油气田开发中H_2S/CO_2腐蚀研究进展

首先分别探讨了CO2腐蚀和H2S腐蚀的机理及其影响因素;进而讨论了H2S/CO2共存条件下的腐蚀机理及其影响因素,分析了国内外H2S/CO2腐蚀研究的现状和趋势,提出了油井管H2S/CO2腐蚀的防护措施,探讨了高酸性油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向.     

油气田开发中H2S/CO2腐蚀研究进展

首先分别探讨了CO2腐蚀和H2S腐蚀的机理及其影响因素；进而讨论了H2S／CO2共存条件下的腐蚀机理及其影响因素，分析了国内外H2S／CO2腐蚀研究的现状和趋势，提出了油井管H2S／CO2腐蚀的防护措施，探讨了高酸性油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向。     

二氧化碳腐蚀研究进展

论述了碳钢和低合金钢的CO2腐蚀研究进展,着重讨论了CO2腐蚀机理及其影响因素,分析了CO2腐蚀的研究方向与发展趋势.CO2腐蚀影响因素主要包括环境因素、物理因素和冶金因素三类,CO2腐蚀研究的热点将集中在H2S、碳氢化合物相、缓蚀剂和醋酸等对CO2腐蚀的影响及CO2腐蚀预测等方面.     

海洋软管铠装层用管线钢在超临界CO_2环境下腐蚀行为

利用浸泡实验研究实验钢在超临界CO2环境下的腐蚀行为,讨论实验钢的腐蚀过程及机制。结果表明:实验钢微观组织由铁素体及铬的碳化物构成;腐蚀产物主要为Fe CO3晶体,试样表面腐蚀产物随腐蚀时间的延长逐渐累积,锈层结构趋于密实,该结构可有效阻止溶液中离子与基体反应,增加腐蚀抵抗性;腐蚀早期阶段,实验钢腐蚀减重量较小,随后迅速增加并出现平台,最终减重量缓慢增加;短时间浸泡后腐蚀速率较大,之后迅速下降,实验测定最终腐蚀速率为1.56 mm/a,真实腐蚀速率为0.078 mm/a。     

西沙严酷海洋大气环境下AZ31镁合金的长周期腐蚀行为

通过现场暴露实验,研究了AZ31镁合金在西沙海洋大气环境下暴露4 a的长周期腐蚀行为.利用扫描电镜观察表面、截面的腐蚀产物以及去除腐蚀产物后的腐蚀形貌,并用能谱分析及X射线衍射仪对腐蚀产物的元素含量及相组成进行分析.研究结果表明,AZ31镁合金在西沙海洋大气环境下发生了较为严重的腐蚀,4 a内的平均腐蚀速度为11.95μm·a-1.Cl-和CO2在镁合金的腐蚀过程中起着至关重要的作用.吸附液膜中的Cl-主要破坏镁合金的保护膜,使镁合金发生阳极溶解;而CO2则会中和阴极反应产生的碱性离子并与Mg(OH)2发生反应生成含不同结晶水的Mg5(CO3)4(OH)2·xH2O表层腐蚀产物.由于表层腐蚀产物阻挡了CO2和Cl-向镁合金表面的传输,靠近基体处的腐蚀产物主要为Mg(OH)2.     

油轮舱CO2-O2-H2S-SO2湿气环境中低合金钢的腐蚀行为

利用自制的油轮舱CO2-O2-H2S-SO2湿气环境腐蚀模拟装置,对Ni和Cu含量不同的三种低合金钢进行了油轮舱湿气腐蚀模拟实验,比较和分析了三种不同成分的低合金钢在模拟原油舱湿气环境中的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物,探讨了油轮舱CO2-O2-H2S-SO2湿气环境中钢的腐蚀机理.结果表明:三种不同成分低合金钢的腐蚀形态均为全面腐蚀,伴随着腐蚀产物的形成和脱离,钢的腐蚀速率随实验时间的延长出现了波动变化;钢中Ni和Cu元素可明显提高钢的耐油轮舱湿气腐蚀性能;在油轮舱湿气环境下,同时存在四种腐蚀性气体CO2-O2-H2S-SO2的析氢和吸氧腐蚀,同时也存在钢表面薄液膜中H2S被O2氧化形成的元素S引起的湿S腐蚀;CO2-O2-H2S-SO2湿气腐蚀减薄量DLt与时间t之间较好地满足指数关系DLt=AtB,并得到合金元素含量不同的三种钢的系数A和指数B的数值.     

