自制缓蚀剂对井下管材CO2/H2S腐蚀的缓蚀行为

利用高温高压硫化氢腐蚀测试仪研究了自制缓蚀剂MSY-1对不同井下管材的缓蚀行为,并从静态、动态、CO2和H2S分压变化等方面评价了缓蚀剂的缓蚀能力。结果表明,CO2,H2S共存时,在相同试验条件下,动态腐蚀速率明显高于静态腐蚀速率,前者为后者的1.5~2倍;0.02%的MSY-1可明显降低静、动态腐蚀速率,缓蚀率达90%以上;CO2、H2S共存时,H2S的存在一定程度上减缓了CO2对钢材的腐蚀,且随着H2S分压的增大,腐蚀速率降低,而CO2分压增大使腐蚀速率增加。

高度取向ZSM-5分子筛膜的制备及其CO2/H2分离性能

利用Langmuir-Blodgett(LB)技术,在多孔α-Al2O3底基表面获得排列致密且高度b-轴取向的纯硅Silicalite-1分子筛晶粒层;其次以有序组装的LB晶粒层作为晶种,以可促进Silicalite-1分子筛晶粒沿b-轴方向生长的溴化六丙双铵(dimer-TPABr)为结构导向剂,采用二次生长法,合成了连续致密的ZSM-5分子筛膜。SEM和XRD表征结果表明,在175℃晶化48 h制得的ZSM-5分子筛膜厚度约为2μm,其b-轴晶体优先取向值高达0.862,表明制备的ZSM-5分子筛膜高度b-轴取向。在25℃、渗透压力为0.3 MPa下,该取向ZSM-5分子筛膜的CO2/H2气体的分离因子达到7.37,对应的CO2分子渗透通量为5.96×10^-7 mol/(m^2·s·Pa),说明制备的ZSM-5分子筛膜具有较好的CO2/H2气体分离性能;同时说明利用LB技术可在多孔底基表面制备用于气体分离的取向分子筛膜。

基于Langmuir-Hinshelwood动力学解析O2/CO2/H2O气氛下烟煤焦反应机理

流化床富氧燃烧湿烟气循环兼具经济与环保优势。湿烟气循环(O_2/CO_2/H_2O)条件下煤焦与O_2、CO_2及H_2O的反应同时发生。为探究O_2/CO_2/H_2O气氛下煤焦-O_2、煤焦-CO_2、煤焦-H_2O反应间的相互作用机制,在自制高精度热重实验装置上系统考察了O_2、CO_2、H_2O及其混合气氛下,典型烟煤焦在900℃的反应特性。基于吸附和脱附原理的Langmuir-Hinshelwood (L-H)机理性模型分别计算了烟煤焦与O_2、CO_2和H_2O反应的动力学参数。通过采用单独活性位点与竞争活性位点两种假设分析了O_2/CO_2、O_2/H_2O和CO_2/H_2O气氛下烟煤焦-O_2、烟煤焦-CO_2和烟煤焦-H_2O两两反应间的作用机制,揭示了H_2O分子优先吸附于烟煤焦表面活性位点,O_2分子次之,而CO_2分子相对滞后。O_2/CO_2/H_2O气氛下烟煤焦-O_2、烟煤焦-CO_2、烟煤焦-H_2O反应表现出部分竞争反应活性位点,传统的单独活性位点与竞争活性位点假设均无法准确描述其反应速率特性。基于H_2O分子优先,O_2分子次优先吸附的原理,建立了O_2、CO_2、H_2O混合气氛下煤焦反应速率L-H动力学方程,方程计算结果与实验值良好吻合。研究结果为深入分析煤焦颗粒流化床富氧燃烧特性及构建可靠、准确的燃烧反应模型提供了理论支撑。

CO2/H2S对油气田常用钢材腐蚀规律及防腐技术研究进展

CO2和H2S腐蚀是石油天然气工业中常见的腐蚀类型之一,它们溶于水后,pH值呈现弱酸性,对管道设备等会产生腐蚀,但当两种气体同时存在时,对钢材的腐蚀呈现复杂多样性。针对两种气体同时存在时腐蚀的多变性,本文总结归纳了在CO2和H2S共存条件下的腐蚀机理、影响因素及缓蚀行为,旨在为油田防腐及选材提供参考依据,更好的延长管道使用寿命。

