G3油管与SM80SS套管在CO2环境中的电偶腐蚀行为研究

油气井因采用不同材料的油套管和附件,其构成电偶腐蚀的现象正逐渐增多。如国内开发的高耐H2S/CO2的G3油管钢,在井下与普通抗硫套管如SM80SS接触时,就可能发生电偶腐蚀。采用电化学技术研究了这两种材料构成电偶腐蚀电池时面积效应、环境温度对电偶腐蚀电池的影响规律。结果表明,在模拟油气田水介质腐蚀环境中,G3钢和SM80SS钢分别成为阴、阳极;温度升高(30、60、90℃)会使电偶电流增加,电偶效应增大;随着阴阳极面积比增大,电偶电流不断增大。该研究结果有望为同类材料的设计提供一些基础理论参考。

大庆油田某井油管外壁腐蚀失效分析

通过对大庆油田某井中的已腐蚀油管和另一口井中的未腐蚀油管的外腐蚀形态、化学成分、金相组织等对比分析 ,发现两者无重大差别 ,属于同一类型且无夹杂物等严重缺陷 ;腐蚀管的附着物及形态分析发现主要存在两类腐蚀产物 ,外表面主要存在着高分子碳氢化合物及SiO2 ,靠近管体则存在者一些氧腐蚀产物 ,无CO2 腐蚀环境中的特征产物存在 ;腐蚀电化学试验表明 ,这两个管样的腐蚀特性基本一致。因此可以判定该井使用的已腐蚀油管本身无严重组织缺陷 ,腐蚀特性与另一油井中的油管相同 ,油管外壁的腐蚀主要是由于发生了氧腐蚀。可以通过减少油套管环空中腐蚀介质的侵蚀性如加入缓蚀剂、降低氧含量等 。

8种J55套管在长庆油田洛河水中的耐蚀性评价

对8个厂家J55套管在长庆油田洛河水中的耐蚀性评价发现,平均腐蚀速率为2.5×10^(-2)～1.2×10^(-1)mm/a,可分为耐蚀及尚耐蚀两类。表面观察虽属于均匀腐蚀,但仍存在局部腐蚀现象,且国产管有沿轧制方向的腐蚀倾向,进口管孔蚀倾向较大,其最大腐蚀速率约2.4mm/a;腐蚀产物主要由Fe_2(SO_4)_3、Fe_2(OH)_2(SO_4)_2等组成。

长庆油田J55套管电化学腐蚀特征模拟研究

研究了长庆油田因地层的特殊性而构成的套管封固段与未封固段在洛河水中的电化学腐蚀特性,结果表明水泥封固样及裸金属样的自腐蚀电位相差120mV以上,结合电偶电流的分析表明在起始阶段存在宏观电化学腐蚀现象;根据模拟研究结果对油田现场状况进行了分析.

N80油套管钢CO_2腐蚀产物膜特征

在模拟的油田高温高压现场环境下研究了普通 Ｎ８０级油套管钢和含 ４％－５％Ｃｒ的 Ｎ８０油套管钢 ＣＯ２腐蚀产物膜结构和离子选择性特征．结果表明、普通 Ｎ８０油套管钢形成的 ＦｅＣＯ３腐蚀产物膜具有阴离子选择透过性、这种特征对基体保护性较差．丘容易诱发点蚀：含 ４％－５％Ｃｒ的 Ｎ８０油套管钢形成的 Ｃｒ（ＯＨ）３非晶态腐蚀产物膜具有阳离子选择透过性，它不仅可以显著降低腐蚀速率．而且可以抑制点蚀的发生。

温度、Cl^-浓度、Cr元素对N80钢CO_2腐蚀电极过程的影响

利用电化学阻抗技术研究了温度、 Cl-浓度、 Cr元素对N80钢CO2腐蚀电极过程的影响.结果表明,随着温度的升高,CO2腐蚀的阴极、阳极电极反应速率会明显增大,与此同时,温度的升高又容易使腐蚀产物膜在试样表面形成,对基体金属起到一定的保护作用.增加介质中的Cl-浓度,会使阳极溶解速率先增加,后减小;阴极还原速率则缓慢减小;同时, Cl-还会破坏腐蚀产物膜在试样表面的覆盖. N80钢加入Cr元素以后, CO2腐蚀阴极、阳极反应速率降低,材料具有一定的抗CO2腐蚀能力.

