检索结果-南通市图书馆

暂态技术研究高含H_2S和CO_2近中性溶液中套管钢的界面反应

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腐蚀与防护 2013年第1期34卷 18-21页

作者：邓洪达李春福曹献龙唐笑重庆科技学院冶金与材料学院重庆401331 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室成都610500

采用电位阶跃技术研究在H2S和CO2共存的近中性溶液中套管钢/溶液界面和反应过程。应用数学模型分析界面反应中氢吸附过程、负离子脱附过程和氢吸收过程的变化规律。当阶跃电位为50mV,界面反应由氢吸附过程控制,当阶跃电位超过50mV,界面... 详细信息

采用电位阶跃技术研究在H2S和CO2共存的近中性溶液中套管钢/溶液界面和反应过程。应用数学模型分析界面反应中氢吸附过程、负离子脱附过程和氢吸收过程的变化规律。当阶跃电位为50mV,界面反应由氢吸附过程控制,当阶跃电位超过50mV,界面反应由负离子脱附过程控制。研究显示,在含50%H2S(pH=5.9)环境中,加入CO2提高了界面负离子脱附、氢吸附和氢吸收反应速率。

关键词：套管钢 H2S CO2 电位阶跃脱附氢吸附氢吸收

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温度对油井套管钢极化行为的影响

腐蚀科学与防护技术 1998年第3期10卷 174-176页

作者：邱于兵张华民华中理工大学化学系

采用动电位扫描法研究了Ｊ５５套管钢在２５～１４０℃的模拟油田水中的极化行为，并用曲线拟合法求得了各温度下的腐蚀电化学参数．结果表明，随着温度的升高Ｊ５５套管钢的极化行为和各种腐蚀电化学参数均产生了很大变化．

关键词：套管钢温度模拟油田水极化行为油田

模拟油田地层水环境中套管钢的结垢规律及防垢剂的选用

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材料保护 2010年第10期43卷 61-62页

作者：侯铎陈玉祥王霞彭健锋西南石油大学石油工程学院四川成都610500 西南石油大学材料科学与工程学院四川成都610500 中石化天然气川气东送管道分公司湖北武汉430022

集输系统结垢制约了油田开采,注水管线形成的水垢增大了水流阻力和注水能耗,导致管线出现局部腐蚀。模拟油田地层水环境,研究了pH值、温度、盐含量、CO2分压对套管钢结垢规律的影响,并筛选了合适的阻垢剂以有效防止套管钢的破坏、失效... 详细信息

集输系统结垢制约了油田开采,注水管线形成的水垢增大了水流阻力和注水能耗,导致管线出现局部腐蚀。模拟油田地层水环境,研究了pH值、温度、盐含量、CO2分压对套管钢结垢规律的影响,并筛选了合适的阻垢剂以有效防止套管钢的破坏、失效。结果表明:套管钢的结垢速率随pH值增大、温度升高、CO2分压增大而增加,随盐含量增加而减小;具有防腐蚀、阻垢双重作用的阻垢剂能更有效地保护套管钢,减缓或避免其发生腐蚀和结垢。

关键词：结垢腐蚀套管钢防垢剂

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高温服役条件下P110H套管钢的剩余强度

热加工工艺 2022年第20期51卷 142-145,148页

作者：杨军虎马海王海娟胡英才杨康敏周旋魏文澜河南油田石油工程技术研究院河南南阳473132 南阳腾远石油工程技术服务有限公司河南南阳473000 西安石油大学机械工程学院陕西西安710065

油气井管柱在服役过程中不可避免的将发生材料强度的折减,服役时间影响剩余强度将对井筒安全产生显著的影响。选取P110H热采专用套管材料,对其进行高温时效与低周疲劳的服役损伤加载,之后再进行拉伸试验,从而获得材料在损伤后的剩余强... 详细信息

