H2S/CO2环境中pH值对腐蚀产物膜以及腐蚀速率的影响

为了弄清pH值对钢件在H2S/CO2环境中腐蚀产物的影响,采用宏观观察、扫描电镜(SEM)及能谱(EDS)分析等手段对20钢,L245NCS以及L290 3种材料在CO2和H2S环境中不同pH值下的腐蚀产物进行分析,并分别计算其腐蚀速率。研究发现:随着pH值升高,3种材料的腐蚀速率都发生了下降。当pH=7时腐蚀产物由铁的硫化物和氧化物组成,腐蚀产物膜与基体结合力较强,不容易脱落;当pH=5时,腐蚀产物膜只有一层,含有大量硫化物,腐蚀产物膜与基体结合力较强,也不容易脱落;当pH=3时,腐蚀产物膜中的硫化物含量很低,腐蚀产物颗粒较大,疏松不致密。结果显示,pH值不仅会影响腐蚀产物成分,还会影响腐蚀产物膜的结构,从而对腐蚀速率产生影响。当pH值较高时,腐蚀产物膜分层,且其与基体结合力强,能起抑制腐蚀的作用;当pH低时,腐蚀产物膜与基体结合不紧密,易脱落,从而难以对腐蚀产生抑制作用。

H2S/CO2分压比和浸泡时间对P110SS钢腐蚀产物膜结构和性能的影响

为了给抗硫套钢管的安全服役提供重要的理论依据,采用高温高压釜、SEM、EDS、XRD、极化曲线、电化学阻抗研究了90℃的H2S/CO2环境中P110SS钢腐蚀产物膜的生长机理,采用阴极极化的电化学阻抗和氢渗透曲线研究了H2S/CO2分压比对腐蚀产物膜保护性的影响。结果表明:在分压比为1∶0、1∶3、1∶7的腐蚀环境中形成的均是Fe S1-x腐蚀产物,经过5 h的腐蚀后,保护性最好,浸泡时间达到18 h时,其保护性最差,当浸泡时间达到72 h后,保护性提高。当浸泡时间为72 h时,随着CO2分压的增加,Fe S1-x腐蚀产物膜的保护性和抑制氢渗透的能力均逐渐增强。在分压比为0∶1的腐蚀环境中形成的是Fe CO3腐蚀产物膜,其保护性和抑制氢渗透的能力均随浸泡时间的增加而急剧增大,并且当浸泡时间均为72 h时,以上性能均高于Fe S1-x腐蚀产物膜。

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。

不同状态310S奥氏体不锈钢在H2S/CO2环境中的应力腐蚀行为

目的探究不同状态310S奥氏体不锈钢在H2S/CO2环境中的应力腐蚀行为。方法研究三种不同状态310S奥氏体不锈钢在湿H2S环境中的应力腐蚀行为和电化学测试,并探究影响310S应力腐蚀开裂的因素及其机理。结果经过冷变形处理后,310S奥氏体不锈钢的抗应力腐蚀性能有所提升,而900℃时效处理会使310S钢材更易遭受应力腐蚀的影响。此外,施加载荷会使材料的耐蚀性变差。在SSRT实验中,固溶处理后的试样应力腐蚀敏感性为88.1%,时效处理后则升高至91.5%,冷轧后则降低至85.3%。另外还观察到,裂纹通常起源于试样表面局部腐蚀处。通过准原位充氢-TEM实验发现,氢原子扩散进基体后,会促进位错运动,导致位错更易发生塞积,从而引发应力集中。结论冷轧态310S具有最好的耐蚀性能,其次为固溶态,时效态310S的耐蚀性能最低。在湿H2S环境下,冷轧态310S的应力腐蚀敏感性最低,时效处理则会提高试样的应力腐蚀敏感性。H原子进入到310S内部会促进位错的运动、增殖与塞积,导致应力集中,从而降低局部的耐蚀性能。

