3种13Cr110钢高温高压CO2腐蚀行为对比研究

为了对比评价3种13Cr钢耐CO2腐蚀性能,在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对3种钢的CO2腐蚀行为进行了试验研究。结果表明,3种钢的CO2腐蚀速率以B13Cr110S、B13Cr110、HP13Cr110的顺序增大,B13Cr110S钢的腐蚀速率随温度升高变化不大,而B13Cr110和HP13Cr110钢则随温度升高而增加;B13Cr110S钢的C02腐蚀产物膜薄而致密,在较高温度下B13Cr110和HP13Cr110钢形成的腐蚀膜易干裂,但3种钢在该试验介质中均发生了均匀腐蚀;3种钢的腐蚀膜组成各不相同,但均含有Fe和Cr元素的氢氧化物及其失水后的氧化物。     

南海高温高压含CO2气井管柱腐蚀适用性评价

目的明确南海高温高压含CO2气井管柱材料腐蚀适用性,指导现场管柱材料选择。方法采用高温高压釜腐蚀实验仪器对井筒高温高压环境条件下不同材料腐蚀速率进行实验分析,并采用扫描电镜及能谱分析仪对腐蚀实验后试样腐蚀形貌进行分析,评价不同井筒环境下管柱材料腐蚀适用性。结果150℃条件下,材料腐蚀速率随分压的增加而增大,同时随着材料Cr含量的增加,材料腐蚀速率降低,其中P110钢材料腐蚀速率到达0.3511mm/a,属于严重腐蚀;180℃条件下,三种材料试样表面均存在不同程度的局部腐蚀,其中13CrS-110试样表面出现点蚀的程度较其他两种材料更严重,其点蚀坑存在向内发展的趋势。结论南海高温高压含CO2环境下,Cr含量的增加提高了材料抗腐蚀性能,且随着CO2分压的提高,溶液中CO2溶解度不断增大,增加了材料腐蚀。在180℃高温条件下,13CrS-110钢、15Cr-110钢、15Cr-125钢均存在不同程度点蚀,但13CrS-110钢存在开裂风险,在现场应用前应进行开裂风险评估。针对高温高压含CO2气井管柱选材,可根据井筒温度、压力、CO2分压分布情况进行分段设计,在保障井筒完整性的基础上,降低开发成本。     

柴油加氢装置关键换热器管束腐蚀机理研究

目的明确兰州石化柴油加氢装置某换热器管束(主要材质为15Cr Mo钢和321不锈钢)的腐蚀失效原因。方法采用高温高压釜试验和模拟铵盐结晶试验研究15Cr Mo钢和321不锈钢在服役介质中的腐蚀机理。结果 15Cr Mo钢的腐蚀失效形式表现为铵盐结晶下的快速均匀腐蚀和其他部位的点蚀;而321不锈钢的腐蚀失效形式则相反,主要表现为铵盐结晶下的点蚀。结论为避免铵盐结晶引起的腐蚀穿孔,建议提高换热器出口温度到230℃以上,将换热器出口的注水工艺改为注中和缓蚀剂,在加氢反应器出口增设脱氯罐。     

南海某油田CO2回注井防腐选材实验

目的开展腐蚀选材实验,确定经济合理的井下油套管材质。方法分别模拟回注气层(114℃、CO2分压为24.89 MPa、凝析水Cl^–质量浓度为1000 mg/L)、回注水层(117℃、CO2分压为28.39 MPa、凝析水Cl-质量浓度为20000mg/L)工况,利用高温高压釜开展室内模拟腐蚀实验,评价3Cr、13Cr、超级13Cr和22Cr双相不锈钢材质。结果3Cr出现严重的均匀腐蚀及点蚀,最大均匀腐蚀速率出现在回注水层工况,达1.0973 mm/a;最大点蚀速率出现在回注水层工况,达0.4241 mm/a。13Cr均匀腐蚀速率较低,最高腐蚀速率为回注气层工况,达0.0274 mm/a;在回注水层工况条件下,点蚀速率较高,为0.3833 mm/a。S13Cr均匀腐蚀速率较低,回注气层工况腐蚀速率最高,达0.0113 mm/a,无点蚀。22Cr均匀腐蚀速率较低,为0.0011mm/a,无点蚀。整体规律为回注水层条件下的腐蚀速率大于回注气层,主要腐蚀产物为FeCO3,对13Cr以上管材,主要腐蚀形式为点蚀。结论对CO2回注深井,应尽量选取气层回注。在CO2分压为24.89MPa、地层温度为117℃、地层水Cl^–质量浓度为20000mg/L条件下,推荐选用超级13Cr为回注井管材。     