油气井管柱在服役过程中不可避免的将发生材料强度的折减,服役时间影响剩余强度将对井筒安全产生显著的影响。选取P110H热采专用套管材料,对其进行高温时效与低周疲劳的服役损伤加载,之后再进行拉伸试验,从而获得材料在损伤后的剩余强度。研究表明,高温时效与低周疲劳服役均造成剩余强度的降低,下降规律呈现指数函数特性,高温时效使最终强度损失约10%,低周疲劳影响的剩余强度在稳定阶段仍持续降低。损伤机制表明,高温时效材料在变形过程中的强化能力降低,低周疲劳使晶内位错分布不均导致晶粒不稳定,两种损伤方式的作用机制相互独立。高温时效后损伤与低周疲劳损伤线性叠加后的剩余强度可作为强度的工程预测模型。

关键词：剩余强度高温时效低周疲劳损伤机理套管钢

套管钢在水力喷砂压裂液中的冲刷腐蚀行为研究

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化工机械 2015年第2期42卷 176-179,265页

作者：孙丽丽王尊策孙振旭王勇东北石油大学机械科学与工程学院中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院

以油田常用套管钢(P110、N80和J55)为研究对象,以水力喷砂压裂液为介质,借助自制管道冲刷腐蚀模拟测试实验台,研究套管钢在水力喷砂压裂液中的冲刷腐蚀行为,分析冲刷时间、含砂量、流速、冲击角度和KCl含量对其冲刷腐蚀行为的影响规律... 详细信息

以油田常用套管钢(P110、N80和J55)为研究对象,以水力喷砂压裂液为介质,借助自制管道冲刷腐蚀模拟测试实验台,研究套管钢在水力喷砂压裂液中的冲刷腐蚀行为,分析冲刷时间、含砂量、流速、冲击角度和KCl含量对其冲刷腐蚀行为的影响规律。结果表明:硬度是决定套管钢喷射冲刷腐蚀速率的主要因素,N80钢硬度高冲刷腐蚀速率最低,P110钢居中,J55次之;随着冲刷时间、含砂量、流速和KCl含量的增加,套管钢冲刷腐蚀速率增加,含砂量和流速极大地增加了冲刷腐蚀过程中的机械冲刷作用,而KCl则增加了其中的腐蚀过程;喷射冲刷腐蚀敏感冲击角度为30°;冲刷腐蚀后表面以带有飞边的压痕形貌为主,冲刷腐蚀机理主要为压痕机制。

关键词：套管钢水力喷砂压裂冲刷腐蚀

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BG140高强度套管钢腐蚀疲劳实验

中国石油和化工标准与质量 2020年第4期40卷 58-59页

作者：巨翔余国民闫凯中国石油集团石油管工程技术研究院陕西西安710077

油气田开发过程的不断深入,以高温、高压、高含硫的复杂地层下的深井开采已经成为当前井况的新常态。为了探究BG140高强度套管钢腐蚀疲劳问题。在理论结合实际的前提下参照"金属和合金的腐蚀腐蚀疲劳试验"和"金属材料室温拉伸试验方法"... 详细信息

油气田开发过程的不断深入,以高温、高压、高含硫的复杂地层下的深井开采已经成为当前井况的新常态。为了探究BG140高强度套管钢腐蚀疲劳问题。在理论结合实际的前提下参照"金属和合金的腐蚀腐蚀疲劳试验"和"金属材料室温拉伸试验方法"相关标准。选取现场常见的套管钢样品展开相关实验验证。在油井管实际工况下的"定寿"问题上研究BG140高强度套管钢在多个应力水平下(每个应力水平多个样本)的等幅腐蚀疲劳寿命的分散性。为后续的可靠腐蚀疲劳SN曲线可提供数据支持。

关键词： BG140 高强度套管钢腐蚀疲劳实验

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

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材料保护 2009年第3期42卷 18-22页

作者：邓洪达李春福曹献龙贾宝贵重庆科技学院冶金与材料学院重庆401331 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500 塔里木油田公司监督管理中心新疆库尔勒841000

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... 详细信息

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。

关键词：电化学腐蚀腐蚀机理套管钢 H2S CO2

含杂CO2埋存条件下13Cr和N80套管钢腐蚀规律研究

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含杂CO2埋存条件下13Cr和N80套管钢腐蚀规律研究

作者：谭金颢中国石油大学(北京)