低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展

介绍了低Cr油套管开发的工程背景。综述了低Cr油套管的耐CO_2/H2S腐蚀性能,详述了多种因素(如Cr含量、温度、p H值、流速等)对低Cr油套管在含甜性气体(仅含CO_2)环境中的腐蚀行为和腐蚀产物膜表面特征的影响,以及低Cr油套管在含酸性气体(H2S)环境中的腐蚀行为及其抗硫化物应力开裂(SSC)的性能。探寻了低Cr钢的抗CO_2腐蚀机理和H2S腐蚀机理。研究发现,低Cr钢因Cr元素能在产物膜中富集,形成非晶体化合物Cr(OH)3,腐蚀产物膜因此具有阳离子选择性,降低了腐蚀产物膜与金属基体界面处的阴离子浓度,抑制了阳极反应,进而提高了低Cr钢耐CO_2/H2S均匀腐蚀性能,同时也减少了Cl-在界面处团聚、形核的可能性,抑制了局部腐蚀,尤其是点蚀的发生。但是要想消除点蚀,钢基体中Cr元素的质量分数不应低于3%。另外,Cr元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出并弥散分布,进一步增强了其抗SSC性能。简述了低Cr油套管的应用现状,最后对其发展前景进行了展望,利用钢的化学成分-工艺-组织-性能"四位一体"法得到的"经济型"低Cr抗CO_2/H2S腐蚀的油套管,是未来发展趋势的代表。

元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响

目的研究元素硫对825合金在高温高压含CO2/H2S环境中腐蚀行为的影响,为评价825合金在高温高压含CO2/H2S和元素硫环境中的适应性提供依据。方法将825合金分别置于含元素硫和不含元素硫的模拟气田环境中,进行高温高压含硫实验。采用失重法、高温高压电化学法、扫描电镜和能谱测试方法对825合金的均匀腐蚀、局部腐蚀、电化学腐蚀、微观形貌和化学组成进行表征,揭示元素硫对825合金在高温高压含H2S和CO2环境中腐蚀行为的影响规律。结果在不含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率仅为0.0217 mm/a,无局部腐蚀现象产生,也没有检测到明显的点蚀噪声信号;在含元素硫的环境中,825合金的均匀腐蚀速率高达0.469 mm/a,具有明显的局部腐蚀特征,且点蚀噪声信号显著,与光学照片观察结果一致。结论825合金在高温高压含元素硫和氯离子环境中容易发生局部腐蚀,这主要是由于元素硫在水溶液中发生水解反应,在局部区域生成了H2S和H2SO4,在高温和氯离子的耦合作用下,显著地加剧了825合金的腐蚀,腐蚀产物以氧化物和硫化物为主。

塔河油田集输管线20#钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

为充分了解20#钢在塔河油田集输管线工况环境中的腐蚀行为,采用高温高压釜研究CO2/H2S分压比、温度和pH值对20#钢在CO2/H2S环境中的腐蚀规律的影响,并利用扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物形貌特征。结果表明:CO2分压不变时,随着H2S分压的增加,20#钢的腐蚀速率先增大后减小,H2S分压为0.01 MPa时的腐蚀速率达到最大0.435 mm/a;随着温度的升高,20#钢的腐蚀速率逐渐增大,在100℃时腐蚀速率高达2.280 mm/a;CO2控制下20#钢的腐蚀速率随着pH值的增大而减小;H2S控制下20#钢的腐蚀速率随着pH值的增大而增大。

H_2S分压对油管钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

采用高温高压釜 ,辅以失重法和扫描电镜 ,对不同H2 S分压下 (1 4kPa,2 0kPa ,6 0kPa ,12 0kPa)油管钢N80、P110的CO2 /H2 S腐蚀进行了研究 .结果表明 ,在试验H2 S分压范围内 ,随着H2 S分压的升高 ,两种钢的腐蚀速率先增后降 ,且都在H2 S分压为 2 0kPa时取得最大值 .

