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.     

X70管线钢在含CO2湿气环境下腐蚀产物膜的生长

针对X70管线钢在湿气CO2环境下腐蚀产物膜的生长过程,利用高温高压冷凝反应釜进行不同腐蚀时间的动态模拟冷凝试验,分析腐蚀速率随腐蚀时间的变化规律。通过扫描电镜(SEM)和能谱分析(EDS)考察不同腐蚀时间下腐蚀产物膜的微观形貌和成分。进行湿气温度为25℃的静、动态模拟冷凝试验,对比动、静态条件下腐蚀产物膜的微观形貌,考察流动状态对腐蚀速率和腐蚀产物膜生长的影响。在湿气冷凝腐蚀的特殊腐蚀环境下,探讨不同腐蚀阶段FeCO3形核和长大的关系,建立低温条件下X70钢湿气CO2腐蚀产物膜的成膜机制。结果表明:流动条件下湿气腐蚀速率高于静态条件,且流动条件下的腐蚀产物膜厚度较厚;X70钢低温下湿气腐蚀产物膜总体呈现无定形状态,内部镶嵌有FeCO3颗粒。     

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分压对N80钢腐蚀产物膜保护性能的影响

利用高温高压釜对N80钢进行了两种温度、不同CO2分压下的腐蚀实验.测量了腐蚀速率,观察了腐蚀产物膜的宏观形貌及去除腐蚀产物膜后金属基体的表面状态,用扫描电镜(SEM)观察了腐蚀产物膜的微观形貌并测量了膜的厚度,对在不同条件下成膜的N80钢进行了电化学极化曲线与交流阻抗谱(EIS)分析.结果表明:CO2分压升高,腐蚀产物膜保护性能提高,但由于介质的腐蚀性增强,腐蚀速率上升;膜局部缺陷是导致金属基体表面点蚀的主要诱因,CO2分压升高有利于减少65℃时膜表面的局部缺陷;在90℃下腐蚀产物膜的保护性能比65℃下对CO2分压的变化更为敏感.     

H2S/CO2共存聚合物钻井液中腐蚀产物膜分析

随着酸性气田的不断开采,其钻采环境中的腐蚀机理及井下管材的优选已成为研究的热点.通过室内高温高压腐蚀试验,并结合扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)和X射线光电子能谱(XPS),研究S135钻杆钢在H2S/CO2共存聚合物钻井液中气相与液相的腐蚀产物膜成分差异,探讨腐蚀机理.结果表明,S135钻杆钢气相和液相腐蚀速率都随温度升高和CO2分压增大而增加,气相腐蚀较液相严重,呈局部腐蚀形貌,气相腐蚀产物表面凹坑较大,液相腐蚀产物较为均匀且致密性强,以均匀腐蚀为主.气相和液相腐蚀产物膜中都含有C、O、S、Fe、Si五种元素,且腐蚀产物成分差别不大,主要成分为Fe3O4、FeS、α-FeOOH、FeS2,以及少量的Fe7S8和Fe3S4,此外在腐蚀产物膜表面还夹杂有硅酸盐物质.钻杆钢腐蚀主要来源于二氧化碳腐蚀、氧腐蚀、硫化氢腐蚀、单质硫腐蚀以及腐蚀产物膜与钢材本体间电偶腐蚀.     

3Cr板耐蚀性能的研究

运用线性极化法(LPR)和电化学阻抗谱(EIS)对其电化学性能进行了测试,实验表明3Cr板极化电位和电化学阻抗均高于碳钢,同时通过腐蚀失重法,研究比较碳钢和3Cr钢在模拟塔里木油田环境中的CO2腐蚀行为,结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,3Cr钢的腐蚀速率为0.77 mm/a,碳钢腐蚀速率为1.31mm/a,碳钢腐蚀速率是3Cr钢的1.5倍多。     

油轮舱CO2-O2-H2S-SO2湿气环境中低合金钢的腐蚀行为

利用自制的油轮舱CO2-O2-H2S-SO2湿气环境腐蚀模拟装置,对Ni和Cu含量不同的三种低合金钢进行了油轮舱湿气腐蚀模拟实验,比较和分析了三种不同成分的低合金钢在模拟原油舱湿气环境中的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物,探讨了油轮舱CO2-O2-H2S-SO2湿气环境中钢的腐蚀机理.结果表明:三种不同成分低合金钢的腐蚀形态均为全面腐蚀,伴随着腐蚀产物的形成和脱离,钢的腐蚀速率随实验时间的延长出现了波动变化;钢中Ni和Cu元素可明显提高钢的耐油轮舱湿气腐蚀性能;在油轮舱湿气环境下,同时存在四种腐蚀性气体CO2-O2-H2S-SO2的析氢和吸氧腐蚀,同时也存在钢表面薄液膜中H2S被O2氧化形成的元素S引起的湿S腐蚀;CO2-O2-H2S-SO2湿气腐蚀减薄量DLt与时间t之间较好地满足指数关系DLt=AtB,并得到合金元素含量不同的三种钢的系数A和指数B的数值.     

