镍基合金G3在高含H_2S/CO_2环境中的腐蚀影响因素研究

针对目前高含H2S和CO2油气田开发中的油套管严重腐蚀问题,通过动电位扫描、扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物膜等手段,研究了在高含H2S和CO2腐蚀环境中,CO2、pH值、Cl-等不同因素对镍基合金G3腐蚀行为的影响。结果表明:Cl-不利于G3钝化膜的形成,且使腐蚀加剧;CO2的加入促进了G3的腐蚀,pH值的增加使G3的自腐蚀电位出现较大负移,并影响了腐蚀产物膜的稳定性。

高酸性气田集输系统元素硫存在条件下腐蚀影响因素

针对地面集输系统的实际工况,研究了H2S、CO2以及Cl-共存条件下元素硫对材料应力腐蚀开裂和失重腐蚀的影响,结果表明元素硫对材料应力腐蚀开裂的影响有限,主要是影响材料的失重腐蚀;同时采用SEM(扫描电镜)、XRD(X射线衍射仪)对材料的断口和腐蚀产物进行了分析,最后总结、分析元素硫腐蚀机理。

用灰色关联分析法研究海上油井腐蚀影响因素

根据两口油井的腐蚀监测数据,用灰色关联分析法研究了同一口井、不同监测时间的腐蚀速率及腐蚀影响因素,并结合腐蚀预测模型的预测结果和现场监测挂片的腐蚀监测结果,对油井腐蚀规律进行了初步探讨。造成所选两口油井腐蚀的主要因素分别是腐蚀电化学因素和流体动力学因素,这一分析结果与挂片的腐蚀监测结果相吻合。采用灰色关联分析法可较为有效地找出油井腐蚀的主要影响因素,将其与腐蚀预测模型(或软件)相结合可对较为复杂的腐蚀情况进行分析和判断。

M油田原油集输管道腐蚀影响因素及防腐措施研究

为解决M油田原油集输管道腐蚀穿孔泄漏的问题,室内采用高温高压动态腐蚀反应装置评价了采出液含水率、流速、温度、二氧化碳分压以及氧分压对腐蚀速率的影响,并优选了适合碳钢集输管道的缓蚀剂类型及加量。结果表明:采出液含水率越高、流速越大、温度越高、二氧化碳分压以及氧分压越高,碳钢和不锈钢钢片的腐蚀速率逐渐增大,并且不锈钢的腐蚀速率明显低于碳钢,说明不锈钢材质具有良好的耐腐蚀性能,能够满足M油田原油集输管道防腐性能的要求。缓蚀剂M-2对G_(2)0碳钢的缓蚀效果较好,当其加量为150 mg·L^(-1)时,腐蚀速率可以降低至0.076mm·a^(-1)以下,缓蚀效率可以达到97%以上。综合以上研究结果认为,可以根据现场实际情况选择将M油田部分腐蚀严重的集输管道更换为不锈钢材质,而将原有轻微腐蚀的碳钢集输管道选择加入缓蚀剂M-2,以降低其腐蚀速率。

基于层次分析法的腐蚀影响因素综合评价

针对高湿热、高盐雾的海洋大气环境中设备设施腐蚀现象严重的问题,提出应用层次分析法对设备设施的腐蚀影响因素进行综合评价。通过构建评价指标的层次结构,结合定性分析和定量分析,构造判断矩阵,建立了层次分析法模型。以半封闭区金属设备为例,研究该模型在腐蚀影响因素评价指标权重确定中的应用,一致性检验结果表明,评价指标的权重合理、准确。研究表明:层次分析法有利于明确各因素对设备腐蚀影响的相对重要性,为湿热盐雾环境设备的腐蚀防护措施选择提供了理论依据。

含CO2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果。结果表明:随着采出液含水率、温度、CO2分压、矿化度以及流速的增大,油管钢材的腐蚀速率均呈现出逐渐增大的趋势;抗CO2缓蚀剂RYH-301能够对目标油田采油井油管钢材起到较好的防护作用,当其质量浓度为150 mg/L时,缓蚀率可达98%以上。

东北地区钢结构腐蚀影响因素分析与调查研究

本文以东北地区典型城市的气候特征为背景,分析了环境因素对东北地区钢结构大气腐蚀的影响,并对沈阳市某高校部分钢结构护栏进行监控,得出了东北地区大气腐蚀作用下钢结构的易腐蚀部位,并分析了其易腐蚀的原因。为钢结构在东北地区推广应用、提高耐腐蚀性能提供科学依据。