几种典型金属材料西沙海洋飞溅区腐蚀行为规律研究

目的研究几种典型金属材料在西沙海洋飞溅区的腐蚀行为规律。方法通过外场暴露试验,分析3种钢、1种铜和3种铝合金材料暴露0.5,1,2 a后的腐蚀形貌与动力学规律。结果 3种钢的腐蚀质量损失与点蚀均较为严重,T2整个表面均匀减薄的同时,会产生大量微小的腐蚀坑,3种铝合金发生以点蚀为主的局部腐蚀,伴随有晶间腐蚀、选择性腐蚀等。结论试验条件下,3种钢中Q235耐蚀性最差,T2整体耐蚀性较好,3种铝合金中5083耐点蚀性能最差,5052略优于6063。     

高温高含二氧化碳条件下五种含Cr钢适用性评价

目的 预测某高温高含二氧化碳油井中管柱的腐蚀情况,为该油井推荐安全经济的材质。方法 采用高温高压反应釜模拟现场工况进行腐蚀试验,通过失重法、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)对五种含Cr钢的适用性进行评价。结果 在40~160 ℃温度范围内,五种钢材随温度的升高,其均匀腐蚀速率先升高后降低,且均在80 ℃时达到最大值。3Cr钢的腐蚀速率最高,在整个温度范围内,均远高于0.076 mm/a。在温度为120 ℃时,9Cr钢开始出现局部腐蚀。在温度为160 ℃时,13Cr钢有一定的局部腐蚀倾向。S13Cr、22Cr钢在整个温度范围内的腐蚀速率都较低,试验后试样表面平整连续,耐蚀性能好。结论 建议在采出井井筒中上部40~80 ℃较低温度井段选用9Cr钢,中部80~120 ℃中高温井段选用13Cr钢,底部120~160 ℃高温井段选用S13Cr钢。     

CO2和微量H2S共存环境中套管防腐优选研究

目的研究不同材质套管在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀特征。方法采用高温高压腐蚀仪,以渤海某油田实际采出水样为腐蚀介质进行模拟实验,利用扫描电镜,能谱仪(EDAX)分析不同管材在不同腐蚀条件下腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌和组分特征,对比分析不同钢材在对应腐蚀环境下的腐蚀速率,并建立长期腐蚀速率预测模型。结果单独CO2(分压为0.1 MPa)腐蚀环境中,N80材质在50℃条件下发现有局部腐蚀,其他材质表现为均匀腐蚀。CO2(分压为0.1 MPa)和微量H2S(分压为0.0006 MPa)共存条件下,碳钢和低Cr钢腐蚀差异小,为均匀腐蚀。微量H2S的加入改善了腐蚀环境,13Cr钢表面腐蚀程度较小,几乎不腐蚀。单独CO2与CO2/H2S共存的腐蚀速率相比,腐蚀速率降低60%以上。随着测试时间的增加,几种材质的腐蚀速率按照幂函数形式递减,N80、1Cr、3Cr材质的长期腐蚀速率分别为0.023、0.19、0.13 mm/a。结论微量H2S对CO2腐蚀具有明显的抑制作用,3Cr-N80套管、线重69.983 kg/m以上能够满足腐蚀后套管强度要求。     

