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.     

某油井P110油管腐蚀失效原因分析

某油井P110油管发生严重腐蚀。通过化学成分分析、力学性能检验、金相检验和腐蚀产物分析的方法对该油管失效原因进行分析。结果表明：水中的溶解氧很可能是造成油管发生腐蚀的主要原因;水中高浓度Cl-加速了腐蚀的发生。     

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%。     

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.     

API P105油管钢在含CO2溶液中的电化学腐蚀行为

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API P105钢的电化学腐蚀行为的影响.结果表明,随着NaCl含量的增大,P105钢的腐蚀电位正移,抑制了腐蚀过程的阴阳极反应,降低了P105钢的腐蚀速率.分析表明,Cl在API P105钢表面的吸附为Temkin等温吸附.     

浅析油田油套管腐蚀与防治

油田的发展会受到油套管腐蚀的影响。油田注水井中的套管普遍受到溶解气体、细菌、溶解盐等的腐蚀,油套管腐蚀还会受到温度、pH值和流速的影响。油田高矿化度水的二氧化碳电化学及SRB仍有一定的腐蚀。流体的冲刷磨蚀及油管连接处的缝隙腐蚀都与油套管的腐蚀形态有一定的关系。     

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·     

油基泥浆中P110套管磨损机理和耐磨性能

固井后的技术套管与旋转的钻杆接头在一定正压力下接触导致不同程度的磨损,磨损后套管抗挤毁和抗内压强度降低,威胁油气井的安全。为计算井下套管磨损深度和磨损套管的剩余强度,确定减少套管磨损的有效措施,在油基泥浆中进行了P110套管的磨损实验,测量了不同磨损时间、转速和正压力下套管的磨损效率和摩擦系数。通过套管磨损表面形貌分析,确定了套管磨损机理。油基泥浆中P110套管的磨损效率和正压力和转速成正比,磨损效率在2~4×10-131/Pa之间。各转速下套管表面的磨损机理基本相同,黏着磨损、犁沟和疲劳磨损同时发生。正压力对套管表面磨损机理的影响有较大,低接触力下套管表面磨粒和犁沟磨损同时存在,高正压力下主要发生黏着和犁沟磨损。不同转速和正压力作用下,P110套管主要发生了黏着磨损,采用基于粘着磨损机理的磨损效率模型预测井下套管的磨损程度是可行的。     

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     

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.     

温度、氯离子和铬元素对J55油套管钢钝化膜半导体性能的影响

利用电容测量法及电化学阻抗谱技术研究了温度、氯离子浓度和铬元素对目前广泛使用的J55油套管钢在模拟土壤环境中所成钝化膜半导体性能的影响.结果表明:钝化膜呈现n型半导体特性,随着成膜温度的升高、铬元素的加入和氯离子浓度的增加,Mott-Schottky曲线直线部分的斜率减小,表明膜内杂质密度增加.阻抗谱结果表明:在同一温度下,离子在膜内的传递电阻R1随着氯离子浓度增加而减小,膜内的扩散系数YW增加;同一氯离子浓度下,随着成膜温度的升高,扩散系数YW减小.表明温度升高、溶液中氯离子浓度的增加以及铬元素的加入会使钝化膜对J55油套管钢基体的保护作用减弱.     

Effects of silty sand on CO<Subscript>2</Subscript> corrosion behavior of low-Cr tubing steel

An experimental study was carried out to assess the effects of silty sand on the CO 2 corrosion behavior of 1 wt% Cr (1Cr) and 3 wt% Cr (3Cr) tubing steel under 0.5 MPa CO 2 at 100°C and 1.5 m/s flow velocity.The 1Cr and 3Cr specimens both suffered general corrosion,but the surface was coarser in the pure CO 2 corrosion environment.Under silty sand conditions,severe pitting corrosion occurred on the 1Cr specimens and some acicular pitting appeared on the 3Cr specimens.The average corrosion rates of 1Cr and 3Cr steels increased by factors of 3 and 1.6,respectively.The corrosion products were analyzed by scanning electron microscopy (SEM),energy dispersive spectroscopy (EDS),X-ray diffraction (XRD),and electrical impedance spectroscopy (EIS).The results show that silty sand acts as an inclusion in corrosion product films and reduces the homogeneity and density of the products,rather than abrading the corrosion film.Ion-diffusion channels may build up around the irregular silty sand;this would degrade the protective capabilities of the product films and aggravate corrosion.     

