两种油管钢在模拟油田高温高压O_(2)-CO_(2)地层水环境中的腐蚀行为

氧气与二氧化碳共存环境的腐蚀已成为油田注入井况中金属材料损伤的主要诱因。采用高温高压釜模拟了西部某油田注入井工况(O_(2)-CO_(2)共存环境),通过腐蚀失重试验、点蚀三维形貌分析、腐蚀产物显微分析等方法研究了P110和3Cr两种油管钢在高温高压、O_(2)-CO_(2)共存的高矿化度地层水环境中的腐蚀行为。结果表明:两种油管钢在O_(2)-CO_(2)共存环境中遭受了严重的均匀腐蚀和局部腐蚀;在90~150℃内,两种材料的腐蚀随温度升高而加剧,均匀腐蚀速率增幅达79.7%,最大点蚀速率的增幅达143.4%;O_(2)与CO_(2)共存时,阴极反应显著加快,加速了保护性较差的铁氧化物的形成,导致严重的均匀腐蚀和局部腐蚀,而低Cr钢中的Cr不足以改善腐蚀产物膜的保护性,使该钢不能适应O_(2)-CO_(2)共存环境。

QT1100连续油管钢的抗液固两相流冲蚀性能

采用含砂粒清水混合液(携砂液)对QT1100连续油管钢进行液固两相流冲蚀试验,研究了携砂液冲刷角度(15°,30°,45°,60°,75°,90°)、冲刷速度(2.4,7.2,12.0,16.9 m·s^(−1))、砂质量浓度(15,30,45,60,75 kg·m^(−3))、砂类型(尖角形天然石英砂、近圆形人工陶粒砂)和砂粒径(0.063~0.420 mm)对试验钢抗冲蚀性能的影响,分析了冲蚀损伤机理。结果表明:在试验参数下冲蚀后,试验钢均主要发生机械冲刷磨损,损伤机理均包括微切削和冲击挤压,其中小角度冲刷以微切削为主,大角度冲刷以冲击挤压为主。试验钢的冲蚀速率随着冲刷角度或砂粒径的增大先增大后减小,在45°冲刷角度或者0.15~0.18 mm粒径天然石英砂条件下试验钢的冲蚀损伤最大;冲蚀速率随着冲刷速度增大而增大,随着砂质量浓度增加先增大,当砂质量浓度为60 kg·m^(−3)时减小,随后快速增大;相较于近圆形人工陶粒砂,尖角形天然石英砂的冲蚀速率更大,对试验钢的冲蚀磨损更严重。

80-3Cr油管钢在CO_(2)驱环境下的性能研究与应用

针对CO_(2)驱高CO_(2)分压、高H_(2)S分压、低温井筒环境造成N80、P110管柱失效的问题,开展了80-3Cr、N80、P110三种管材的耐CO_(2)腐蚀、抗H_(2)S应力腐蚀开裂、耐低温冷脆对比评价试验。结果表明,不同CO_(2)工况条件下,N80、P110、80-3Cr油管在添加缓蚀剂情况下的腐蚀速率分别为0.0549 mm/a、0.0645 mm/a、0.0333 mm/a;80-3Cr油管的腐蚀速率明显低于N80、P110油管;80-3Cr油管在不同H_(2)S环境下均未出现应力腐蚀开裂,具有较好的抗H_(2)S应力腐蚀性能;在-20℃的低温环境下,N80和P110油管冲击功分别只有80-3Cr油管的62.6%和23.2%;80-3Cr油管在CO_(2)驱油现场应用后,管柱失效率从2019年的20%下降到0,取得显著效果。

110SS油管钢在高酸性气藏环境下的腐蚀行为

110SS钢因其优异的耐腐蚀性能和强度,在酸性环境的气藏油管材料中被广泛应用。为深入理解其在高酸性气藏环境中的腐蚀行为,将110SS油管挂片放置于高温高压反应釜中进行CO_(2)/H_(2)S环境模拟腐蚀实验,并利用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)、能谱仪(EDS)、电化学测量等手段对其腐蚀产物形貌、腐蚀速率、物相、元素含量及电化学行为进行研究。结果表明,在72~168 h腐蚀时间内,110SS油管的腐蚀速率呈幂函数变化规律,并随着腐蚀时间的延长而降低;72 h时试样表面出现黄褐色的点状腐蚀产物,120 h时黄褐色腐蚀产物出现大面积脱落,以新出现的灰色腐蚀产物为主,168 h时呈现出分布均匀的青色腐蚀产物;110SS钢腐蚀产物主要有S、FeS_(1-x)、Fe_(1-x)S、FeS、Fe_2O_(3)、Fe_3O_4、FeCl_3、FeCO_(3)等;此外,自腐蚀电流密度随着腐蚀时间的延长而增加。研究结果有助于更好地了解110SS油管钢在高酸性气藏环境中的腐蚀行为。

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 。

H_2S分压对油管钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

采用高温高压釜 ,辅以失重法和扫描电镜 ,对不同H2 S分压下 (1 4kPa,2 0kPa ,6 0kPa ,12 0kPa)油管钢N80、P110的CO2 /H2 S腐蚀进行了研究 .结果表明 ,在试验H2 S分压范围内 ,随着H2 S分压的升高 ,两种钢的腐蚀速率先增后降 ,且都在H2 S分压为 2 0kPa时取得最大值 .