一种新型油井管材机械及防腐性能研究

目的重点评价一种新型油井管钢材00Cr9材质的拉伸强度、冲击韧性、硬度及螺纹连接等力学性能和防腐性能,为该新材质的使用条件提供理论依据。方法力学性能方面,根据GB/T 228—2002《金属材料室温拉伸试验方法》对00Cr9-110钢级的材料试样(2个)进行抗拉强度、屈服强度标准测试,参考API SPEC5CT(2011)对该材质(2个试样)的夏比V形缺口冲击韧性(CVN吸收能)进行测试。选取00Cr9管材(00Cr9-110钢级)和马氏体不锈钢13Cr两种材质进行显微维氏硬度对比测试,同时联合国家石油管材质量监督检验中心对00Cr9管材的螺纹连接性能进行实验分析。防腐性能方面,采用腐蚀质量损失实验和硫化氢环境下抗应力腐蚀开裂(Stress Corrosion Cracking,SCC)实验分别对其防二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)的耐蚀性能进行评价。腐蚀模拟实验采用磁力驱动反应釜来模拟实际腐蚀工况环境,实验过程中通过调节釜的转速带动试片模拟流速。材料的常温常压SCC实验设计的实验条件为NACE A溶液,设计加载80%实际屈服强度,温度为24℃,实验气体为0.1 MPa H2S,实验周期为30天,加载强度的方式包括C形环及单轴拉伸。结果00Cr9材质较常规13Cr管材降低了金属中的含碳量,并细化了晶粒组织,使钢材中的杂质均匀化,减少了金相中的组织缺陷,从而提高了油井管的机械强度与耐蚀性能,大幅提高了现场作业效率。该材质的抗拉强度和冲击韧性满足要求,维氏硬度(HV1=256)出现硬度轻微超标的现象(规定HV1<250),螺纹连接性能达标。在低温含CO2的环境中点蚀速率很小,主要为均匀腐蚀,腐蚀质量损失满足要求。应力腐蚀开裂敏感性高,容易发生硫化物应力腐蚀开裂,不满足NACE MR0175抗硫要求。建议在90℃以下、含CO2和不含H2S的井下环境中使用。结论目前00Cr9材质油井管价格低于普通13Cr材质管材,在渤海区域大规模应用可降低油田开发成本,未来有望在渤海地区取代目前常用的13Cr材质油井管材。     

实验室加速腐蚀环境下35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面腐蚀行为研究

目的研究35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面的腐蚀行为特点。方法开展35Cr2Ni4MoA材料在实验室湿热环境和盐雾环境的加速腐蚀环境试验,分析腐蚀环境对35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面腐蚀行为的影响,加速腐蚀试验共8个周期,通过蚀坑深度、蚀坑面积、单面面积腐蚀数量描述材料表面腐蚀情况。结果35Cr2Ni4MoA在实验室腐蚀环境下蚀坑深度随时间变化满足幂函数关系,蚀坑半径随时间满足线性关系。实验前期单位面积内点蚀数量较多,腐蚀程度轻,在试验中后期点蚀扩展相连,腐蚀面积变大,腐蚀数量减少,腐蚀程度加重。结论提高35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面处理质量,减少材料表面处理孔隙,能有效提高35Cr2Ni4MoA材料的腐蚀防护能力。     

钢铁材料在黄河三门峡水库中的腐蚀行为

目的获取典型钢铁材料在黄河三门峡水库中长期暴露的腐蚀结果和腐蚀行为。方法采用暴露腐蚀试验,将1种碳钢、3种低合金钢和3种不锈钢材料在三门峡水库中暴露1,2,5,8 a,用金相显微镜测量各材料的点蚀深度,观察腐蚀形貌,并计算其腐蚀速率。结果在三门峡水库中暴露8 a,碳钢和低合金钢的腐蚀行为基本相同,4种钢暴露1 a的平均腐蚀速度接近,为0.047~0.050 mm/a,暴露1~8 a,Q235B的平均腐蚀速度为0.040 mm/a,X70,X80和D36钢的平均腐蚀速度与Q235B相差不大,分别为0.039,0.034,0.037 mm/a。暴露1 a后,0Cr13表面有蚀点,最大点蚀深度为0.010 mm,暴露8 a后,0Cr13试样的边角、钻孔处出现溃烂、穿孔。暴露8 a后,304和316L的最大点蚀深度均小于0.1 mm。结论 Q235B,X70,X80,D36在黄河三门峡水库中的腐蚀行为基本相同,它们在第1年的腐蚀速度较大,暴露1 a后腐蚀速度略有降低。0Cr13腐蚀严重,暴露8 a,发生腐蚀溃烂、穿孔现象。304和316L在三门峡水库中有很好的耐蚀性。     