3Cr低合金管线钢及焊接接头的CO_2腐蚀行为

采用高温、高压反应釜和电化学技术对3Cr低合金管线钢及焊接接头的CO2腐蚀行为进行研究.结果表明,3Cr低合金管线钢在高温、高压CO2腐蚀环境中表面生成致密的富Cr腐蚀产物膜,这是其抗CO2腐蚀性能优于X65钢的主要原因.3Cr低合金管线钢焊接接头中母材、热影响区和焊缝的腐蚀产物膜特征相似,结构致密,均存在Cr元素的富集.与X65钢相比,3Cr低合金管线钢的自腐蚀电位较正,自腐蚀电流密度较低.在CO2腐蚀介质中,3Cr低合金管线钢焊接接头的母材区域作为阳极首先发生腐蚀,焊缝和热影响区作为阴极受到保护.     

压应力对特殊螺纹套管材料腐蚀的影响

设计模拟材料承受压应力的夹具,运用高温高压釜,试验研究不同压应力下两种套管钢材料在硫化氢、二氧化碳与氯离子共同作用下的腐蚀速率,测试压应力作用下套管钢材料的腐蚀电化学行为。结果表明:在试验介质中石油套管材料腐蚀形态为点蚀,压应力的增加对试样的腐蚀有促进作用;当压应力小于材料屈服强度的一半时,材料腐蚀不明显,当压应力大于材料拉伸屈服强度的一半以后,材料腐蚀速率快速增加;石油套管与油管特殊螺纹接头密封面及扭矩台肩压应力设计值不应超过材料屈服强度的一半。     

26CrMo4套管钢在三元复合驱溶液的腐蚀行为研究

采用电化学工作站测试了P110级套管钢(26CrMo4)在三元复合驱(ASP)溶液中的腐蚀电化学行为。研究了ASP中各主要成分、浓度和温度对26CrMo4钢腐蚀行为的影响。用扫描电镜(SEM)和能谱仪(EDS)对静态浸泡腐蚀后的试件表面进行了测试分析。结果表明,26CrMo4钢在ASP、AS、A、AP溶液中,腐蚀速率依次增大。随ASP浓度增加,腐蚀电位增大,腐蚀电流密度减小,腐蚀速率也随之减小。无论对于强碱或弱碱ASP溶液,随着温度增加,26CrMo4钢的腐蚀电流密度增加,腐蚀速率加快。经80℃静态浸泡192 h后,26CrMo4钢主要发生均匀腐蚀,腐蚀产物主要为Fe(OH)3、FeCO3、Fe2O3。     

超级13Cr油管在P110套管中往复磨损实验研究

采用曲柄结构往复式磨损试验机对超级13Cr钢进行磨损实验,研究不同的接触力以及不同的摩擦频率对超级13Cr钢磨损性能的影响。实验结果表明,失重量及磨损效率都随着摩擦副的接触力的增大而增大,失重量及磨损效率也都随着摩擦频率的增大而增大。而摩擦系数随着接触力和摩擦频率的改变变化不大。采用SEM观察并分析磨损表面形貌,探讨磨损机理。表明超级13Cr油管与P110套管之间的磨损机理以黏着磨损为主,表面形貌为片状剥落和犁沟共存。     

回火温度对超高强高韧V150套管组织性能的影响

采用力学性能测试、金相组织观察、透射电镜以及扫描电镜观察,研究不同回火温度对超深井用超高强高韧套管组织和力学性能的影响规律。研究结果表明:套管经580～700℃回火的组织均为回火索氏体,在580～630℃回火时组织比较稳定,仍然保持着淬火马氏体的位向和形状,在640℃回火时发生铁素体再结晶,在700℃回火时发生组织粗化;与热轧态相比,淬火回火后的塑性和韧性得到了很大提高,在580～700℃回火,未出现第二类回火脆性;随着回火温度的升高,套管的强度和硬度逐渐降低,塑性和韧性逐渐增加;650℃为套管最佳回火温度,回火组织均匀,铁素体再结晶充分,碳化物细小弥散分布,强度达到V150钢级,0℃时横向冲击功接近110 J,强韧性匹配达到最佳。     

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.