腐蚀产物晶体结构及离子选择性对P110S低合金钢在H2S/CO2环境中腐蚀行为的影响

目的研究P110S低合金钢在H2S/CO2环境中的腐蚀行为及腐蚀产物对其影响机理。方法通过P110S低合金钢在不同温度下的腐蚀失重实验、微观SEM形貌观察、XRD分析和离子选择性实验,探究腐蚀产物的晶体结构以及离子选择性对腐蚀行为的影响。腐蚀实验环境为模拟我国西北某油田现场不同井深的腐蚀工况,其中CO2与H2S的分压比为2.5。结果温度低于100℃时,腐蚀产物主要为马基诺矿型FeS,其为阳离子选择性,能够阻碍阴离子与基体接触,起到抑制腐蚀的作用,因此腐蚀速率较低,约为0.15 mm/a,且随温度升高基本保持不变,试样表面的腐蚀产物膜平整未脱落;温度达到120℃后,腐蚀速率急剧增大,部分腐蚀产物由马基诺矿转变为磁黄铁矿,腐蚀产物膜因下层腐蚀产物挤压而发生破裂脱落,试样发生局部腐蚀;温度高于160℃时,腐蚀产物全部为磁黄铁矿型FeS,其为阴离子选择性,无法阻碍阴离子穿过腐蚀产物膜与基体接触,因此随着温度的升高,腐蚀速率逐渐增大并趋于平缓,达到3.6 mm/a。结论H2S/CO2环境中低合金钢腐蚀行为与腐蚀产物晶体构型及离子选择性密切相关,若腐蚀产物为马基诺矿型FeS时,其具有阳离子选择性,能够抑制金属基体腐蚀溶解;而若腐蚀产物为磁黄铁矿型FeS时,因其具有阴离子选择性,则不能抑制金属基体发生腐蚀溶解。

“酸性油气田H2S/CO2工况下金属材料的腐蚀和应力腐蚀开裂”专题序言

当前,在世界范围内,随着高含H2S/CO2的酸性油气田的开发越来越广泛,并且油气开发不断向深层、超深地层延伸,高温高压高腐蚀工况使得油气装备材料的服役环境愈来愈苛刻,严重的腐蚀失重和应力腐蚀开裂威胁着油气装备材料的服役安全,阻碍了高酸性油气田的顺利开发,这已经成为石油天然气工业亟待解决的关键性问题。

大牛地低含H2S/CO2气井腐蚀规律及主控因素研究

大牛地奥陶系风化壳气藏含有不同程度的硫化氢,整体属于低微含硫范围,目前对H2S/CO2共存条件下腐蚀规律认识不清,气藏安全生产存在一定风险。通过静态失重法探究温度、压力、硫化氢浓度对气井油套管腐蚀规律的影响。结果显示:N80和P110两种钢材的腐蚀速率随硫化氢浓度降低、压力升高呈升高趋势;随温度升高腐蚀速率先升高后降低,80℃时达到最大值1.4521 mm/a和1.8915 mm/a。初步确定大牛地气田腐蚀主控因素为H2S浓度,研究结果为该气田井筒管材优选及腐蚀防治提供了依据。

H2S/CO2环境下抗蚀技术研究

本文综述了H2S和CO2共存形成的腐蚀情况,介绍了在四川和重庆油气田H2S和CO2腐蚀问题的研究状况。介绍了各种腐蚀H2S和CO2腐蚀抑制剂及其在油田中的应用。我们重点强调了在H2S和CO2共存中加强缓蚀剂研究的重要性,并提出了在此类腐蚀抑制剂研究过程中应注意的问题和未来的研究方向。

X65MS钢在饱和H2S/CO2环境下的腐蚀产物研究

利用高温高压反应釜模拟酸性油气输送环境,研究X65MS管线钢在饱和H2S/CO2环境下的腐蚀行为.采用加速腐蚀实验法评测不同浸泡周期下的平均腐蚀速率.借助X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和电子探针(EPMA)等测试技术,分析了不同实验周期下氧化产物膜层的物相组成、表面形貌和截面形貌.结果表明,根据平均腐蚀速率随时间变化曲线的走势与氧化膜层的结构特征,腐蚀过程分为三个阶段.腐蚀过程以H2S腐蚀为主,氧化产物主要为硫铁化合物(FexSy).随着浸泡时间的增加,铁元素比例减小,富S相比例增大,腐蚀产物膜层厚度增加,结构由疏松逐渐变为均匀、致密,腐蚀产物顺序为马基诺矿(Mackinawite)→过渡相陨硫铁(Troilite)→磁黄铁矿(Pyrrhotite),稳定的磁黄铁矿对X65MS管线钢基体的耐蚀性起到保护作用.

