通过浸泡腐蚀实验与高温高压电化学测试,研究了 J55钢在1.0 MPa CO2、0.3 MPa H2S及1.0 MPaCO2+0.3 MPa H2S气体组分下的腐蚀特征,并采用XRD、SEM和EDS分析腐蚀产物膜组成与形貌.结果显示,溶液中气体组分为H2S及CO2+H2S下的腐蚀速率相近,其表面产物为FeS.在只含H2S气体时,J55钢的表面FeS产物膜致密;而在CO2氛围下J55钢的腐蚀速率最高,其产物为疏松、覆盖率较低的FeCO3.高温高压原位电化学测试显示,不含腐蚀气体时溶液介质对J55钢的腐蚀表现为阴极控制;加入H2S使腐蚀转为阳极控制,腐蚀电位明显升高;而CO2的加入能强化阴极控制效果,同时降低腐蚀电位;溶液中CO2与H2S共存时,CO2使FeS的成膜电位增加.EIS图显示,J55钢在不含腐蚀性气体时极化电阻最大,仅含CO2时极化电阻最小,仅含H2S时出现高频容抗弧与低频容抗弧两个时间常数.

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究.结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2 S=1:0.3时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率.研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2 S=1:0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主.

针对Φ88.9 mm×6.45 mm L80-13Cr油管穿孔现象,采用宏观分析、化学成分分析、金相分析、力学性能测试及扫描电子显微镜、能谱仪等手段,对规格为Φ88.9 mm×6.45 mm的L80-13Cr马氏体不锈钢油管发生穿孔的原因进行了分析.结果表明:该油管材质的化学成分、显微组织及力学性能等未见异常,但内壁存在严重的均匀腐蚀以及孔蚀,腐蚀形貌呈苔地状,腐蚀产物及腐蚀坑内填充物主要为Fe3O4、FeOOH、FeCr2O4及CrOOH.因此穿孔的发生主要是由于油管内壁的水中存在溶解氧,导致油管发生了严重的均匀腐蚀及孔蚀,孔蚀处壁厚减少,导致油管穿孔.

为了研究影响Q245R钢硫化物应力腐蚀开裂的主要原因,通过拉伸试验、宏观形貌观察、显微组织分析、能谱分析等手段研究其断口及表面处的腐蚀产物,并分析其腐蚀机理.结果表明:Q245R钢在H2S环境中发生开裂的类型主要是SSC,开裂的主要原因是其存在明显的带状组织,氢原子在带状组织的两种组织界面处与硫化物夹杂处聚集,产生氢压,形成微裂纹,致使最终开裂.Q245R钢断口符合应力腐蚀开裂断口特征且存在明显的带状组织二次裂纹,在二次裂纹的间隙中存在FeS晶体.

燃煤锅炉水冷壁管发生腐蚀会影响锅炉的使用寿命,缩短其使用周期从而影响经济效益,甚至影响锅炉的安全使用.为分析其发生腐蚀的原因,利用能谱和X射线衍射等技术对20#钢锅炉水冷壁管的腐蚀特征进行分析,研究腐蚀机理及类型,并提出相关防护与控制措施.研究结果表明:燃料煤中的硫元素、氯元素以及硫酸盐是管道外壁腐蚀的主要因素,此外,管道外壁的高温氧化也会促进其发生腐蚀.1号试样的腐蚀速率为0.1925mm/a,2号试样的腐蚀速率为0.3150mm/a.

为了测定HLHT-1咪唑啉缓蚀剂的缓蚀性能,采用失重法和电化学测试方法测试了HLHT-1缓蚀剂在哈拉哈塘区块模拟介质中对20G钢的缓蚀效果.结果表明,当加入量为100×10-6 mg/L时,20G钢的腐蚀速率为0.0476 mm/a,缓蚀率可达88.32％,且无明显点蚀.说明该缓蚀剂具有良好的缓蚀效果.极化曲线测试结果表明该缓蚀剂是以抑制阳极反应为主的阳极型缓蚀剂.电化学阻抗结果表明,缓蚀剂具有较好的持续缓蚀效果,模拟介质中浸泡96 h仍具有较高的缓蚀性能.