基于Matlab分析常压塔塔顶挥发线腐蚀影响因素相关性

国内某千万吨级炼油厂常压塔塔顶探针出现长期腐蚀速率超高的情况。常压塔塔顶的腐蚀类型包括HCl腐蚀、H_(2)S腐蚀、铵盐结晶、冲刷腐蚀等,影响因素包括温度、流速、注水量等,检测的数据包括pH值,Fe^(2+)含量,Cl^(-)含量,H_(2)S含量,NH_(4)^(+)含量,石脑油馏程等。各操作参数、分析检测项目对于探针腐蚀变化趋势的影响程度不同,各数值间可能存在关联,因而,确定主要影响因素并提出解决办法存在较大的困难。基于Matlab(矩阵实验室)多元数据分析功能,应用主成分分析(PCA)对腐蚀因素进行分析和排序,找到86.5%的腐蚀贡献率,进而为防腐措施的实施提供理论支持。为复杂条件下常压塔塔顶腐蚀因素的判定提供了一条解决途径。

金具在直流电场中的电腐蚀特性及影响因素

金属器件在直流电场的作用下容易发生电腐蚀。为了研究直流电场中金具的电腐蚀特性以及影响金具电腐蚀的因素,采用球墨铸铁、A3铁和304不锈钢3种材质,共制作了20根电极进行直流电腐蚀试验。试验结果表明:金具表面是否附着水滴以及水滴的流动速度对金具的电腐蚀速度有较大影响;不同材料在直流电场中的抗腐蚀能力不同,合理选择材料能够有效减缓直流电场中金具的电腐蚀速度;直流电场作用下的金具腐蚀速度远大于自然腐蚀速度,且电场强度越大,金属电极的电腐蚀速度越快。

CO_(2)-O_(2)环境中油井管钢的腐蚀研究

油气田开采过程中井下环境复杂,影响因素较多,CO_(2)-O_(2)共存环境对油井管钢造成严重腐蚀且目前研究较少,所以分析CO_(2)-O_(2)环境中油井管钢的腐蚀行为很有必要。本文通过对CO_(2)-O_(2)共存环境中油井管钢腐蚀机制的研究,结果如下:(1)CO_(2)腐蚀在早期成膜后速度下降到很低,CO_(2)-O_(2)共存环境下腐蚀速率一直保持较高。(2)单一CO_(2)环境腐蚀后钢表面生成致密FeCO_(3)膜,保护基体防止继续腐蚀,而在CO_(2)-O_(2)共存环境下,腐蚀产物主要为FeCO_(3)和Fe氧化物,其中Fe氧化物使得FeCO_(3)晶体间的附着力降低,膜层疏松多孔,从而促进腐蚀。(3)温度升高使氧的传质速度加快,腐蚀产物中保护性较差的Fe氧化物增多,导致腐蚀速率急剧增加。

CO_(2)地质利用与封存环境下钢材腐蚀行为与腐蚀控制措施研究进展

CO_(2)地质利用与封存(CO_(2) geological utilization and storage,CGUS)是实现“碳中和”目标的重要技术手段,解决CGUS过程中的钢材腐蚀问题对于降低CGUS技术风险、实现CGUS技术规模化推广应用至关重要。综述了目前已经提出的CO_(2)腐蚀钢材反应机制,总结了CO_(2)腐蚀钢材的主要影响因素,阐明了CO_(2)分压、温度、矿化度及pH值、CO_(2)封存环境中含有杂质、流体流动等因素对钢材腐蚀行为的影响,归纳了适用于CO_(2)腐蚀钢材防护的主要措施。基于此,提出了CGUS环境下钢材遭受CO_(2)腐蚀问题的重点研究方向。主要包括:CO_(2)腐蚀钢材反应机制的进一步探究;各项环境因素耦合作用影响CO_(2)腐蚀规律和腐蚀程度的量化研究;高浓度CO_(2)条件下腐蚀防护技术的开发与应用。

氯离子对铜腐蚀影响的质谱方法学研究

青铜器在长时间的埋藏或保存过程中易受到环境等因素的影响存在着不同程度的腐蚀现象,导致文物价值降低。为了保护这些珍贵文物,有必要深入研究影响青铜器腐蚀的因素。采用便携式纸基电喷雾电离源质谱技术在负离子模式下考察了NaCl和H_(2)O两个因素对铜腐蚀的影响,结果发现随着NaCl和H_(2)O含量的增加腐蚀呈现出先增加后减小的趋势,其中当含有0.05%NaCl和1%H_(2)O时铜的腐蚀最严重;同时发现腐蚀初期Cu+易与Cl-结合形成CuCl-2,进而转化为CuCl_(3)^(-),最后再转化为Cu_(2)Cl_(3)^(-),说明了Cl-对铜腐蚀有着较为严重的影响,该方法具有分析灵敏度高,操作简单的优点。如上结果为指导青铜器腐蚀防治提供了新的理解和参考,也为了解青铜器的制作工艺和历史价值提供了新的线索和证据。