温度对油管钢CO_2腐蚀产物膜的影响

利用静态高压釜对三种油管钢N80、P110和J5 5进行了CO2 腐蚀试验 ,通过扫描电镜 (SEM)对比分析了腐蚀产物膜厚度和表面晶粒尺寸随温度的变化。结果表明 ,在试验条件下 ,三种钢的腐蚀产物膜厚度随温度变化情况相近 ,最大值均在 12 0℃ ,最小值对应温度则不同 ;表面晶粒尺寸出现了一峰一谷 ,峰值均在 12 0℃ ,谷值对应温度却不同。

油管钢在饱和二氧化碳模拟油田液中的腐蚀研究

利用自制压力釜 ,通过失重法 ,分别研究了静态及动态条件下不同原油 /水介质含量 (体积 )比对油管钢在CO2 饱和的模拟油田液中的腐蚀影响 ,并通过环境扫描电镜、能谱、X -ray衍射及X射线光电子能谱对腐蚀产物膜的形貌、结构及组成进行了分析 .结果表明 :原油 /水介质含量比对阴极析氢反应有显著影响 ,与CO2 腐蚀速率的关系是 :动态条件下 ,水介质含量为 70 %时 ,腐蚀速率出现波谷 ;动、静两种条件下 ,水介质含量为 5 0 %时 ,腐蚀速率各自出现一个波峰 .腐蚀产物膜中含有复盐 (Mn ,Fe)CO3 、(Ca,Mn)CO3 及 (Ca ,Mn ,Fe)CO3 ,腐蚀产物为FeCO3 ,在空气中不稳定 ,发生分解 ,最终生成Fe2 O3 .

油管钢在模拟超临界CO_2中耐蚀特性的研究

目的研究普通碳钢P110、3Cr、普通马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr钢在某油井超临界CO_2环境中的耐蚀特性。方法模拟该高温高压高含CO_2且含Cl–油井的腐蚀环境,采用高温高压反应釜对上述四种油管钢进行挂片实验,借助高精度天平、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)从平均腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌和化学成分及腐蚀机制方面分析其抗均匀腐蚀与抗点蚀特性。结果在CO_2分压达12 MPa,110℃,Cl–质量浓度为16 542 mg/L的典型环境,P110,3Cr油管钢的平均腐蚀速率分别为5.625,2.992 mm/a;13Cr为0.155 mm/a,有点蚀发生,HP2-13Cr则为0.003 mm/a,且为均匀腐蚀,HP2-13Cr能满足模拟腐蚀环境的使用要求。结论在上述超临界CO_2环境,碳钢P110与3Cr在基体表面不存在Cr的富集,耐蚀性差;马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr因基体表面能生成致密的钝化膜,则表现出相对优良的耐蚀性,但两者的合金元素Ni,Mo含量不同,造成了对两者抗均匀腐蚀与抗点蚀性能的显著差异。

Cl^-浓度对超级13Cr油管钢应力腐蚀开裂行为的影响

采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂(SCC)的实验方法,通过应力应变(σ-ε)曲线、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射分析(XRD)等手段分析了超级13Cr油管钢在NaCl溶液中的抗拉强度、延伸率、断裂时间、应力腐蚀开裂敏感性指数(kscc)和断口形貌,研究了Cl-浓度对其应力腐蚀开裂行为的影响。结果显示:当NaCl溶液浓度低于15%时,超级13Cr油管钢应力腐蚀的程度较轻,抗应力腐蚀开裂性能较好;而当NaCl溶液浓度大于25%时,其应力腐蚀的程度严重,抗应力腐蚀开裂性能较差;随溶液Cl-浓度的增大,超级13Cr油管钢的力学性能降低、抗SCC性能降低、应力腐蚀开裂的倾向增大、应力腐蚀开裂敏感性指数kσ和kε均呈现增大的趋势,且kε比kσ增大的趋势更明显;Cl-浓度对超级13Cr油管钢塑性的影响比对其抗拉强度的影响更显著。

C90油管钢的氢损伤

对比研究了三种油管钢（宝钢的Ｃ９０和日本的ＳＭ９０及ＳＭ９５）的氢致开裂性能．ＳＭ９０，ＳＭ９５和Ｃ９０产生氢损伤的临界扩散氢质量分数（×１０^（－６））分别为１．７６，４．３和８．３８；临界全氢质量分数（×１０^（－６））分别为４．２４，６．３５和１０．２２三种钢在Ｈ_２Ｓ中的门槛应力σ_（ｔｈ）／σ_ｓ分别为０．６４，０．８０和０．８５．三种油管钢抗氢损伤能力和抗氢致滞后断裂的能力是一致的，以Ｃ９０为最好，它和氢的扩散系数无关．Ｃ９０钢缺口试样氢致滞后断裂门槛值Ｋ_（ＩＨ）与可扩散的氢质量分数ｗ_０有关，实验获得Ｋ_（ＩＨ）＝４６－１２．５１ｌｎ_（ｗ０）．理论分析和实验结果完全一致．对Ｃ９０钢，当ｗ_０≤４．８×１０－６时，在任何Ｋ_Ｉ／Ｋ_Ｃ下均将获得韧窝断口；ｗ_０≥７．６×１０^（－６），Ｋ_Ｉ／Ｋ_Ｃ≥０．５时，则氢致韧断；Ｋ_Ｉ／Ｋ_Ｃ≤０．４时，则氢致脆断．

