H_(2)S分压对Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H_(2)S-CO_(2)共存环境下H_(2)S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_(H_(2)S)下Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明:随着P_(H_(2)S)由0.001 MPa增至0.11 MPa,Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO_(2)腐蚀(P_(H_(2)S)=0.001~0.05 MPa)转变为H_(2)S腐蚀(P_(H_(2)S)=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO_(3)转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液流动产生的腐蚀介质扩散,Q245R钢的腐蚀不断加剧。

X52钢在含H_(2)S水溶液中的腐蚀规律研究

本试验采用高压反应釜对X52钢在不同条件下(温度、H_(2)S浓度、NaCl浓度、介质流速)的H_(2)S腐蚀行为进行了研究,并对试样腐蚀速率和表面腐蚀产物形貌进行评价分析。试验结果表明:(1)当温度低于60℃时,腐蚀速率随着温度升高而增大;温度高于60℃时,随着温度升高腐蚀速率减小,试样表面转化为保护性好、附着力强、致密的腐蚀产物膜;(2)H_(2)S浓度的增加对腐蚀速率无明显的影响;(3)腐蚀速率随着NaCl浓度升高而下降;(4)腐蚀速率随介质流速增大而增大。

温度对X65管线钢在含CO_(2)/H_(2)S油田模拟环境中腐蚀行为的影响

为了研究在含CO_(2)/H_(2)S环境中温度对X65管线钢腐蚀的影响,采用高温高压模拟集输管线工况环境进行腐蚀试验和电化学试验,并对X65管线钢在不同温度下的腐蚀行为进行分析。结果表明,随着温度的升高,均匀腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,温度达到80℃时,均匀腐蚀速率达到最大值,为0.4345 mm/a,此时试样表面腐蚀产物较为粗糙,生成腐蚀产物FeCO_(3)和FeS;随着温度的升高,X65管线钢腐蚀逐渐以H_(2)S腐蚀为主,腐蚀电流密度先增加后减小,与失重腐蚀试验结果相符,X65管线钢的容抗弧呈现一个时间常数且半径逐渐减小;在试验温度下试样表面都有CaCO_(3)生成,这可能与溶液中的Ca^(2+)含量高相关。

纯H_(2)S环境中腐蚀产物离子选择性对P110S低合金钢腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜模拟纯H_(2)S-Cl^(-)腐蚀环境,对P110S低合金钢在不同温度下进行腐蚀试验。通过失重法,对P110S低合金钢的腐蚀速率进行了评价,并利用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)、激光共聚焦显微镜和膜电位测试等方法,探究了温度对P110S低合金钢腐蚀行为的影响。结果表明:随着温度的升高,腐蚀速率变大;当温度低于120℃时,腐蚀速率上升幅度较小,而当温度高于120℃时腐蚀速率急剧上升;低温下试样腐蚀速率较小且为均匀腐蚀,腐蚀产物为马基诺矿,呈现阳离子选择性;而高温下试样腐蚀速率较大且存在点蚀,腐蚀产物为磁黄铁矿,呈现阴离子选择性。

温度对L360QS管线钢在H_(2)S/CO_(2)环境中腐蚀行为的影响

采用腐蚀失重实验和电化学实验探究40~60℃条件下L360QS钢试样的腐蚀规律。实验结果表明:在CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)共存体系中,随着温度的升高,腐蚀速率逐渐增大,腐蚀程度加剧,并出现点蚀。当温度低于50℃时,腐蚀并不严重,当温度高于50℃时,腐蚀产物膜致密性和完整度降低,易溶解破裂,出现“大阴极小阳极”现象,促进发生局部腐蚀。同时得到管线钢以CO_(2)腐蚀为主,H2S腐蚀为辅,均匀腐蚀主要受CO_(2)控制,点蚀由高浓度的Cl-造成。

CO_(2)、H_(2)S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO_(2)、H_(2)S腐蚀介质中耐蚀性,对3Cr钢分别在1 MPa CO_(2)、0.3 MPa H_(2)S及1 MPa CO_(2)+0.3 MPa H_(2)S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试,同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明,3Cr钢在1 MPa CO_(2)环境下腐蚀速率最大,通过对腐蚀产物进行分析,发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO_(2)中呈现单容抗弧,而在0.3 MPa H_(2)S和1 MPa CO_(2)+0.3 MPa H_(2)S环境中呈现双容抗弧,进一步印证了其在1 MPa CO_(2)环境中耐蚀性较差的结果。