316L钢在超临界水拟临界区内的腐蚀行为特性研究

为研究金属材料在超临界流体拟临界区内的腐蚀行为,解释拟临界区内腐蚀加剧现象的形成机理,采用超临界流体反应釜腐蚀实验平台,对316L奥氏体不锈钢在375.6℃、22.5 MPa, 405.6℃、22.5 MPa以及405.6℃、28.6 MPa 3种超临界水工况下进行200 h的静态腐蚀实验,并通过电子天平称量、扫描电子显微镜分析、X射线能量色散光谱仪分析和X射线衍射分析等方法对试样的腐蚀情况进行了分析。结果表明：316L不锈钢在拟临界区（375.6℃、22.5 MPa）腐蚀加剧,腐蚀速率最高,腐蚀产物最为复杂;在拟临界区的腐蚀产物为两层,外层为Fe₃O₄、Fe₂O₃,内层为FeCr₂O₄,而在超临界压力高参数区（405.6℃、28.6 MPa）只形成一层Fe₃O₄,内层产物膜尚未形成。通过对腐蚀机理分析发现,由于超临界水在拟临界区的物性剧烈变化,动力学作用增强,加速了氧等腐蚀性介质向材料基体的迁移,加剧了腐蚀产物...     

管线钢硫化物应力腐败开裂

利用Shell Type法和NACE拉伸试验研究了低碳锰钢的硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）行为,结果表明：存在带状组织,且与外加应力方向平行时可提高SSCC抗力,带状组织的存在还可降低CO2腐蚀速率,温度升高CO2腐蚀速率增大,并提出了带状组织影响SSCC和CO2腐蚀的物理模型。     

高含H2S/CO2介质中X60钢腐蚀产物膜分析

利用高温高压H2S反应釜进行腐蚀模拟实验,研究X60钢在高压H2S/CO2共存条件下的腐蚀规律,并利用扫描电子显微镜和X射线衍射等方法观察用分析了腐蚀产物膜的形貌和组成.在H2S/CO2分压比为1.74、H2S分压0.15～2.0 MPa条件下,腐蚀产物以硫铁化合物为主,未见碳酸亚铁,X60钢腐蚀过程由H2S控制.H2S分压较低时腐蚀产物以四方FeS1-x为主,H2S分压2.0 MPa时则出现六方FeS、六方Fe1-xS和立方FeS2.疏松的富S腐蚀产物及腐蚀产物膜局部剥落促使高H2S分压时X60钢出现明显局部腐蚀,并使全面腐蚀速率随H2S分压升高先升后降.     

超级13Cr马氏体不锈钢在CO_2 及H_2 S/CO_2 环境中的腐蚀行为

在模拟油田腐蚀环境中,通过高温、高压、CO2和H2S/CO2腐蚀实验及电化学测试,研究超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为.结果表明:在CO2腐蚀环境中,随着温度的升高,超级13Cr的均匀腐蚀速率呈稍微上升的趋势,点蚀轻微;在H2S、CO2共存条件下,超级13Cr的均匀腐蚀速率变化不大,点蚀严重,当Cl-的质量浓度为160g.L-1时,其最大点蚀深度可达28μm.超级13Cr的点蚀电位明显高于普通13Cr的点蚀电位,温度升高、Cl-的质量浓度增大和H2S气体的存在降低了超级13Cr的点蚀电位,而CO2对超级13Cr的点蚀电位影响不大;在N2、CO2环境中,超级13Cr的回复电位都在钝化区间,且回复电位较高,具有良好的再钝化能力.H2S气体的存在同样使超级13Cr的回复电位和点蚀电位显著降低.     

大牛地奥陶系马五段硫化氢腐蚀机理与影响因素

为了解决大牛地气田硫化氢腐蚀严重问题,分析了硫化氢腐蚀机理以及影响腐蚀程度的因素。结合大牛地奥陶系马家沟组马五段地质条件以及硫化氢赋存条件确定该区域硫化氢形成的机理,为硫酸盐热化学还原反应;且该区域存在的大量石膏层为含硫化氢气体提供了良好的圈闭条件。硫化氢腐蚀模拟试验模拟了马五段地层水环境对N80钢和P110钢的腐蚀程度,P110钢的腐蚀程度较N80钢轻微,两者均属于极严重腐蚀。结合腐蚀表面微观形貌观测与腐蚀产物能谱分析得出:大牛地奥陶系马家沟组马五段硫化氢腐蚀机理为高温高压下CO2/H2S电化学腐蚀为主;并伴随有高Cl-破坏腐蚀产物膜加速腐蚀。硫化氢腐蚀影响因素分析得出温度和CO2含量增加会加速硫化氢腐蚀。     