CO_2/H_2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2 、H2 S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素 ,提出了针对CO2 /H2

CO_2分压对油管钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

采用高温高压釜、失重法和扫描电镜,对不同CO2分压(310 2642、930 7926、1551 3210、2171 8494kPa)条件下油管钢N80和P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究。结果表明,随着CO2分压的升高,两种钢的CO2/H2S腐蚀速率均单调增加;除了CO2分压极低的情况以外,P110钢的腐蚀速率总是大于N80钢。

油气田CO_2/H_2S共存条件下的腐蚀研究进展与选材原则

综述了CO2/H2S共存条件下的腐蚀机理、其影响因素和国内外CO2/H2S腐蚀的研究现状与趋势,提出了CO2/H2S共存时的选材要求及原则,展望了对CO2/H2S腐蚀的研究重点和抗CO2/H2S腐蚀钢的研发方向.

油气田中CO_2/H_2S腐蚀与防护技术的研究进展

大多数油气田都会含有CO2/H2S等腐蚀性气体,而CO2/H2S腐蚀是油气田采集、运输、处理过程中主要的腐蚀介质。综述了CO2/H2S腐蚀机理以及影响因素,并在此基础上介绍了防腐蚀涂层技术、缓蚀剂技术、过滤吸附技术以及新型牺牲阳极技术等国内外常用的防腐措施在防止CO2/H2S腐蚀中的应用,并指出各种新的防止CO2/H2S腐蚀的方法将会不断被提出并得到应用。

温度和CO_2/H_2S分压比对BG90SS钢管腐蚀行为的影响

利用高温高压H2S/CO2腐蚀模拟实验及SEM,XRD等分析技术研究了H2S和CO2共存环境下温度和CO2/H2S分压比对BG90SS抗硫钢管腐蚀行为的影响。结果表明:在60~120℃的范围内,温度的变化对BG90SS油管钢的腐蚀速率的影响并不明显。在60℃和90℃条件下腐蚀由H2S控制,在120℃条件下腐蚀由H2S和CO2共同控制。CO2/H2S分压比低于14时,BG90SS的腐蚀速率变化不明显,分压比在14~28的范围内,腐蚀速率迅速升高,分压比高于28以后,腐蚀速率缓慢增加。随着CO2/H2S分压比的提高,腐蚀由H2S控制转变为H2S和CO2共同控制。

Q125级套管钢高频电阻焊接头耐CO_2/H_2S腐蚀行为

采用SEM,EBSD和电化学等手段研究了Q125级石油套管钢高频电阻焊接头的耐CO2/H2S腐蚀行为.结果表明,Q125级套管钢高频电阻焊接头处母材的耐腐蚀性能最好,热影响区次之,而焊缝的耐腐蚀性能最差,导致高频电阻焊接头在CO2/H2S腐蚀环境中产生了沟槽腐蚀.试验钢焊缝处的大角晶界比例高于母材和热影响区,从而使焊缝区反应速度常数高于母材和热影响区,这是焊缝区腐蚀速率最高的一个重要原因.通过电化学分析表明,焊缝处的电极反应的极化阻力最小,腐蚀反应易于发生;而母材的电极反应的极化电阻最大,腐蚀反应不易进行,这与腐蚀试验所得结果及极化曲线分析结果一致.

在CuO-ZnO及CuO-ZnO-ZrO_2催化剂上CO_2/H_2低压合成甲醇的研究

研究了CO_2/H_2在CuO-ZnO-ZrO_2及CuO-ZnO系列催化剂上低压合成甲醇的反应。结果表明,CuO-ZnO-ZrO_2具有比双组分CuO-ZnO催化剂高得多的活性及选择性。用XRD、紫外漫反射光谱、XPS等测试手段,对实验所用催化剂的结构和表面性质进行了研究,并结合活性测试结果,提出高活性、高选择性的CO_2/H_2合成甲醇催化剂要以Cu和Zn共同存在为前提,反应活性中心是表面Cu_2O和ZnO。Cu^+在ZnO中固相溶液的形成及活性组分与载体的较强相互作用对甲醇的生成有很好的促进作用。