BT80S-5Cr抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀油管的工业试制及性能评价

用10Cr5MoVRE钢试制了BT80S-5Cr抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀油管。介绍了BT80S-5Cr抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀油管的工业试制过程,分析了该油管的金相组织、力学性能和耐蚀性能以及全尺寸实物评价结果。分析认为:该油管的冶金质量、金相组织、力学性能、抗硫化物应力腐蚀开裂性能均满足技术要求,均匀腐蚀速率较同钢级3Cr低30%~50%;拉伸失效载荷高于技术要求55%以上,内压至失效载荷高于技术要求70%以上。

延长气田抗CO_(2)/H_(2)S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题,通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因,以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀缓蚀剂为助剂,以抗CO_(2)腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配,通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价,并探究不同H_(2)S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果,筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂,并将其在现场应用。结果表明:溶解氧、侵蚀性CO_(2)、CI^(-)引起的吸氧腐蚀、CO_(2)腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因,细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响;在CO_(2)/H_(2)S腐蚀联合控制条件下,抗CO_(2)/H_(2)S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优,缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO_(2)/H_(2)S复配缓蚀KS-02平均缓蚀效率可达到79.63%,缓蚀性能较好。

J55钢和80S钢在含硫采出水中的腐蚀电化学行为

油田开发生产中,高含硫+含Cl^(-)环境会引起油管钢严重腐蚀。为了给高含硫+含Cl^(-)环境腐蚀防护方案提供技术依据,通过动电位极化扫描、电化学阻抗测试研究了硫化物含量、Cl^(-)浓度对J55钢和80S钢在高含硫+含Cl^(-)腐蚀环境下电化学腐蚀行为的影响。结果表明:随着硫化物含量增大,J55钢和80S钢的腐蚀电位减小,腐蚀倾向性增强,腐蚀电流密度增大,交流阻抗谱的电荷传递电阻减小,腐蚀性增强;随着Cl^(-)浓度增大,J55钢的腐蚀电位增大,腐蚀倾向性减弱,但对80S钢的腐蚀电位(E_(corr))没有呈现规律;对于腐蚀电流密度,J55钢和80S钢的腐蚀电流密度(i_(corr))均随着Cl^(-)浓度增大而增大;80S钢略比J55钢具有较强的抗硫耐蚀性能。

盘40区块CO_(2)/H_(2)S/高盐环境下井筒腐蚀规律及防腐对策

针对盘40区块CO_(2)/H_(2)S/高盐环境下油井井筒腐蚀严重现状,通过动态失重法研究了温度、含水率、流速、H_(2)S分压、CO_(2)分压、Cl^(-)和HCO_(3)^(-)质量浓度等腐蚀影响因素对腐蚀速率的影响,得到了各腐蚀影响因素的影响率,找出了腐蚀的主控因素是CO_(2)分压和HCO_(3)^(-)质量浓度。筛选了一种由咪唑啉缓蚀剂与吡啶季铵盐缓蚀剂按2∶1复配且适应于地层的复合型缓蚀剂,优选其浓度为100mg/L。模拟了井筒中不同温度和压力测试缓蚀剂的缓蚀性能,结果表明,当压力大于4MPa时,虽然缓蚀率达到85.89%,但是其腐蚀速率较高,大于0.076mm/a。因此制定了盘40区块的井筒防腐对策,即在井筒中压力大于4MPa的井筒下部投加缓蚀剂的同时采用外包覆抽油杆、油管涂层和内衬管相结合的防腐措施。现场应用效果明显,因腐蚀而导致的躺井率由87%下降至42%,同时检泵周期也延长了86d。

N80钢在CO_(2)、H_(2)S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO_(2)/H_(2)S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CO_(2)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H_(2)S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在P_(CO_(2))/P_(H_(2)S)=1∶0.3时,主要以H_(2)S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H_(2)S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO_(2)环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H_(2)S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在P_(CO_(2))/P_(H_(2)S)=1∶0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。

H2S腐蚀预测模型研究综述

由于腐蚀过程和腐蚀产物的复杂性,H2S的预测模型相对于CO_(2)预测模型和CO_(2)/H_(2)S共存体系预测模型起步较晚。目前,H_(2)S预测模型考虑的因素较少,建模方法以经验和半经验为主。在大量学者的努力下,H2S腐蚀的腐蚀机制逐渐清晰,对H_(2)S腐蚀预测的研究逐渐深入。一方面,H2S腐蚀机制中的“双波”行为,由于其对阴极反应的独特影响,将成为今后研究H2S腐蚀预测模型的关键;另一方面,由于现今大量机器学习方法所具备的适应性强、效果好等优势,今后的H_(2)S腐蚀预测研究工作在该技术领域也有不小的开发空间。

