【摘 要】
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在合适的温度及压力条件下,CO2对钢质管材能够产生较严重的腐蚀,引起油井管柱迅速的全面腐蚀和严重的局部腐蚀,甚至造成生产油、套管的腐蚀断裂,从而缩短油气井的生产寿命,造成巨大的经济损失.因此,有针对性地开展腐蚀机理、腐蚀规律研究,对于保证油气井的生产寿命、提高油气开采效益具有重要意义.在模拟某油田腐蚀环境中,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM测试手段分析,研究温度、CO2分压、流速、C1-浓度
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在合适的温度及压力条件下,CO2对钢质管材能够产生较严重的腐蚀,引起油井管柱迅速的全面腐蚀和严重的局部腐蚀,甚至造成生产油、套管的腐蚀断裂,从而缩短油气井的生产寿命,造成巨大的经济损失.因此,有针对性地开展腐蚀机理、腐蚀规律研究,对于保证油气井的生产寿命、提高油气开采效益具有重要意义.在模拟某油田腐蚀环境中,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM测试手段分析,研究温度、CO2分压、流速、C1-浓度等影响因素的变化对13Cr和P110钢的腐蚀行为影响.研究结果表明,在所设定的17组不同实验条件下,13Cr钢腐蚀类型主要为均匀腐蚀,P110钢主要是局部腐蚀.对于13Cr来说,在40℃和100℃时,腐蚀产物膜平整均匀细密,表面没有成形的晶粒,腐蚀膜是单层结构:在130℃和160℃时,形成的腐蚀膜表面不再平整细密,130℃时已形成明显的晶粒,腐蚀膜是双层结构,起主要减缓作用的是内层致密的腐蚀膜.对于P110来说,在40℃时的腐蚀膜表面较为疏松,成形晶粒不明显,腐蚀形态表现为均匀腐蚀;而在100℃、130℃和160℃时,基体表面有明显成形晶粒形成,特别是130℃和160℃下的晶粒形状更明显.从影响CO2腐蚀速率的其他因素来看,13Cr钢的腐蚀速率几乎不随CO2分压、C1-浓度、动静态的变化而产生明显差异;而P110钢的腐蚀速率随这些因素的变化会产生明显的变化.
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