黑色金属材料在长江淡水中的腐蚀行为

通过现场暴露试验,获得了2种碳钢、3种不锈钢及1种不锈钢与碳钢复合板材料在武汉长江淡水中的4年腐蚀试验结果,总结了它们的腐蚀行为。结果表明,Q235和16Mn碳钢在武汉长江中有较高的腐蚀率和明显的点蚀,稳定腐蚀率为0.055 mm/a;暴露4 a,奥氏体不锈钢304和316L没有明显腐蚀,而马氏体不锈钢430有较明显的点蚀和缝隙腐蚀;马氏体不锈钢0Cr13Ni5Mo与Q345C复合钢板在长江淡水中使用4 a后,0Cr13Ni5Mo发生严重的点蚀,说明马氏体不锈钢在淡水中的应用应慎重。     

黑色金属材料在长江淡水中的腐蚀行为

通过现场暴露试验,获得了2种碳钢、3种不锈钢及1种不锈钢与碳钢复合板材料在武汉长江淡水中的4年腐蚀试验结果,总结了它们的腐蚀行为。结果表明,Q235和16Mn碳钢在武汉长江中有较高的腐蚀率和明显的点蚀,稳定腐蚀率为0．055mm／a;暴露4a,奥氏体不锈钢304和316L没有明显腐蚀,而马氏体不锈钢430有较明显的点蚀和缝隙腐蚀;马氏体不锈钢0Crl3Ni5Mo与Q345c复合钢板在长江淡水中使用4a后,OCrl3Ni5Mo发生严重的点蚀,说明马氏体不锈钢在淡水中的应用应慎重。     

低含H2S工况下110SS的超临界CO2腐蚀行为

目的明确低含H2S工况下,110SS钢在超临界CO2相中的适用性及腐蚀行为。方法利用高温高压反应釜对高温高压低含H2S气井的井底腐蚀工况进行模拟,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀行为进行分析研究。结果在141℃、13.3 MPa CO2分压、1.33 kPa H2S分压工况下,110SS在含饱和水的超临界中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率为0.017 mm/a,腐蚀轻微,CO2腐蚀占主导地位。基体表面腐蚀产物膜分布并不均匀,呈水珠状分布,产物膜为单层结构,腐蚀产物以碳酸亚铁为主,含少量H2S腐蚀产物,且H2S腐蚀多集中于水珠状区域内部。腐蚀产物膜由不连续的晶粒构成,部分部位基体直接暴露于腐蚀性介质中,对基体的保护有限。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水,无积水问题的气井,可选用110SS管材作为油套管材质(温度≤141℃,CO2分压≤13.3 MPa,H2S分压≤1.33 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L)。     

元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响

目的研究元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响,为评价825合金在高温高压含CO2/H2S和元素硫环境中的适应性提供依据。方法将825合金分别置于含元素硫和不含元素硫的模拟气田环境中,进行高温高压含硫实验。采用失重法、高温高压电化学法、扫描电镜和能谱测试方法对825合金的均匀腐蚀、局部腐蚀、电化学腐蚀、微观形貌和化学组成进行表征,揭示元素硫对825合金在高温高压含H2S和CO2环境中腐蚀行为的影响规律。结果在不含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率仅为0.0217 mm/a,无局部腐蚀现象产生,也没有检测到明显的点蚀噪声信号;在含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率高达0.469 mm/a,具有明显的局部腐蚀特征,且点蚀噪声信号显著,与光学照片观察结果一致。结论825合金在高温高压含元素硫和氯离子环境中容易发生局部腐蚀,这主要是由于元素硫在水溶液中发生水解反应,在局部区域生成了H2S和H2SO4,在高温和氯离子的耦合作用下,显著地加剧了825合金的腐蚀,腐蚀产物以氧化物和硫化物为主。     