湿H_(2)S环境下某气田高压压缩机橇选材设计

对于气田平台上的压缩机橇来说,CO_(2)和湿H_(2)S腐蚀会造成管道损坏,尤其湿H_(2)S的存在会引发氢致开裂(HIC)和硫化物应力腐蚀开裂(SCC)更会在短时间内造成难以弥补的损坏,且由于每级压缩伴随着温度、压力等的变化,使得防腐与选材成为压缩机管线一个比较重要的课题。从腐蚀计算出发,参考标准,综合考虑成本、力学及变化的环境等因素,通过ECE模型计算得到碳钢的腐蚀速率。从设计寿命出发,综合腐蚀裕量和经济及力学因素,从选材原则到选材方案解决某气田压缩机橇管道设计选材问题,旨为海油平台管道防腐与选材提供一定的借鉴与指导。

J55、3Cr在模拟长庆油田环境中的CO_(2)及H_(2)S腐蚀研究

针对油田日益严重的套管腐蚀问题,研究套管腐蚀机理并寻求可供替代的耐蚀材料,是解决套管腐蚀的根本途径。模拟长庆油田现场腐蚀工况,研究了J55、3Cr 2种材料在CO_(2)分压1.0 MPa、H_(2)S分压0.3 MPa、温度60℃环境中的腐蚀行为,并通过扫描电镜、能谱和X射线衍射等手段分析了这2种材料的腐蚀产物形貌和腐蚀产物组分。结果表明:Cr元素在腐蚀产物膜中的富集及Cr(OH)_(3)的形成,改善了腐蚀产物的稳定性和致密性,从而使3Cr表现出比J55更好的抗腐蚀性能。CO_(2)和H_(2)S共存环境中,H_(2)S腐蚀起控制性主导作用。CO_(2)腐蚀中生成的疏松状腐蚀产物膜,使得J55和3Cr的均匀腐蚀速率比在单独H_(2)S和H_(2)S与CO_(2)共存环境中的均匀腐蚀速率更高。

含铬油套管钢材在CO_(2)和微量H_(2)S共存环境中的腐蚀规律

目的研究不同含铬材质钢在CO_(2)和微量H_(2)S共存环境中的腐蚀行为,优化深井油套管抗腐蚀设计方案。方法以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱仪(EDS),揭示4种含铬材质钢在不同腐蚀环境中的腐蚀速率、腐蚀产物膜及应力腐蚀开裂特征,并建立高CO_(2)与微量H_(2)S共存环境下油套管防腐选材优化设计方法。结果在高分压比条件下均发生了由CO_(2)主导的腐蚀反应,腐蚀产物以FeCO_(3)为主,加入微量H_(2)S后低Cr材质产物膜的附着力较低,出现了疏松脱落现象,FeS优先成膜,含铬钢表面的腐蚀产物膜呈现“富铬”现象,膜的保护性能得到改善。3种腐蚀环境中3Cr钢对应的腐蚀速率分别为1.9653、1.7361、1.1592 mm/a,均处于极严重程度,且表面出现了局部沟槽;9Cr钢的产物膜轻微覆盖,腐蚀较轻,13Cr和S13Cr基本无产物膜覆盖,未发生腐蚀。9Cr、13Cr和S13Cr在加载90%的屈服应力时均未发生应力腐蚀开裂,应力腐蚀敏感性较低。结论含铬钢具有良好的抗腐蚀性能,基于腐蚀环境特点提出了井筒分段防腐选材设计方案“9Cr+13Cr+超级13Cr”,有效降低了防腐成本,研究结果对CO_(2)和微量H_(2)S共存环境中含Cr钢腐蚀特征和优化选材提供了理论依据。

