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。     

CO2环境介质下16Mn钢的高温高压腐蚀性能

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,对16Mn钢在3种不同高温条件下以及1 MPa分压的饱和CO2环境介质中的腐蚀性能进行研究.结果表明,在60、90、120℃下,16Mn钢发生严重的CO2腐蚀,表现出高的腐蚀速率,且伴有不同程度的点蚀、条状腐蚀特征.随着温度的升高,腐蚀速率呈下降再上升的趋势,90℃时最小,各温度下表面都生成了Fe3C为主的腐蚀产物膜。研究发现,Cl-为点蚀的"激发剂",并且在点蚀坑内富集,导致局部Cl-浓度差不同,形成电偶腐蚀,促进点蚀发生;腐蚀过程显示CO2腐蚀的局部腐蚀特征是各种因素相互作用的结果.     

X70钢在高温高压二氧化碳酸性溶液中的腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,研究X70钢在3种不同高温条件下及2 MPa分压的饱和CO2环境介质中的腐蚀行为.结果表明,在所研究的温度范围内,X70钢在CO2环境介质中表现出高的腐蚀速率;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;表面腐蚀产物膜的主要成分为Fe3C和FeCO3;CO2腐蚀的作用形成了钢表面点蚀、条状腐蚀特征,EPMA分析显示碳元素也呈条状分布;试样中沿轧制方向的两相对平行侧面的点蚀特征明显,而垂直于轧制方向的两相对平行侧面点蚀极少;CO2腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

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.     

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.     

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。     

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.     

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.     

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.     

EIS法研究16Mn钢在含H2S薄层液膜下的缓蚀行为

用交流阻抗(EIS)技术研究了硫脲和溴化十六烷基吡啶在复配前后对含H2S薄层液膜下16Mn钢的缓蚀行为．结果表明，硫脲和溴化十六烷基吡啶分别都表现出一定的缓蚀效果，复配后具有缓蚀协同效应，存在一个最佳缓蚀浓度极值和一个最佳缓蚀浓度比．对交流阻抗行为进行了解释和讨论。     

Investigation of the deterioration of passive films in H2S-containing solutions

The effect of H2S on the corrosion behavior of 316L stainless steel was investigated using electrochemical methods by changing the gas condition from CO2 to H2S and then back to CO2. The presence of H2S showed an acceleration effect on the corrosion of 316L stain-less steel in comparison with CO2. The acceleration effect remained even after the complete removal of H2S by CO2, indicating that the pas-sive film was irreversibly damaged. X-ray photoelectron spectroscopy (XPS) analysis indicated that the passive film was composed of Cr2O3, Fe2O3, and FeS2 after being immersed in H2S-containing solutions. The semiconducting property of the passive film was then investigated by using the Mott–Schottky approach. The presence of sulfides resulted in higher acceptor and donor densities and thus was responsible for the deterioration of passive films.     

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.     

带状组织对SSCC和CO2腐蚀的影响

利用ＳｈｅｌＴｙｐｅ法和ＮＡＣＥ拉伸试验研究了低碳锰钢的硫化物应力腐蚀开裂（ＳＳＣＣ）行为,结果表明：存在带状组织,且与外加应力方向平行时可提高ＳＳＣＣ抗力．带状组织的存在还可降低ＣＯ２腐蚀速率,温度升高ＣＯ２腐蚀速率增大,并提出了带状组织影响ＳＳＣＣ和ＣＯ２腐蚀的物理模型．     

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.     

16Mn管道钢土壤腐蚀速率描述的人工神经网络方法

应用人工神经网络方法建立了 1 6Mn钢管道材料在土壤环境中的腐蚀速率描述模型 .利用土壤腐蚀速率的试验数据训练所建立的腐蚀速率描述模型 ,结果表明 :采用土壤的含水率、土壤环境中阴离子 SO42 -,CO3 2 -,HCO3 -,Cl-的含量和土壤电阻率 6个参数可以很好地描述 1 6Mn钢管道材料在土壤中腐蚀速率的变化规律 .应用所建立的模型分析了土壤含水率和土壤中阴离子含量对土壤腐蚀速率的影响 ,含水率是最显著的影响因素 ,阴离子的影响较小     

油田CO2驱油气井防腐工艺优化

对油田CO2腐蚀机理及特征进行了分析。针对CO2注采油井的井下工况,对比分析了不同防腐工艺的优缺点,并从经济性和防腐效果两方面,设计并优选了不同的防腐工艺组合。研究结果表明：对于腐蚀环境恶劣、油藏注CO2开发周期长的井区,建议采用耐腐蚀合金油管;对于腐蚀环境程度不特别恶劣、油藏注CO2开发周期短的井区,使用普通碳钢油管加注缓蚀剂是较好的选择,也是目前我国大多数油田采用的CO2防腐措施。     

16Mn(HIC)钢硫化物应力腐蚀开裂实验研究

采用恒应变和慢应变速率拉伸实验的方法,研究了16Mn(HIC)和16Mn钢母材、焊缝在H2S环境中应力腐蚀开裂.结果表明:两种材料在酸性H2S介质中均发生穿晶型硫化物应力腐蚀开裂(SSCC);与16Mn钢相比,16Mn(HIC)钢有更好的抗SSCC性能,钢中的C,Mn,P和S的含量降低有利于提高钢的抗SSCC性能.焊缝及热影响区在焊接过程中,产生的粗大魏氏组织、偏析、缩孔和夹杂等缺陷,降低了焊缝的抗SSCC能力.但是,通过焊后热处理可以适当提高焊缝的抗SSCC能力.