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.     

浅议石油管线钢在H2S/CO2环境下腐蚀行为

本文综述了石油管线钢在H2S、CO2及H2S/CO2环境下的腐蚀行为,分析了不同环境中的腐蚀机理,并对今后的研究方向提出了展望。     

湿H_2S环境中抽油杆用合金结构钢电化学腐蚀

在油气田腐蚀的诸多影响因素中,H2S是最常见和最有害的腐蚀介质.为了向油田选材和防腐实践提供理论依据,本文采用失重法和扫描电镜分析研究了抽油杆常用合金结构钢20CrMo,20Ni2Mo和35CrMo在不同浓度及温度下的H2S腐蚀行为.研究结果表明:(1)总体而言,随着H2S浓度的增加,材料的腐蚀速率均有所增加.但在100℃时20Ni2Mo对H2S浓度的变化不敏感,且在3种材料中平均抗腐蚀性能较好;在25℃时35CrMo材料在不同H2S浓度环境中具有较好的平均耐腐蚀性.(2)随着温度的升高,在3种材料的腐蚀速率有不同程度的提高.(3)在3种材料中,20CrMo的耐蚀性最差.     

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.     

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。     

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。     

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.     

H_2S应力腐蚀的影响因素及预防措施

介绍了硫化氢(H2S)应力腐蚀产生的条件、特点、腐蚀形态及基本类型等.从材料,环境及应力水平三个方面分析了H2S应力腐蚀的影响因素.提出了预防H2S应力腐蚀的措施,包括合理选材、焊后热处理降低焊缝及热影响区硬度,控制介质中适宜的H2S含量,加注缓蚀剂,对设备内壁进行涂层处理,采用电化学保护等.     

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·     

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.     

抑制CO2/H2S腐蚀的气液双相新型缓蚀剂的制备及评价

通过合成咪唑啉、噻唑类衍生物,将其与低分子量的有机胺及表面活性剂进行复配得到复配缓蚀剂.用静态挂片失重法研究它们的缓蚀效率.结果表明该复配物对抑制CO2/?H2S的气液两相的腐蚀有良好的效果.并通过极化曲线等手段研究了该缓蚀剂的缓蚀机理.     

X65碳钢的H2S/CO2腐蚀控制因素研究

目前,H₂S/CO₂腐蚀过程的控制因素判定依据主要参考Dunlop等的研究结果,但该判定结果经常与油田实际腐蚀情况不相符。为找到造成偏差的主要原因,更好地指导生产实践,采用动态高温高压釜,使用扫描电子显微镜（SEM）、能谱仪（EDS）和X射线衍射（XRD）等手段对X65碳钢在H₂S/CO₂共存体系中的腐蚀控制因素进行了研究。结果表明,不同温度下平均腐蚀速率随H₂S/CO₂分压比（p_H2S/p_CO2）的变化呈现两种不同的规律,这与腐蚀产物的膜形态和组成密切相关;腐蚀控制因素与p_H2S/p_CO2有关,而p_H2S/p_CO2临界值大小与温度密切相关。对于H₂S腐蚀控制,当温度低于40℃时,Dunlop等的研究结果仍然适用;当温度从40℃升高至60℃时,本研究的p_H2S/p_CO2临界值由0.05升高到0.10。对于CO₂腐蚀控制,本研究的p_H2S/p_CO2临界值在85℃以上时由原来的0.002逐渐升高到0.003。根据以上研究结果,修正了X65碳钢的H₂S/CO₂腐蚀过程的控制因素与p_H2S/p_CO2及体系温度的关系图。     

石化特种设备中的硫化氢应力腐蚀与残余应力

针对石化特种设备中硫化氢（H2S）应力腐蚀问题现状,综合比较了国际权威机构NACE,EFC以及ISO发布的最新标准、规范,对H2S应力腐蚀的环境界定、试验方法、影响因素、应力腐蚀评价准则及对材料的要求等做了扼要的综述。同时对焊接残余应力的产生、测定方法、消除措施等进行了论述,列举了实际参与研究的发生应力腐蚀容器的实例及残余应力的影响。     

超高强度钢在大气环境中应力腐蚀行为研究

 采用慢应变速率拉伸测试技术研究了一种新型超高强度不锈钢Cr12的应力腐蚀开裂(SCC)行为,结合扫描电镜对应力腐蚀断口形貌进行观察和分析.结果表明,Cr12钢的空拉试样有明显的颈缩现象,断口四周平齐,为裂纹的起源与快速扩展区,以准解理断裂形貌为主.在弱酸性溶液中SCC敏感性增大,断口仍为准解理形貌,局部出现滑移台阶.在弱酸性气氛环境中,氧在薄液膜中的扩散能更快地到达金属表面,阴极反应的供氧量充足,阴极极化强化,钝化膜的稳定性和完整性受到破坏,点蚀更容易发生,从而增大了其SCC敏感性.Cl－通过诱发点蚀形成和阻碍钝化膜修复显著提高了Cr12钢的应力腐蚀敏感性,降低了钢的强度和塑性.应力腐蚀裂纹起源于点蚀坑处,SCC机制可用滑移－膜破裂理论进行解释.     

X65钢CO2腐蚀产物膜电化学行为研究

在模拟油田CO2腐蚀环境下,利用失重法、极化曲线及交流阻抗技术研究了X65钢在不同腐蚀时间和不同温度下形成的腐蚀产物膜特征。结果表明,腐蚀产物膜的生成可以显著降低腐蚀电流密度;从65℃,75℃到90℃时,随着温度的升高,腐蚀速率逐渐下降;从90℃到115℃时,腐蚀速率又开始上升。不同腐蚀时间电化学阻抗谱(EIS)曲线主要有高频容抗弧、低频感抗弧和低频容抗弧,其中低频感抗弧与试样表面活化溶解有关,低频容抗弧与试样表面腐蚀产物膜的生成有关。随着温度的升高,腐蚀产物膜的交流阻抗谱形状发生了变化。     

20钢和16Mn钢在模拟CO2驱环境的腐蚀电化学行为

为提供CO2驱油环境中地面管线钢的选材依据,本文通过动电位极化曲线和交流阻抗谱研究了20、16Mn钢在模拟CO2驱溶液中的腐蚀电化学行为,并对数据进行了拟合分析。结果表明：在饱和CO2条件下,20钢在低温阶段易形成具有保护性的产物膜,而随着温度逐渐升高,产物膜变的疏松,腐蚀加剧;16Mn钢在中低温阶段,随着温度的升高,腐蚀加剧,饱和的CO2极大的促进了腐蚀的发生。     

H2S腐蚀下钻杆材料疲劳性能研究

钻井工程中的钻杆除了长期承受轴向压力产生的疲劳损伤外,还承受着油气的腐蚀环境影响,油气开采往往大量伴生着H_2S的产生。采用旋转弯曲疲劳试验机对钻井中常用的S135材料进行疲劳试验,同时参照NACE TM0177—2005标准进行H_2S腐蚀实验,腐蚀时间分别为48 h和96 h,并对腐蚀后的试件进行疲劳试验,并分别得出了S-N曲线。用扫描电镜对疲劳破坏后的断口进行观察,得出了不同腐蚀时间下的疲劳断裂机理。腐蚀介质对试件表面粗糙度的影响占据了疲劳寿命影响的最主要的因素,且随着应力的降低表面粗糙度对疲劳寿命的分散性影响逐渐增大。