通过失重腐蚀实验和应力腐蚀开裂实验(C环法),研究了Ti80钛合金在甲酸钾完井液环境中抗均匀腐蚀、局部腐蚀和应力腐蚀开裂(SCC)的性能.结果表明:在甲酸钾完井液腐蚀环境中,随温度的升高,Ti80钛合金的腐蚀速率先减小后增大,在220 ℃时最小,属于严重腐蚀,200、240℃时均超过0.25mm/a,属于极严重腐蚀,三种温度下均存在点蚀.腐蚀产物主要成分为K1.5Ti8O16及K1.5(Al1.5Ti6.5)O16,这表明:Ti80钛合金在甲酸钾完井液中发生溶解腐蚀.在甲酸钾完井液腐蚀环境SCC实验中,Ti80钛合金出现多条裂纹,且起源于点蚀坑,具有应力腐蚀裂纹的特征,这表明Ti80钛合金在甲酸钾完井液中具有应力腐蚀开裂倾向..

采用宏观分析、化学成分分析、力学性能测试、金相检验及扫描电镜断口分析等手段,对埋弧焊Q345R钢过程中焊缝发生开裂的原因进行了分析.结果表明:裂纹附近金属中的夹杂物、显微组织等检测结果未见异常,但裂纹表面的S元素含量偏高,这是因为在焊剂中存在S元素,经焊接冶金反应生成了硫化物,根据裂纹的特点判断焊缝产生的裂纹属于热裂纹中的结晶裂纹.

某热采井825镍基合金液控管道在运行3个月后发生腐蚀失效.通过管材化学成分、力学性能和显微组织分析,腐蚀产物形貌与成分分析对失效管道的腐蚀原因及机理进行了研究.结果 表明:825镍基合金液控管道外壁发生严重点蚀,腐蚀失效的原因是氧腐蚀和硫腐蚀,硫来源于井下H2S与注蒸汽中的O2反应生成.

BZ102井S13Cr110钢油管出现裂纹,通过磁粉探伤、金相分析、点蚀坑分析、化学成分分析、力学性能试验等方法对裂纹产生的原因进行了分析.结果表明:油管纵向裂纹为应力腐蚀裂纹,裂纹产生与A环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条件有关.

本文介绍了几种常见的可在高温高压工况下服役的非金属密封件种类,包括橡胶类密封件、塑料类密封件和柔性石墨类密封件等.另外,阐述了常见耐高温高压非金属密封件的性能评价及工况适应性最新研究进展.为油气田高温高压工况用非金属密封件的性能评价和选材提供了参考依据.

针对高温降黏缓蚀剂在高温高含CO2/H2S环境中的适应性问题,利用高温高压失重腐蚀试验和高温高压电化学测量技术对高温降黏缓蚀剂进行缓蚀性能测试,采用旋转黏度计测试了缓蚀剂对现场原油的降黏效果,应用电化学阻抗技术测量了缓蚀剂的残余浓度.研究表明,该缓蚀剂为阳极型缓蚀剂,将质量浓度为200 mg/L和80 mg/L的缓蚀剂分别加入掺稀油中,其对井下油管材质P110和地面集输系统管线材质20G有明显的缓蚀作用,均匀腐蚀速率小于0.076 mm/a且无明显点蚀.当缓蚀剂质量浓度为200 mg/L时,对现场原油的降黏率可达20％,井筒腐蚀试验后溶液中缓蚀剂的残余浓度大于30 mg/L.

通过模拟国内某油田KXS8-2井油管失效工况条件,采用NACE TM 0177-2016标准C环法研究油管表面氧化膜对S13Cr110材质应力腐蚀开裂(SCC)性能的影响,并分析了该井油管失效的原因及机理.研究结果表明:外壁存在氧化膜的S13Cr110试样应力腐蚀敏感性较光滑试样更高.为改善S13Cr110油管在含氧完井液中的抗SCC性能,建议采用抗SCC的完井液并严格除氧,或提高油管表面质量.

对某井在采油过程中发生的油管挤毁与脱扣事故进行了调查研究.对挤毁油管进行宏观形貌、理化性能、磁粉探伤检测分析,并与同批新油管进行实物挤毁试验模拟.结果表明:该挤毁油管材质及各理化性能均满足生产标准及API 5CT标准要求,其挤毁与失效的原因主要是地层出砂导致油管通道堵塞,造成该井段内外压差超过该油管抗挤强度,从而发生挤毁和脱扣.另外,油管外壁的SCC裂纹及内壁腐蚀对油管被挤毁与脱扣具有不可忽视的作用.

简要回顾了国内外超级13Cr不锈钢油管的研究进展,论述了超级13Cr不锈钢油管在油气田苛刻环境中的适用性,并指出了超级13Cr不锈钢油管在实际使用过程中存在的问题及研究方向.