丙炔醇改性硫脲基咪唑啉在CO_(2)/H_(2)S共存体系中对X65钢的腐蚀抑制作用

目的提高硫脲咪唑啉类缓蚀剂在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的缓蚀效果,并揭示缓蚀机理。方法利用丙炔醇对硫脲基咪唑啉(TAI)进行改性得到双炔丙基甲氧基硫脲基咪唑啉(DPFTAI),通过动态失重试验、极化曲线测试、交流阻抗测试分析其腐蚀性能。采用Material Studio 7.0软件模拟计算其分子轨道能量、Fukui指数、表面相互作用力和吸附状态、缓蚀剂分子与侵蚀性离子间的相互作用情况等,验证DPFTAI的缓蚀效果。结果在不含H_(2)S的条件下,TAI和DPFTAI的缓蚀效率均高于93%,当含有2000 mg/L H_(2)S后,DPFTAI的缓蚀效率仍高达91.96%,且比TAI高出18.22%。模拟计算表明,DPFTAI有3个吸附中心,分别为其咪唑啉环上的2个N原子和DPFTAI分子侧链上的S原子,其与铁表面的相互作用能为29.66 kcal/mol,而TAI只有一个吸附中心,为其分子上的S原子,其与铁表面的相互作用能为22.46 kcal/mol;DPFTAI周围的HS–浓度明显大于TAI周围的HS–浓度。上述结果说明在CO_(2)/H_(2)S腐蚀体系中,DPFTAI在钢材表面的吸附效果明显优于TAI,因此缓蚀效果更好。结论通过丙炔醇对TAI进行改性后,缓蚀剂DPFTAI抗CO_(2)/H_(2)S的腐蚀性能明显提高。吸附能力的提升是DPFTAI腐蚀抑制性能提高的主要原因。

含H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境下80S和80S-3Cr抗硫油管材料的性能研究

天然气开发生产中常有H_(2)S、CO_(2)共存,引起生产油管严重腐蚀,为了研究H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境中不同含硫量对80S和80S-3Cr 2种抗硫油管材料抗腐蚀性能的影响,通过动电位极化扫描和电化学交流阻抗测试研究了2种材料的电化学腐蚀行为。研究结果表明:(1)2种材料的极化曲线均随含硫量增大向X轴负向移动,阴极反应由活化和扩散作用联合控制,当Na 2 S·9H 2 O浓度达到1.0%时极化曲线的阳极分支出现了钝化区;(2)2种材料的腐蚀电位E corr均随含硫浓度增大而负向增大,其腐蚀电流密度J corr减小,各相应条件下80S-3Cr的J corr相比80S更小;(3)含硫条件下Nyquist谱具有中高频区容抗弧和低频区Warburg阻抗的2个时间常数,且Warburg阻抗特征随含硫浓度增大而更明显;(4)随含硫浓度增大,电荷传递电阻R t不断增大,而Warburg阻抗Z w减小;(5)基体表面先形成的腐蚀产物中的S元素含量更高,80S-3Cr的腐蚀产物与80S相比S元素含量更低。综合可知:H_(2)S、CO_(2)共存腐蚀环境中在金属表面优先形成了具有保护性的硫化铁类产物,抑制了金属材料的腐蚀,同时80S-3Cr材料与80S材料相比具有更好的抗H_(2)S/CO_(2)腐蚀性能。

Q245R钢抗H_(2)S应力腐蚀开裂分析

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H_(2)S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。

原油集输管道在CO_(2)和H_(2)S环境下的腐蚀规律研究

室内采用高温高压动态腐蚀反应釜,开展了M油田原油集输管道在CO_(2)和H_(2)S环境下的腐蚀规律研究,并提出了相应的腐蚀防护措施。研究结果表明:在单一CO_(2)和H_(2)S环境下,随着CO_(2)和H_(2)S分压的逐渐增大,X65钢的腐蚀速率逐渐增大;在CO_(2)和H_(2)S共存的情况下,随着H_(2)S分压的逐渐增大,X65钢的腐蚀速率呈先减小后增大的趋势,而随着试验温度的逐渐升高,X65钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势。不锈钢316L在CO_(2)和H_(2)S环境下的腐蚀速率明显低于X65钢;缓蚀剂S-12的加入能够有效降低X65钢在CO_(2)和H_(2)S环境中的腐蚀速率,起到较好的缓蚀效果。

一种新型耐H_(2)S腐蚀耐磨带用焊丝的研究与应用

文中介绍了石油钻杆受H_(2)S环境影响的主要失效形式为坑蚀失效和应力腐蚀开裂失效;研发了一种应用于耐H_(2)S腐蚀的Cr-Ni-Mo新型鸣锐156GH耐磨带用药芯焊丝,该焊丝不仅具有优异的耐腐蚀性,还具有高耐磨和高抗裂的综合性能。根据硫化物应力开裂(SSC)试验结果和实际现场应用结果显示,新型鸣锐156GH耐磨带材料具有良好的结合强度和适用性能,以及较强的耐H_(2)S腐蚀能力,因此,该材料适用于在H_(2)S腐蚀环境中工作的石油钻杆及相关工程中。