N80油套管钢CO_2腐蚀产物膜的力学性能

N80油套管钢CO2腐蚀产物膜力学性能的测试结果表明,腐蚀产物膜的弹性模量与硬度从内层刮外层逐渐降低,弹性模量平均值为110 GPa.疏松的腐蚀产物膜内产生拉应力,应力大小随膜层的厚度增加而增加,腐蚀产物膜在试样表面稳定形成以后,内应力便趋于一个定值,大小约为46 MPa.外层府蚀产物膜的断裂应力、应变分别为55.6 MPa和5.06×10-4,小于内层膜断裂应力与应变(197.3-234.4 MPa和1.79×10-3-2.13×10-3).同样,内层膜与基体的粘附力要明显高于外层膜与内层膜。腐蚀产物膜内应力可以导致外层膜破裂.

含Cr油套管钢CO_2腐蚀产物膜特征

在模拟油田CO2 腐蚀环境下 ,利用XRD、EDS、XPS和SEM研究了含Cr的N80钢腐蚀产物膜的特征 .结果表明 ,本试验条件下Cr在腐蚀产物膜中富积 ,形成非晶态物质Cr(OH) 3 ,使得腐蚀产物膜具有阳离子选择性 ,阳极反应受到抑制 ,腐蚀速率降低 .

N80油管钢CO_2腐蚀点蚀行为

在模拟油田CO2 腐蚀环境下 ,利用XRD、EDS和SEM研究了N80钢点蚀坑的形成与发展 .结果表明 ,Cl-会在腐蚀产物膜与金属界面处富积成核 ,加速该区域的阳极溶解 ,促使点蚀坑的形核 ;点蚀坑内也有Cl-富积 ,在膜与基体界面处形成厚度为 3 μm的富积层 ,加速点蚀坑内基体的腐蚀 ,使得点蚀坑进一步发展 .同时 。

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.

N80钢CO_2腐蚀电极过程交流阻抗分析

利用交流阻抗技术研究了N80钢在不同介质条件下CO2腐蚀交流阻抗图谱的特征.结果表明,N80油套管钢CO2腐蚀EIS曲线具有三个时间常数,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生成有关.随着试样表面腐蚀产物膜覆盖度增大,EIS曲线低频区感抗弧逐渐缩小,容抗弧逐渐扩大.进一步讨论了试样表面腐蚀产物膜成膜情况与电极反应过程的关系.

腐蚀产物膜覆盖条件下油套管钢CO_2腐蚀电化学特征

采用动电位扫描和交流阻抗技术研究了腐蚀产物膜覆盖条件下 2种油套管钢CO2 腐蚀电化学特征 .结果表明 ,油套管钢表面生成腐蚀产物膜以后可以显著降低腐蚀电流密度 ,EIS图谱中出现Warburg阻抗特征 ,含Cr油套管钢CO2 腐蚀产物膜对基体的保护作用要优于N80钢 .N80油套管钢在CO2

N80油套管钢CO_2腐蚀阴极过程电化学阻抗谱分析

利用电化学阻抗(EIS)技术研究了N80钢在不同介质条件下CO2腐蚀过程中可能存在的阴极反应及其反应速度.结果表明,N80钢在CO2腐蚀环境下存在H+和H2O以及H2CO3,HCO3-的还原反应,但在不同条件下各个还原反应的速度并不相同.在酸性的饱和CO2溶液中,H+的还原控制着阴极反应速度, HCO3-和H2CO3的还原反应速度较小;在中性的饱和CO2溶液中,阴极过程以HCO3-和H2CO3的还原为主,H+的还原反应速度比较微弱;在碱性的NaHCO3溶液通入CO2后,HCO3-的还原控制着阴极反应速度.在以上条件下, H2O的还原速度比较微弱,还不会对阴极交换电流产生影响.

