铁基非晶涂层在CO_2/Cl^-共存介质中的高温高压腐蚀行为研究

利用失重法,借助高温高压H2S/CO_2腐蚀反应釜,研究了铁基非晶涂层在CO_2/Cl-共存介质中的高温高压腐蚀行为。采用正交实验法,分析了温度、CO_2分压、流速和Cl-浓度对铁基非晶涂层耐蚀性的影规律。结果表明:温度是影响铁基非晶涂层腐蚀速率的首要因素;高温高压条件下,非晶涂层的主要失效形式为基体与涂层结合处产生的缝隙腐蚀。

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.

Cl^-含量对J55钢CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压模拟实验、微观形貌观察和电化学测试研究了介质中Cl^-含量对J55钢CO_2腐蚀行为的影响。结果表明,在研究范围内(Cl^-含量为0～200 g/L),随Cl^-含量的增加,J55钢均匀腐蚀速率减小,腐蚀产物膜变得更加致密,对基体保护能力增强,且无明显局部腐蚀。Cl^-含量的变化没有改变电极反应活化控制步骤,但随含量增加,溶液的pH值降低,同时更多Cl^-占据阴极活性点,阻滞了阴极反应,提高了腐蚀电位。Cl^-含量较低时电化学阻抗谱呈现三个时间常数,随Cl^-含量增加,中低频区感抗弧逐渐消失,金属表面被完整的腐蚀产物膜覆盖。

CO_2和Cl^-共存条件下L245NB钢的腐蚀行为

四川省油气田的天然气中都含有一定量的CO2,为此,借助静态高温高压试验和电感式点腐测试仪,研究了不同CO2分压和不同Cl-浓度条件下L245NB钢的腐蚀行为。结果表明,在试验范围内,随着CO2分压和水中Cl-浓度的升高,L245NB的腐蚀速率相应增大;在40℃、总压为9 MPa、CO2分压大于1.0MPa,以及Cl-浓度大于5%的试验条件下,气相出现了点蚀。最后,还考察了抗CO2腐蚀缓蚀剂CT2-17对L245NB的保护效果。

油气田高含H_S、CO_2和Cl^-环境下压力容器腐蚀机理研究进展

系统地分析和研究了在油气田高矿化度采出水和高含硫化氢、二氧化碳、氯离子等环境下的压力容器使用现状,分析了H2S-CO2-Cl-环境下的腐蚀失效机理。

H_2S/CO_2环境中CO_2,pH值和Cl^-对P110套管钢电化学腐蚀的影响

针对目前高含H2S和CO2环境井下管材电化学腐蚀研究不深入的现状,采用动电位扫描技术分析了在H2S/CO2环境中环境腐蚀影响因素(CO2,pH值和Cl-)对P110套管钢电化学腐蚀行为的影响。在溶解H2S和CO2且pH=2.7的含Cl-溶液中,当混合气体中CO2含量分别为17%,34%,50%时,腐蚀电流密度(Jcorr)分别为0.32849,0.29573,0.23709mA/cm2,在含50%H2S环境中,腐蚀电流密度为0.27289mA/cm2。与单一含H2S腐蚀环境相比,在酸性环境中CO2促进金属腐蚀,而在近中性环境中,CO2抑制金属腐蚀。在含Cl-溶液中,pH值降低,Jcorr增加,而在不含Cl-溶液中,pH值降低,Jcorr降低。在pH=2.7的溶液中,当Cl-存在时,Jcorr提高;而在pH=5.9溶液中,当Cl-存在时Jcorr降低。

N80S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)、能谱分析(EDS)及X射线能谱(XRD)对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜(FeS、FeS0.9)会优先形成,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N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。