集输管线钢硫化氢腐蚀及防护措施研究

含硫油气资源集输用管线钢容易受到H_(2)S的腐蚀损害,为了找出H_(2)S存在条件下集输管线钢材的腐蚀规律,采用高温高压动态腐蚀实验装置评价了H_(2)S分压等不同因素对X65管线钢材腐蚀速率的影响,并提出了具体的腐蚀防护措施。结果表明,H_(2)S的存在对目标油田集输用X65管线钢的腐蚀影响较大,H_(2)S的分压升高,挂片的腐蚀速率先增大后减小;腐蚀介质pH值越大,腐蚀速率越小;实验温度越高、实验流速以及腐蚀介质的含水率越大,腐蚀速率相对就越大。咪唑啉类复合缓蚀剂HSR-1的加入能够显著降低挂片的H_(2)S腐蚀速率,当HSR-1的质量分数为0.05%时,其对挂片的缓蚀效率可达95%以上,使腐蚀速率降低至0.038mm·a^(-1),起到了良好的腐蚀防护效果。

化工机械设备腐蚀控制策略浅议

化工生产过程中广泛使用各种机械设备,这些设备经常暴露于具有腐蚀性的化学介质中,面临着腐蚀风险,研究和施行有效的腐蚀控制策略,对于保障化工装置的安全、稳定运行和化工行业的可持续发展至关重要。简介化工机械设备腐蚀的基本原理、影响因素,结合化工生产实际,详细阐述化工机械设备常用的腐蚀控制策略,包括合理选择材料、优化结构设计、介质体系添加缓蚀剂、应用电化学保护法、表面防护处理等。这些策略的合理运用,不仅可有效延长化工机械设备的使用寿命、降低设备维护成本、提高生产的安全性与效率,而且有助于减少化工生产对环境的影响,促进化工行业的可持续发展。

干湿交替环境下材料腐蚀行为研究进展

随着海洋资源的开发与利用,干湿交替环境下材料的腐蚀与防护越来越受到关注。在浪花飞溅区、潮差区、含有腐蚀性介质的大气环境中、使用除冰盐/融雪剂的设施和建筑、干湿交替区域的钢筋混凝土结构以及干湿交替砂土环境中,材料长期经受含水腐蚀性介质随温度和湿度变化引起的干湿交替循环作用,其腐蚀行为与干燥及全浸环境中有所不同。本文综述了干湿交替环境下国内外研究现状与进展,包括多种材料在不同干湿交替环境下的腐蚀行为、腐蚀影响因素、腐蚀试验方法等,以期为材料的研究与应用提供一定的理论经验。

城市燃气埋地钢管腐蚀失效风险评估方法研究

为准确评价城市埋地燃气管道腐蚀情况,需建立城市燃气管道适用的非开挖腐蚀程度评估模型。在分析KENT评分法腐蚀评价模型局限性的基础上,结合管道腐蚀损伤失效理论,全面分析城市燃气埋地钢管腐蚀影响因素,补充完善了评估指标及其分级准则。通过引入现场检测数据可靠度、关联因素权重分配和历史缺陷数据,建立新的城市燃气埋地钢管基于可靠性的腐蚀失效可能性评估模型。该模型是一个半定量评价模型,其中的权重系数采用层次分析法确定。利用某城市管道工程数据代入模型进行试算,所得试算结果与工程开挖检测结果具有很好的一致性,表明该模型在工程上是适用的。

NT80SS钢在高含H2S／CO2环境中的腐蚀行为

模拟罗家寨气田高含H_2S/CO_2腐蚀环境,研究NT80SS套管钢的腐蚀规律及环境因素(总压、温度、腐蚀时间、Cl^-、流速)对其腐蚀的影响;并采用动电位扫描、电化学交流阻抗谱(EIS)和扫描电镜(ESM)等手段分析了腐蚀产物膜的电化学特性和形貌。结果表明,在所研究的温度范围内,NT80SS钢在60℃腐蚀速率最低;当总压≥9MPa时,在120℃下的腐蚀速率比90℃的小,而总压<9MPa时,情况则相反;腐蚀速率随时间的延长而降低;Cl^-能促进钢的腐蚀;介质流速增加,钢的腐蚀速率增大.电化学实验结果指出,在30℃～120℃的温度范围内,60℃时钢腐蚀产物膜的阻抗能力强、阳极极化率高,腐蚀产物膜的致密性最好,因而NT80SS钢在60℃时腐蚀速率最低。

G-3合金在高含H2S/CO2环境中的腐蚀电化学行为

采用腐蚀电化学动电位扫描技术和腐蚀产物膜的SEM、EDS等微观分析手段,研究了G-3合金在高含H2S/CO2腐蚀环境中,CO2、pH值、Cl-等不同因素对镍基合金G-3腐蚀行为的影响。结果表明:Cl-不利于G-3钝化膜的形成,且使腐蚀加剧;CO2的加入促进了G-3的腐蚀,pH值的增加使G-3的自腐蚀电位出现较大负移,并影响了腐蚀产物膜的稳定性。

碳钢、低合金钢材料在我国海洋环境中的腐蚀数据

对我国海洋腐蚀影响因素进行介绍并对影响机理进行分析,另外通过对碳钢、低合金钢海洋环境腐蚀试验数据进行分析比较,得出碳钢、低合金钢在我国海洋环境中的腐蚀规律。