不同港口海域铝合金腐蚀行为研究

目的获得1060铝合金和5083铝合金在不同港口海域的腐蚀规律。方法采用实海试验方法获得材料表面的腐蚀形貌及腐蚀速率,并利用腐蚀图像处理技术分析海生物覆盖状态。结果不同海域铝合金试样表面附着海生物种类不同,青岛海域试样表面主要附着牡蛎,舟山海域试样主要附着藤壶和海藻,三亚海域主要附着藤壶和牡蛎。1060铝合金和5083铝合金在不同海域海水中以点蚀和缝隙腐蚀为主,海生物附着对铝合金腐蚀有明显影响,较严重的腐蚀点出现在牡蛎或藤壶下面及边缘。三海域中两种铝合金在舟山海域的腐蚀速率最大,三亚海域次之,青岛海域最小。不同海域铝合金试样表面海生物覆盖面积不同,三亚海域试样表面海生物覆盖面积百分比最大,青岛海域次之,舟山海域最小。结论由于海水环境不同,青岛、舟山及三亚海域铝合金试样表面海生物种类以及海生物覆盖面积明显不同,海生物的附着在一定程度上减缓了铝合金的腐蚀,另外也使得铝合金更易产生缝隙腐蚀和点蚀。     

热带海洋环境中5083铝合金腐蚀行为研究

目的 研究某岛礁不同海洋区带环境中5083铝合金的腐蚀规律。方法 在某岛礁进行海洋多区带腐蚀试验,利用表面微观形貌观测、腐蚀产物分析、质量损失测试及点蚀深度测量等手段,对比分析铝合金在不同海洋区带中的腐蚀形貌、腐蚀速率和点蚀深度。结果 5083铝合金在某岛礁海洋全浸区带环境中的腐蚀速率最大,大气区带中的腐蚀速率最小,在潮差区带的腐蚀速率介于二者之间。试样在海洋不同区带主要发生局部腐蚀,大气区试样的最大点蚀深度最大,而潮差区试样的最大点蚀深度最小。在不同海洋区带,铝合金腐蚀产物和附着物的混合物中均含有钙元素,大气区钙元素含量远低于潮差区和全浸区,潮差区和全浸区铝合金表面的腐蚀产物和附着物混合物中主要含有CaCO₃、CaSiO₃和Al₂O₃。结论 不同海洋区带环境中,5083铝合金的腐蚀速率差别较大,潮差区和全浸区材料表面附着大量污损生物和矿物质。     

S13Cr在超高温超临界CO2环境下的腐蚀行为及产物膜特征

目的明确超级13Cr在超高温超临界CO2环境下的适用性、耐蚀性及腐蚀产物膜特征。方法采用高温高压反应釜模拟气井井底超高温超临界CO2腐蚀工况,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合扫描电子显微镜(SEM)、能谱(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物特性进行分析研究。结果在215℃、31.2 MPa CO2分压、7.24 kPa H2S分压下,超级13Cr在含饱和水的超临界相中及含饱和CO2的模拟凝析水相中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率分别为0.009 mm/a及0.126 mm/a。腐蚀受CO2-H2S共同控制。腐蚀产物呈双层结构,内层腐蚀产物以碳酸亚铁为主,外层以磁黄铁矿为主,且内外两层腐蚀产物膜结合较弱,易剥离。超临界相中,内外层腐蚀产物膜均较为稀疏,水相区内外层腐蚀产物膜更为致密,但外层腐蚀产物膜容易发生破裂剥落。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水、无积水问题的气井,可选用超级13Cr作为油套管材质(温度≤215℃,CO2分压≤31.2 MPa,H2S分压≤7.24 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L),但对于井底有比较严重积水问题的气井,或者含水率较高的油井,超级13Cr并不适合。