CO_2-Cl^-共存腐蚀介质中油管钢腐蚀疲劳裂纹扩展性能研究

油管服役环境中常存在Cl^-、CO_2等腐蚀性介质,它们会导致油管壁面产生点蚀坑。这些点蚀坑成为受交变载荷油管发生疲劳损伤的疲劳源。以现场用油管钢13Cr为研究对象,选取CO_2-Cl^-腐蚀介质为环境工况,在标准CT试样上进行腐蚀疲劳裂纹扩展实验。分别测量大气环境下、含有Cl^-溶液中及含有CO_2-Cl^-共存环境下的油管钢13Cr的腐蚀疲劳裂纹扩展速率。对比分析这三种腐蚀工况下油管钢13Cr疲劳裂纹扩展速率的变化规律。结合断口形貌分析,探索CO_2-Cl^-共存腐蚀介质中,油管钢13Cr的腐蚀疲劳失效机理。

抗硫套管钢P110SS在高含H_2S/CO_2、Cl^-共存条件下的腐蚀行为

采用高温高压釜模拟高含H2S/CO2的腐蚀环境,研究了Cl-对抗硫套管钢P110SS腐蚀速率、硫化物应力开裂和氢致开裂的影响。结果表明,抗硫套管钢P110SS的腐蚀速率随介质中Cl-浓度升高先增加后减小,当Cl-浓度达到50g/L时,P110SS腐蚀速率达到最大值;抗硫套管钢P110SS没有出现硫化物应力开裂和氢致开裂的裂纹,其硫化物应力开裂和氢致开裂敏感性较低,原因是均匀细小的回火索氏体组织,有益元素铬、钼、钛、钕、钒的加入以及低含量的有害元素硫和磷。

304奥氏体不锈钢在H_2S+Cl^-+CO_2+H_2O环境下的慢应变速率拉伸腐蚀试验研究

通过慢应变速率拉伸腐蚀试验(SSRT),研究了304奥氏体不锈钢在H_2S+Cl-+CO_2+H2O复杂介质环境下的应力腐蚀敏感性,借助扫描电镜(SEM)、能谱分析仪(EDS)分析了断口形貌和腐蚀产物性质。在环境因素中主要考虑了H_2S浓度、Cl-浓度、CO_2浓度这三种介质参数单独或交互作用对材料应力腐蚀敏感性的影响。通过对试验数据进行逐步回归分析,建立了应力腐蚀敏感性指数随介质参数变化的数学模型,同时分析了各介质参数对304奥氏体不锈钢应力腐蚀影响的显著性。

高温高压CO_2-Cl^-共存体系下4种常用Cr钢和碳钢的腐蚀行为

为了预测钢材在高温高压CO_2-Cl-共存体系下的腐蚀情况,为某气田在开采周期内推荐安全经济的管材,现根据区块情况,模拟地层水环境,在高温高压条件下对4种常用Cr钢和碳钢进行腐蚀试验。采用腐蚀失重法、扫描电子显微镜(SEM)和能谱分析仪(EDS),探究Cr钢和碳钢的CO_2腐蚀机理、腐蚀严重程度和抗CO_2腐蚀能力。结果表明:在150℃,CO_2分压2.2 MPa(总压30.0 MPa),Cl-含量6 400 mg/L的腐蚀环境中,随着Cr元素含量增加,钢材的抗CO_2均匀腐蚀能力会明显增加,但局部出现向内深入的点蚀坑;由于有Cl-存在,3Cr钢表面无法形成有效的钝化膜,加上气相中含CO_2的高温蒸汽附着在其表面,促进了腐蚀的发生,使3Cr钢的气相腐蚀速率与P110钢的气相腐蚀速率相当,因此在类似的气相腐蚀环境中不推荐使用3Cr钢。

H_2S和CO_2分压及Cl^-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。

H_2S-CO_2-Cl^-腐蚀环境单井集输管材选择

塔河油田腐蚀环境为H2S-CO2-Cl-体系,单井集输管道材质以20号钢为主,腐蚀穿孔严重。通过对BX245-1Cr、20号钢两种管材的室内实验和现场应用分析,采用了扫描电镜和激光共聚焦显微镜对BX245-1Cr与20号钢的腐蚀情况进行对比分析。室内实验分析表明,BX245-1Cr材质抗腐蚀能力优于20号钢,均匀腐蚀速率相比降低33.07%,点腐蚀速率相比降低30.05%。现场应用测试分析表明,BX245-1Cr点腐蚀速率明显低于20号钢点腐蚀速率,相比降低35.89%。通过对两种管材经济对比分析,选用管径为76 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.44×104RMB$/km,选用管径为89 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.34×104RMB$/km。