含1%Cr的N80钢CO_2腐蚀产物膜特征

在模拟油田CO2 腐蚀环境下 ,研究了含 1%Cr的N80钢腐蚀产物膜的特征 .结果表明 ,试验条件下Cr会在腐蚀产物膜中富积形成非晶态的Cr(OH) 3 .含 1%Cr的N80油套管钢CO2 腐蚀产物膜是由FeCO3 晶体与Cr(OH) 3混合构成 ,导致腐蚀产物膜具有阳离子选择性 ,使阳极反应受到抑制 ,腐蚀速率降低 .腐蚀介质中的阴离子会穿过FeCO3 晶体到达膜与基体界面 ,腐蚀基体金属 ,导致点蚀发生 .

模拟油田水介质中P110钢的CO_2腐蚀机理

利用ＥＩＳ等技术研究了常温常压下Ｐ１１０ 油管钢在模拟油田采出液中受ＣＯ２ 腐蚀的电化学行为。结果表明： 附加的阴极反应—Ｈ２ＣＯ３ 的直接还原， 是导致ＣＯ２ 条件下的活性溶解腐蚀比相同ｐＨ 的强酸腐蚀更为严重的主要原因； 模拟介质中的阳极活性溶解过程遵循“ｐＨ 依赖机理”， 阴极反应则包括Ｈ＋ 的还原、Ｈ２ＣＯ３ 的还原、ＨＣＯ－３ 的还原和Ｈ２

特殊螺纹接头油管腐蚀原因分析

对某井特殊螺纹接头油管腐蚀穿孔事故进行了调查研究,对腐蚀穿孔的油管接头样品的化学成分、力学性能、金相组织进行了试验分析,对油管腐蚀形貌进行了微观分析和宏观分析,对油管腐蚀产物进行了能谱分析。依据试验结果对油管腐蚀的原因进行了分析讨论,认为油管属于局部冲刷腐蚀,冲刷腐蚀原因是接头部位存在结构变化引起的紊流。

深冷处理对T12钢磨料磨损性能的影响

采用磨料磨损试验机和透射电镜研究了深冷处理对T1 2钢耐磨性及显微组织的影响 ,用X 射线衍射仪对晶体结构作了定量分析。结果表明 ,深冷处理可提高T1 2钢的耐磨性 ,残留奥氏体部分转变为马氏体 ,微细碳化物将在马氏体孪晶带及位错线处析出 ,碳化物类型为 η F2 C。

Ca^(2+)和Mg^(2+)对CO_2环境中点蚀形貌的影响

研究了 CO2 环境下 P110油管钢在不同介质中的点蚀形貌。结果表明 :点蚀形貌与腐蚀介质组成密切相关。在不含可生成难溶性碳酸盐的金属阳离子的介质中 ,P110油管钢的点蚀形貌为典型的 V形点蚀坑 ;在含 Ca2 +或 Mg2 +的介质中 ,点蚀则表现为 V形、半球形和闭口圆球形 3种形貌并存。蚀坑腐蚀产物的 SEM分析证实 ,Ca2 +、Mg2 +影响点蚀形貌的重要原因是 :这些离子的难溶性碳酸盐在点蚀坑上部优先沉积 ,有效地抑制了点蚀坑上部的金属溶解速度。试验中还发现 ,Cl-的存在并不是 CO2 环境中发生点蚀的必要条件 ,但

油田CO_2腐蚀环境中的选材评价

对在某油田使用的三种材料J55、N80、P1 1 0进行评价和筛选 .三种材料平均腐蚀速率为P1 1 0 >N80 >J55.其中 ,N80和P1 1 0试样表面出现了严重的局部腐蚀 .

N80抗硫油管钢在含CO_2、微量H_2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线能谱(EDS)及X射线衍射能谱(XRD)对N80抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl-条件下的腐蚀行为进行了研究.结果表明,在本实验条件下,腐蚀反应以H2S腐蚀为主;在膜的形成过程中FeS腐蚀产物膜优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生;溶液中高浓度的Cl-及材料中高含量的Cr元素会使N80抗硫钢局部腐蚀倾向加大.