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.     

新型2Cr1Mo2Ni钢在含二氧化碳油田采出液中的腐蚀行为

为弄清Mo和Ni元素在低Cr钢耐蚀方面所起的作用,炼制了新型2Cr1Mo2Ni钢,研究其在模拟油田采出液中的腐蚀行为,实验条件为80℃,0.8MPa CO2分压.利用扫描电镜和能谱分析研究了2Cr1Mo2Ni钢和3Cr钢的腐蚀产物膜微观形貌和成分,测试了高温高压极化曲线和电化学阻抗谱,分析了腐蚀产物膜的生长过程.实验结果表明,Mo和Ni元素在提高抗CO2腐蚀性能方面的作用不及Cr元素.2Cr1Mo2Ni钢腐蚀164h后,中低频感抗弧消失,腐蚀产物膜开始完全覆盖基体表面;腐蚀240h后,生成的腐蚀产物膜具有较好的保护性.     

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.     

N80油管钢的CO_2高温高压腐蚀电化学行为与机理研究

在高温高压釜中模拟油气井腐蚀环境 ,采用电化学交流阻抗和动电位扫描极化曲线测试技术 ,研究了N80钢在温度为 10 0℃ ,CO2 分压为 1.18MPa条件下的腐蚀电化学行为和阳极与阴极反应机理 ,实时监测了腐蚀产物膜对腐蚀行为和腐蚀反应机理的影响 .研究结果表明 :N80钢的阳极反应过程服从Bockris机理 ;N80钢的阴极反应以H2 CO3的还原为主 ;反应中间产物吸附与腐蚀产物膜覆盖的竞争导致交流阻抗谱随腐蚀时间而变化 ,影响着钢的腐蚀行为 ,产物膜对钢基体具有一定的保护作用     

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.     

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。     

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.     

海洋软管铠装层用管线钢在超临界CO_2环境下腐蚀行为

利用浸泡实验研究实验钢在超临界CO2环境下的腐蚀行为,讨论实验钢的腐蚀过程及机制。结果表明:实验钢微观组织由铁素体及铬的碳化物构成;腐蚀产物主要为Fe CO3晶体,试样表面腐蚀产物随腐蚀时间的延长逐渐累积,锈层结构趋于密实,该结构可有效阻止溶液中离子与基体反应,增加腐蚀抵抗性;腐蚀早期阶段,实验钢腐蚀减重量较小,随后迅速增加并出现平台,最终减重量缓慢增加;短时间浸泡后腐蚀速率较大,之后迅速下降,实验测定最终腐蚀速率为1.56 mm/a,真实腐蚀速率为0.078 mm/a。     

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.     

井下管柱钢材冲蚀-CO2腐蚀耦合试验

采用自行设计的高温高压冲蚀-腐蚀耦合试验装置,进行井下管柱钢材的冲蚀-CO2腐蚀耦合试验,研究不同工况下N80钢和13Cr钢的冲蚀-腐蚀耦合作用,测试CO2分压、含砂质量分数、砂粒粒径、流体流速等对冲蚀-腐蚀速率的影响.结果表明:具有较高抗CO2腐蚀能力的钢材,其抗冲蚀-腐蚀耦合的能力也较好;在CO2分压为0～5 MP...     

NaCl对N80钢在含CO2溶液中的电化学腐蚀影响的研究

用电化学阻抗谱(EIS)和极化测量，研究了在含CO2的溶液中NaCl含量对N80钢的电化学腐蚀行为的影响．结果表明，随着NaCI含量的增大，N80钢的腐蚀电位正移，抑制了腐蚀过程的阴阳极反应，降低了N80钢的腐蚀速率．分析表明,Cl-在N80钢表面的吸附为Temkin等温吸附．     

Q125级ERW用石油套管钢力学性能及CO2腐蚀行为

设计研发一种低碳的Q125级ERW用石油套管用钢。运用SEM和TEM分析实验钢的强化机制,并采用高温高压反应釜对实验钢的CO2腐蚀行为进行研究。实验结果表明:实验钢的晶粒粒径10～15μm,晶区的长度约为2μm,马氏体板条束宽度约150 nm,这些均为实验钢具有较好的强韧性配合提供条件;直径约为50 nm的圆形(Nb,Ti)(C,N)析出物,通过钉扎晶界阻止γ晶粒的粗化过程,可有效阻止奥氏体晶粒的长大;直径约20 nm的椭圆形(Nb,Ti)C以及纳米级圆形NbC析出物,可起到钉扎位错的作用,阻止位错移动,可很大程度地提高强度;实验钢腐蚀速率随着温度的增加先增大后减小,在90℃时平均腐蚀速率和点蚀速率均达到最大值;在60℃时,点蚀速率与平均腐蚀速率相差程度最大。     

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。