不同H_2S分压下N80油管钢的CO_2/H_2S腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同H2S分压(0.001 5 MPa,0.015 MPa,0.02MPa,0.06 MPa,0.12 MPa)下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,在试验H2S分压范围内,N80油管钢发生了极严重的CO2/H2S腐蚀;随着H2S分压的升高,腐蚀速率先增加后降低,且在H2S分压为0.02 MPa时腐蚀速率取得最大值。

N80油管钢在CO_2/H_2S水介质中的腐蚀研究

油田设施受产出水和CO2/H2S腐蚀严重。以长庆某天然气井产出水为腐蚀介质,采用失重法研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明,随着介质温度的升高,腐蚀速率先增加后降低,并在60℃时达到最大;Cl-的影响与温度具有基本相似的规律,在Cl-含量为30g/L时腐蚀速率最大;随着pH值的增大,腐蚀速率持续减小,并在pH值为8.0左右时达到最低;随着CO2分压的增大,腐蚀速率呈单调增大趋势;随着H2S分压的增大,腐蚀速率先下降后又缓慢升高。

氯离子浓度和温度对Cr3钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

研究了25℃下不同Cl^-浓度和5g/L Cl^-浓度下不同温度对Cr3钢CO_2/H_2S腐蚀的影响。通过极化试验、失重试验、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法分析了腐蚀速率和腐蚀产物的形貌、成分和结构。结果表明,在25℃时,Cr3钢的腐蚀速率随着Cl^-浓度的增加大体呈降低的趋势;而随着温度的升高,Cr3钢的腐蚀速率逐渐增加;低温时的腐蚀产物主要是FeS,高温时主要是FeS_(1-x)。

渤海某油田混合注水系统CO_2/H_2S腐蚀缓蚀剂的开发

目的缓解渤海某油田混合注水出现严重的CO_2/H_2S腐蚀、现场检测挂片的点腐蚀非常明显等问题。方法首先合成一种适合该油田工况的咪唑啉季铵盐(LH-31),再通过复配得到最优的缓蚀剂配方。结果利用动态高温高压釜,在95℃、0.15 MPa CO_2(含100μg/g H_2S)、总压0.5 MPa N_2、流速1.5 m/s、试验时间72 h条件下,测得空白平均腐蚀率为2.01 01 mm/a,点腐蚀速率1.1106 mm/a。添加40 mg/L的LH-31后,平均腐蚀率降至0.1000 mm/a,点腐蚀速率降至0.5789 mm/a。LH-31的红外谱图中,在879.31 cm^(-1)出现一个吸收峰,可能是季氮原子与相邻碳之间的伸缩振动,说明形成了环状季铵盐类化合物。LH-31与硫脲和苯甲酸钠之间具有协同效应,添加4%硫脲和3%苯甲酸钠组成的高效复合缓蚀剂2E,可将平均腐蚀速率降至0.0200 mm/a,点腐蚀速率降至0.0751 mm/a。极化曲线测试表明缓蚀剂2E为阳极抑制型缓蚀剂。缓蚀剂2E在现场进行了试验,通过旁路腐蚀试验测试1 d后,前后加注40 mg/L的缓蚀剂2E,试片的平均坑深由0.139μm降低至0.0258μm。结论缓蚀剂2E能有效抑制该渤海油田混合注水的均匀腐蚀和点腐蚀。

抗硫碳钢在高温高压CO_2/H_2S条件下腐蚀速率的研究

为了研究温度对高抗硫碳钢在高温、高压、CO2/H2S条件下腐蚀速率的影响,采用高温高压釜及电化学测试装置,辅以失重法、电化学试验法和扫描电镜分析,考察了不同温度下高抗硫碳钢的腐蚀速率和腐蚀形貌。结果表明:随温度的升高,稳定后失重腐蚀速率呈下降趋势,而电偶腐蚀随CO2和H2S的交替通入呈现先增大后降低的规律;随pH值增加,腐蚀速率明显呈现下降趋势,但在80℃却出现了一个峰值;随温度升高,表面膜变得紧密,到120℃时表面膜变得致密,晶粒变细,以无序状堆积。