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 。

油管钢高温高压CO_2腐蚀行为研究

在高温高压条件下 ,对 P110 ,N80 ,J5 5三种油管钢在模拟油田 CO2 环境下的腐蚀性能进行了研究评价 ,结果表明 :在静态条件下 ,三种钢对温度和压力的依赖关系均为类似抛物线规律 ,P110最不耐蚀。动态条件下对 P110钢的进一步研究显示 ,由于流速的存在 ,与静态下相比 ,最高均匀腐蚀速率点向温度和

油管钢在CO2／H2S环境中的腐蚀产物及腐蚀行为

对CO_2/H_2S环境中常规油管钢的腐蚀产物的已有研究成果进行了归纳分析,结果表明,在100℃附近,CO_2/H_2S共存环境中,油管钢表面形成的FeS膜的保护性优于FeCO_3,对金属腐蚀有抑制作用。总结出了油管钢的两类分压比规律:第一类分压比,体系中的CO_2分压保持不变,逐渐增加H_2S的分压,腐蚀速率会出现极值;第二类分压比,体系中的H_2S分压保持恒定,腐蚀速率会随着CO_2分压的升高而增加。这对于进一步完善CO_2/H_2S腐蚀理论以及油气田合理选择油套管材料均有一定指导意义。

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.

N80＃油管钢在含H2S酸性溶液中的腐蚀行为

用稳态极化法、阳极动电位扫描法和交流阻抗法研究了酸性溶液中 pH值和H2 S的浓度对N80 #油管钢腐蚀行为的影响 .结果表明 :随着溶液pH值的减小、H2 S浓度的增大N80 #油管钢的腐蚀速率加快 ;HAc NaAc体系中无H2 S时 ,油管钢在活性溶解过程中生成的吸附性中间产物是Fe(OH) ad,而加入H2 S后 ,则生成了另一种吸附性中间产物—Fe(SH)

P110油管钢表面镀Cu与镀Ni-P摩擦磨损性能的比较

在P110油管钢表面分别制备了Cu镀层和Ni-P镀层,采用SEM、EDS和STM等方法对比研究了P110油管钢基体、Cu镀层和Ni-P镀层的摩擦磨损性能,分析了磨痕形貌、磨损率和摩擦系数的异同,探讨了磨损机理.结果表明:Cu镀层和Ni-P镀层的耐磨性均明显优于P110油管钢基体,且Ni-P镀层的耐磨性优于Cu镀层;P110油管钢基体的磨痕呈磨坑形貌,磨损机理为剥层磨损和磨粒磨损;Cu镀层的磨痕表面附着Cu磨屑,磨屑受压发生塑形变形,磨损机理为疲劳磨损和黏着磨损;Ni-P镀层的磨痕呈细小的犁沟形貌,磨损机理为轻微磨粒磨损.

神经网络在预测高温高压环境中油管钢腐蚀速率的应用

简要综述了神经网络的发展概况及相关理论 ,并利用Matlab软件中的神经网络工具箱成功地建立了预测油管钢腐蚀速率的神经网络模型 ,实践证明神经网络预测结果与实验值吻合较好 .最后通过现场实验数据检验了神经网络的泛化能力 。

N80油管钢在CO_2/H_2S水介质中的腐蚀研究

油田设施受产出水和CO2/H2S腐蚀严重。以长庆某天然气井产出水为腐蚀介质,采用失重法研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明,随着介质温度的升高,腐蚀速率先增加后降低,并在60℃时达到最大;Cl-的影响与温度具有基本相似的规律,在Cl-含量为30g/L时腐蚀速率最大;随着pH值的增大,腐蚀速率持续减小,并在pH值为8.0左右时达到最低;随着CO2分压的增大,腐蚀速率呈单调增大趋势;随着H2S分压的增大,腐蚀速率先下降后又缓慢升高。

噻唑在油气井环境中对油管钢的电化学缓蚀机理研究

利用交流阻抗技术和动电位极化方法研究了噻唑缓蚀剂在模拟高温高压油气井水介质中对N80油管钢的缓蚀机理。结果表明:在二氧化碳环境中,噻唑的缓蚀机理服从"负催化效应",在钢刀表面有很强的吸附能力,缓蚀效率较高,在腐蚀产物膜上吸附能力降低;在二氧化碳和硫化氢混合环境中,噻唑的缓蚀机理变为"几何覆盖效应",吸附能力较差,缓蚀效率较低,但是能改变腐蚀产物膜的性能。