湿气环境中CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)密排面上吸附与点蚀机理研究

目的从微观尺度探究CO_(2)-H_(2)S(CO_(2)和H_(2)S共存)在湿气管道顶部的吸附特性,进而揭示点蚀机理。方法基于密度泛函理论的第一性原理,利用Materials Studio构建CO_(2)、H_(2)S和CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)密排面的吸附模型,对CO_(2)、H_(2)S和CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)面的吸附能、局域态密度、分波态密度和差分电荷密度进行仿真;利用高温高压釜模拟CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)腐蚀环境,分析L360钢在湿气环境中的腐蚀行为;最后,揭示含Cl^(-)湿气管道顶部CO_(2)-H_(2)S吸附机制与点蚀机理。结果CO_(2)、H_(2)S、CO_(2)-H_(2)S及CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)在最稳定位置时的吸附能分别为-4.065、-3.961、-8.538、-12.775e V,表明相较于CO_(2)与H_(2)S单独吸附,CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)面的吸附能更负,Cl^(-)会进一步降低CO_(2)-H_(2)S的吸附能;且CO_(2)在与H_(2)S竞争环境电子中占优势;Cl^(-)会使CO_(2)-H_(2)S的局域态密度峰值降低,转移趋势为失去电子,基体和腐蚀介质的电子向着低能级跃迁释放出更多能量,进而加强了Fe与CO_(2)-H_(2)S间的化学键强度;Cl^(-)的2p轨道与Fe的3d轨道在-6.8 eV和-5.7 eV发生重叠,Cl^(-)被吸附到Fe表面并与Fe形成化学键生成氯化物,进而改变腐蚀产物膜的组分与结构,削弱产物膜的致密性和稳定性,减弱腐蚀阻抗力。在含Cl^(-)湿气的CO_(2)-H_(2)S环境中,液相中的Cl^(-)浓度升高,使L360钢的气相平均腐蚀速率逐渐增大,最高达2.935mm/a,点蚀越发严重。结论CO_(2)与H_(2)S在α-Fe(110)面吸附存在一定的协同和竞争作用,协同促进金属的腐蚀,FeCO3会优先沉积成膜,但H_(2)S会抑制FeCO3的生长,腐蚀产物以FeS为主;Cl^(-)会增强CO_(2)-H_(2)S与α-Fe(110)面间的作用力,弱化腐蚀产物膜层的保护性,进一步加速金属腐蚀、尤其是点蚀。

深层高含硫气井高强度低合金钢油井管技术现状及展望

中国深层高含硫油气资源丰富、潜力巨大,是未来重要的接替资源,但深部油气勘探开发及苛刻服役工况(超高温、超高压、高含酸性气体)对油井管柱强度和抗硫化物应力腐蚀开裂(SSC)性能提出了更高的挑战和要求。油井管柱轻量化和完整性是其安全高效开发的重要保障,这对油井管强度和SSC提出了更高的要求。由于强度升高会导致更高的SSC敏感性,因此强韧性与SSC抗性的匹配成为油井管安全服役的关键。为此,在系统分析钢质油井管的SSC机制及影响因素的基础上,分析了高强度低合金钢抗硫油井管产品体系、材料开发及SSC试验评价的技术现状,展望了未来发展方向。研究结果表明:①钢质油井管发生SSC的本质在于氢与钢中缺陷的相互作用,而冶金因素(如化学元素、显微组织等)决定着钢中缺陷种类、数量及分布;②通过化学成分优化、纳米级析出相调控、夹杂物优化、降低位错密度等方法获得均匀细小的马氏体组织及均匀弥散分布的纳米级碳化物是改善125 ksi(1 ksi=6.895 MPa)钢SSC抗性的有效途径;③传统SSC试验方法已不适用于高强度抗硫油井管的评价,应建立适合于超深井工况的SSC风险分级指标,形成适用于超深井用高强度抗硫油井管的全尺寸SSC评价方法。结论认为:①提出了利用材料基因工程技术加快具有理论意义和应用价值的抗硫油井管成分—组织设计及开发理念;②应持续加快125 ksi抗硫油井管的研发,明确其质量控制体系和应用边界,为深层高含硫气井用高强度抗硫油井管的安全服役提供支撑。