用灰色关联分析法研究气井腐蚀的影响因素

依据灰色关联分析的原理,编制了计算机程序,并分析了某气田11口气井腐蚀的主要影响因素。结果表明,流速、CO₂分压、产出水中HCO₃^-离子含量等因素对腐蚀有显著的影响,并探讨了这些因素对腐蚀的具体影响。腐蚀速度vc的对数与流速v以及二氧化碳分压pCO₂的对数之间分别存在着线性关系,HCO₃^-离子对腐蚀有促进作用。     

气体组成对高炉喷补料抗CO侵蚀能力的影响

通过在反应气中加入氢气,研究此种气体组成条件下,喷补料抗CO侵蚀能力．同时,探讨一种用混合气体来检测耐火材料抗CO侵蚀能力的标准．结果表明：添加氢气促进了CO对喷补料的侵蚀;在95％CO＋5％H2气氛中反应24h与试样在纯CO气氛中反应200h取得相的结果;可以用95％CO＋5％H2代替纯CO气氛,进行耐火材料抗CO侵蚀能力的检测.     

S135钢在含CO2聚合物钻井液中腐蚀研究

利用高温高压反应釜研究油田常用的四种S135钢在含CO2聚合物钻井液中腐蚀行为。结果表明,平均腐蚀速率随温度或CO2分压增大而先增大然后降低;随流速增大而升高。S135钢在动态液相中的平均腐蚀速率远大于动态气相,无论在液相还是气相S135钢平均腐蚀严重情况依次为S135（A）＞S135（B）＞S135（C）＞S135（D）。该实验条件下（温度为100℃,CO2分压为3MPa,流速为2m/s,腐蚀时间为96h）,S135钢气相局部腐蚀比较轻微,其点蚀系数介于1.12~1.49,液相局部腐蚀比较严重,其点蚀系数介于1.40~5.22。用聚合物钻井液钻遇高含CO2气层时,建议采用S135（D）钻杆,最好不用S135（A）或S135（B）钻杆。     

CZ3-1、CZ3-3复合型缓蚀剂的研制与应用

为解决磨溪气田的腐蚀问题,研制了油溶性成膜缓蚀剂ＣＺ３－１与水溶挥发性缓蚀剂ＣＺ３—３,并将其复配使用．在室内采用常压、８０℃静态试验和高压（高Ｈ２Ｓ气体分压、高ＣＯ２气体分压）、８０℃静态试验评价了ＣＺ３—１和ＣＺ３—３复合使用时于含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度等腐蚀介质中的缓蚀作用;在现场试验中采用了加拿大卡普罗克（ＣａＰｒｏｃｏ）腐蚀监测系统考察了ＣＺ３—１和ＣＺ３—３复合使用时对气井地下管串及井口设施的缓蚀效果．室内评价及现场监测均表明ＣＺ３—１和ＣＺ３—３复合使用时在含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度等腐蚀介质中有良好的缓蚀效果．     

碳钢高温高压CO2腐蚀产物膜的形成机制

利用高温高压反应釜模拟了N80钢在CO2分压1MPa、温度90℃、流速1ms-1条件下地层水中不同时间的腐蚀行为,并应用SEM、EDS和XRD等微观分析手段研究了腐蚀产物膜的微观形貌、成分和结构特征,探讨了腐蚀产物膜的形成机制. 结果表明:在腐蚀开始阶段(8h),腐蚀产物主要为Fe3C,并有少量的FeCO3形成. 随着腐蚀的进行(72h后),腐蚀产物膜基本上为FeCO3. 腐蚀产物膜由内外两层构成:内层膜是溶液中HCO-3不断透过膜进入膜/基界面与基体反应形成,并使膜/基界面不断向内推进;外层膜是由于溶液中Fe2 和CO2-3的浓度超过FeCO3的容度积,FeCO3晶体在内层膜表面形核并长大而形成. 外层膜的晶粒比较细小、致密. 内层膜与外层膜的界面结合比较弱,而内层膜与基体的结合比较强.     

燃煤电站胺法碳捕集吸收塔的腐蚀特性

腐蚀一直困扰着脱碳装置的正常操作和经济运行。为了解胺法CO2捕集系统的腐蚀特性并改善腐蚀问题,该文采用新型混合有机胺CO2吸收剂,在捕集CO2中试实验台上进行了连续运行实验,采用扫描电镜和X射线衍射仪对吸收塔典型位置的碳钢腐蚀片进行了形貌特征、腐蚀产物成分以及元素含量分析。结果表明:4处典型位置的腐蚀程度由高到低依次为模拟烟气入口、吸收剂出口、模拟烟气出口、吸收剂入口;模拟烟气入口的腐蚀产物为FeO(OH),可能是由Fe(OH)2转化而来,其余3处没有检测到典型的CO2腐蚀产物;气态CO2对吸收塔的腐蚀作用最大。