学位级别：硕士

碳捕集、利用与封存技术（Carbon Capture,Utilization and Storage,CCUS）作为公认可以实现减少CO排放的技术目前正被广泛地研究与使用,其对于我国实现“双碳目标”具有重要意义。碳封存作为CCUS的关键流程,保障其长周期的安全,不发生... 详细信息

碳捕集、利用与封存技术（Carbon Capture,Utilization and Storage,CCUS）作为公认可以实现减少CO排放的技术目前正被广泛地研究与使用,其对于我国实现“双碳目标”具有重要意义。碳封存作为CCUS的关键流程,保障其长周期的安全,不发生泄漏事故是重中之重,而井筒结构的完整性是影响CO渗漏与否的主要因素。本文通过模拟CO埋存条件下的井下工况进行实验研究,利用高温高压反应釜模拟地下环境,分别探究N80碳钢及13Cr不锈钢在不同压力、加载应力及周期条件下含碳源杂质（SO、NO和O）超临界CO富地层水相中的腐蚀行为。使用失重法计算各条件下的腐蚀速率;通过扫描电镜（SEM）观察试样经腐蚀过后的产物膜形貌及基体表面形貌;利用能谱仪（EDS）、X射线衍射仪（XRD）及X射线光电子能谱仪（XPS）分析试样表面腐蚀产物膜成分及含量;使用3D形貌仪观察试样基体表面点蚀坑形貌并计算点蚀速率。具体研究结果如下:（1）N80钢试样的均匀腐蚀速率与点蚀速率均随着压力的升高而逐渐增大,13Cr钢试样的腐蚀速率则随压力的升高变化并不明显。但二者在各条件下的腐蚀速率均超过行业所允许的0.1 mm/y。13Cr钢在压力条件为20 MPa时发生了严重的点蚀现象,点蚀速率达到19.260 mm/y。此外,N80钢在各条件下的腐蚀产物均含有大量Fe CO,且含量随压力升高而增多。13Cr钢中由于Cr元素的存在使得其在各条件下腐蚀产物膜中出现了Cr（OH）以及CrO,二者的出现使得13Cr钢表面腐蚀产物膜更加致密。（2）由于加载应力的施加,N80及13Cr钢试样表面腐蚀产物膜均出现了不同程度的破损,但是试样基体表面并未发现有裂纹产生。在加载应力从0增加到25%σ时,N80及13Cr钢的腐蚀速率明显升高,但是随着加载应力的继续增大,二者腐蚀速率均出现下降趋势。13Cr钢的点蚀速率随着加载应力的增大而逐渐下降,且当加载应力为50%和75%σ时,试样应力集中区表面并未观察到有明显的点蚀现象。（3）N80及13Cr钢在模拟CO埋存环境中的均匀腐蚀及点蚀速率随着实验周期的增长均出现降低趋势。N80钢无加载应力试样表面可以明显观察到Fe CO晶体腐蚀产物愈加致密,使得腐蚀产物膜的保护性能增强,这可能是N80钢腐蚀速率降低的原因之一。13Cr钢无加载应力试样表面针状腐蚀产物变得越来越少,通过空隙可观察到一种黑色腐蚀产物。两种材料的75%σ应力加载试样表面腐蚀产物膜在各实验周期条件下均出现了不同破损程度的裂纹及孔洞,但两种材料的基体表面并未发现有裂纹生成。13Cr钢试样表面腐蚀产物中仅Fe OOH的含量随着实验周期的增长而增加,其余腐蚀产物含量并未发生明显变化。

关键词： CO2埋存套管钢应力腐蚀腐蚀规律超临界CO2

高含H_2S环境中CO_2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响

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石油与天然气化工 2011年第3期40卷 275-279,297页

作者：邓洪达李春福曹献龙重庆科技学院冶金与材料学院西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂(SSC)、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,... 详细信息

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂(SSC)、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度(抗拉强度(bσ)和屈服强度(sσ))和延伸率(δ)下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率(J)小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度(J)都呈现随时间(t)延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。

关键词：套管钢 H2S/CO2 SSC 氢渗透腐蚀产物膜