饱和H_2S/CO_2溶液中Cl^-对2Cr13钢腐蚀行为的影响

采用失重法和电化学方法研究了饱和H_2S/CO_2溶液中Cl^-对2Cr13钢腐蚀行为的作用,并用SEM、EDS和XRD对钢上的腐蚀产物的形貌、组成与成分进行了分析。结果表明,随着Cl^-含量的增加,2Cr13钢在饱和H_2S/CO_2溶液中的腐蚀失重速率也增加,且在Cl^-含量为20g/L时达到最大值。在2Cr13钢上所形成的腐蚀产物以四方硫铁矿型FeS为主,并有少量的Fe_(1-x)S。2Cr13钢活性溶解的腐蚀电化学过程主要受阴极扩散过程控制,而Cl^-的存在不改变2Cr13钢腐蚀的活性溶解状态以及电化学反应历程与机制,仅影响了其腐蚀倾向和速率大小。

H_2S-CO_2-Cl^-共存体系下的腐蚀状况

塔河油田具有CO_2,H_2S和高矿化度水共存特征,腐蚀性介质复杂。在油气水的采、储、输各生产环节中,金属管道容器的内腐蚀穿孔均有发生,并随着含水量上升,腐蚀日趋严重,已成为阻碍油气田持续发展的突出矛盾。文章针对塔河油田H_2S-CO_2-Cl^-共存体系环境,对腐蚀原因、防腐蚀措施进行了浅析。

高温高压CO_2含Cl^-环境下超级Cr13马氏体不锈钢的腐蚀行为

针对超级马氏体不锈钢Super-Cr13,研究其在150℃、CO2分压为1 MPa且有不同Cl-含量的模拟工况环境下的腐蚀行为,并与传统2Cr13马氏体不锈钢进行对比。采用腐蚀质量损失以及SEM观察等方法,对不锈钢的腐蚀程度、表面形貌和微观组织进行分析;比较高温高压腐蚀后钝化膜的结构特点,并分析讨论CO2和Cl-腐蚀的交互作用。结果表明:Super-Cr13表面能够形成保护性很强的钝化膜,可有效减缓均匀腐蚀和阻止点蚀的形成。

CO_2分离罐Cl^-应力腐蚀开裂原因分析

CO_2分离罐定期检验过程中,由渗透检测发现该设备内表面存在大量的裂纹,应用超声波、金相、硬度检测手段对设备的使用环境调查分析表明:CO_2分离罐开裂属于Cl^-应力腐蚀开裂的特征。同时,分析了设备产生Cl^-应力腐蚀开裂的原因,为同类设备的选材、维护提供了借鉴。

CO_2饱和NaCl溶液中Cl^-浓度对2Cr13不锈钢腐蚀行为的影响

Cl-对金属及合金有强烈的点蚀作用,易引起局部腐蚀失效,造成严重的经济损失。探究其腐蚀机理有利于预防Cl-对金属的腐蚀。通过极化曲线、交流阻抗等电化学测试方法,结合扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等检测手段,研究了60℃下CO2饱和NaCl溶液中Cl-浓度对2Cr13不锈钢腐蚀行为的影响,并讨论了其腐蚀机理。结果表明:在CO2饱和NaCl溶液中,Cl-存在多种影响作用,如腐蚀催化、增大H+活度、降低CO2溶解度等;随着Cl-浓度的增大,2Cr13不锈钢的再钝化能力变差,点蚀诱发敏感性增强,腐蚀速度呈现先增大后减小的变化趋势,NaCl浓度为60 g/L时,2Cr13不锈钢的腐蚀速率最大。

H_2S/CO_2分压和Cl^-浓度对L360QCS腐蚀行为的影响研究

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S/CO2分压、Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS腐蚀行为的影响。采用失重法计算腐蚀速率,四点弯曲法进行应力腐蚀试验,宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析进行综合研究。在H2S/CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高腐蚀速率呈现先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡很少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增加,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的增加而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。