低。     

南海深水井下采注技术挑战与对策

南海油气资源储量丰富,开发过程中面临着油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展。因采用水下采油树方式进行开采,钻完井成本高,为提高采油采气经济效益,单井的生产要达到采液量4000-8000m3/d,或采气量100×10_⁴-300×10_⁴ Nm_³/d ,还需要具有一定的举升和远输能力,满足水下井口压力20MPa以上。目前深水注采技术全部为国外公司垄断的“卡脖子”技术和工具,为提高我国深水油气田开发技术水平,实现深水油气田人工举升技术的跨越式发展,结合十余年来在中国海上油田注采技术攻关和实践,针对南海深水油田未来高产高效采油、采气、注水开发方面面临的挑战,提出开发拥护有自主知识产权的大排量深井电潜泵、高压注气阀、井下气体压缩机、智能控制开关等工具攻关方及深水人才队伍及实验能力建设等对策建议。     

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。     

氯离子对AZ91镁合金微生物腐蚀的影响

摘 要：本文研究了Cl-对AZ91镁合金微生物腐蚀的影响。硫酸盐还原菌(SRB)在镁合金表面形成生物膜,能够对Cl-穿透生物膜到达金属表面起到阻挡作用。随着Cl- 浓度的增加,镁合金在含菌培养基中的平均腐蚀速度逐渐增加,腐蚀电位逐渐降低。当含菌培养基中的Cl-浓度小于1.5g/l时,Cl-对镁合金微生物腐蚀的影响不大;当Cl-浓度大于1.5g/l时,微生物生物膜的存在显著地降低了镁合金对Cl-的腐蚀敏感性。     

油田注水腐蚀问题研究

报道了注水对管线的腐蚀因素分析和研究 ,探讨了溶解氧、p H、细菌、共存阴离子及注水压力变化对腐蚀率的影响和作用 .研究表明 :在 p H=7～ 9范围内 ,腐蚀速率相对较小 ,而当 p H≤ 7或p H≥ 9时 ,腐蚀现象突出 ;O2 在阴离子 C1 -,SO2 -4 ,CO2 -3 等的存在下发生协同腐蚀作用 ,当 O2 的质量浓度由 1× 1 0 -3mg/L提高到 5× 1 0 -2 mg/L,腐蚀速率就由 1 mm/a提高到 3mm/a;细菌使水质变差 ,粘度增大 ;在 40～ 60℃下 ,随注水压力升高 ,催化作用使其中所含的有机化合物降解 ,导致水体色度和粘度增大 ,加速对管线和地层的腐蚀 .     

集输管线腐蚀原因分析

研究了青海油田集输管线腐蚀的主要原因。结果表明：水样中高氯离子含量、高总含盐量、高矿化度是影响管线腐蚀加剧的重要原因。细菌微生物参与了管线的腐蚀反应，它与溶液中氯离子共同作用，使管线局部腐蚀加剧。同时管线还受到由硫化氢引起的应力腐蚀作用，使得管线既可能由于坑蚀或孔蚀导致腐蚀穿孔，还可能由于应力腐蚀而导致突发性开裂。     

20#低碳钢腐蚀因素分析

油气田生产系统中钢材的腐蚀严重影响了油田的正常生产。研究认为油气田生产系统中钢材的腐蚀程度取决于钢材所处的环境和钢材的材质。选取一种常用的钢材20#进行腐蚀因素影响分析,考察了温度、CL-1含量、Ca2+和Mg2+含量等因素对腐蚀速率的影响。实验发现上述因素对钢材腐蚀速率和规律影响程度差别很大,在不同的环境下需要考虑的因素也有差异,这为以后钢材防腐蚀提供了一定的理论依据。     

CO2/H2S共存条件下集输管道选材的新方法及应用

在CO₂/H₂S共存条件下集输管道中,管道发生腐蚀的可能性急剧增大,因此集输管道的选材至关重要。若选择管材级别较低,则会严重影响管道的正常生产;若管材级别较高,会引起经济成本的浪费。为了使集输管道在CO₂/H₂S共存条件下选材更加合理。在CO₂/H₂S共存腐蚀速率预测模型的基础上,提出了一种新的集输管道选材方法,新方法的步骤为：计算材质的均匀腐蚀速率,腐蚀速率应满足NACE 标准中腐蚀速率的控制值(小于0.076mm/a),结合管道的设计寿命、剩余强度和经济性评价,确定在CO₂/H₂S共存体系下集输管道的材质。以某油田集输管道为示例,根据新方法选择的材质与实验得到的管材结果一致,验证了新方法的准确性。集输管道选材新方法在保证集输管道安全运行的前提下,能够有效降低管材质选择的成本,有利于保证集输管道的安全性和经济性。     

油气集输管道的腐蚀速率预测研究进展

中国大多数油气田开发步入中后期,采出介质腐蚀性不断增强,导致油气集输管道频繁发生腐蚀、穿孔及泄漏。系统综述了油气集输管道的腐蚀环境、主要腐蚀类型、关键影响因素以及基于不同方法建立的腐蚀速率预测模型等方面的国内外研究进展。研究结果表明,油气集输管道的腐蚀环境恶劣、腐蚀风险较大,在油-气-水三相复杂流动状态下容易发生氢去极化腐蚀,主要两种腐蚀类型是均匀腐蚀和点蚀。同时,影响集输管道腐蚀的因素与流体介质和运行工况密切相关,导致腐蚀速率预测是一个非线性、多因素参与和交互的复杂问题。目前提出的主要三类腐蚀速率预测模型中,经典理论解析模型应用范围有限、精度欠佳;回归方程模型可以考虑更多的影响因素即提升了应用范围,但对于建立的高度复杂的表达式精度仍不足;但数值计算模型可以解决参数多样、关系交错且不连续的非线性问题,经过优化算法,模型的精度、适应性、可拓展性也会随之提升。进一步,展望了腐蚀速率预测模型的未来重点研究方向。