流动条件下20钢在H2S/CO2共存体系中的腐蚀行为及预测模型研究

目前H2S/CO2共存体系中的腐蚀速率预测模型均未考虑流动的影响。采用某含硫湿天然气管道20钢和模拟地层水,考察H2S分压、CO2分压、温度和流速对20钢的腐蚀影响,设计了三水平四因素的9组正交试验。结果表明:各因素对20钢的腐蚀均有不同程度的影响,其影响度排序为:H2S分压(极差0. 057)>温度(极差0.040)>流速(极差0.018)> CO2分压(极差0.011);随着温度的升高、流速的增大、CO2分压的增大、H2S分压的增大,腐蚀速率值均呈上升趋势。根据扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)、X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物的表征结果,可知CO2/H2S分压比在33~300范围内,腐蚀产物主要由FeS和FeS1-x组成,试验反应由H2S主导控制,与影响度排序结果一致,腐蚀形态以均匀腐蚀为主,存在少量局部腐蚀坑。基于H2S/CO2共存体系下以H2S为主导的腐蚀预测模型,并考虑流速的影响,以6组腐蚀速率试验值,建立了流动条件下20钢在H2S/CO2共存体系中的腐蚀速率预测模型,试验值和拟合值吻合度高;剩余3组试验值进行验证,最大误差不超过4.40%。

L360钢在H2S/CO2共存体系中的腐蚀行为及腐蚀预测模型

以H2S分压、CO2分压、温度和流速为变量,采用高温高压反应釜模拟了L360天然气管道的腐蚀过程.进行了9组正交试验,采用SEM、EDS、XRD表征腐蚀产物.结果 表明:当CO2 /H2S分压比为33~300时,腐蚀产物主要为FeS,反应由H2S主导且以均匀腐蚀为主,各影响因素排序为H2S分压>温度>流速>CO2分压.建立了H2S/CO2分压比为33~300的腐蚀预测模型,考虑上述4个因素的影响,并采用MATLAB多元线性回归求得各参数值,验证可知建立的腐蚀预测模型精确度较好.

钻井完井高温高压H_2S/CO_2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中,伴生气中多含有一定量的H2S与CO2,对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失,极大地制约了CO2和H2S共存条件下的油气开发。因此,开展高温高压CO2/H2S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此,以实验手段模拟油气开发中高温高压H2S/CO2共存环境,用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明,在实验条件下,随着温度的升高,腐蚀速率呈先增加后下降的趋势,且温度越高,压力对腐蚀速率的影响越大;在腐蚀反应初期,腐蚀速率很高,但随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率明显下降;腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主,随时间延长转为稳定的FeCO3。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。

低Cr钢在H_2S/CO_2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究普通低Cr油套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,低Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;低Cr材料H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。

X60管线钢在湿气和溶液介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H_2S/CO_2共存环境,分别在流动湿气和溶液介质中进行API-X60腐蚀实验,探讨了高H_2S分压对腐蚀行为的影响.X60管线钢的腐蚀速率在湿气介质中随H_2S分压升高而增加,在溶液介质中则先升高后降低,腐蚀形态均由全面腐蚀趋于局部腐蚀,腐蚀产物以硫铁化合物(Fe_xS_y)为主.H_2S分压为2.0 MPa条件下,溶液介质中形成的腐蚀产物中富S相比例明显增加,HS^-和Cl^-穿过膜层缺陷引发点蚀,多孔且不连续的富S膜层进一步促进点蚀发展.

模拟油田H_2S/CO_2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐蚀速率先增加后降低;当介质中CO_2含量增加时,腐蚀速率则是单调增大趋势;Ca^(2+)、Mg^(2+)的影响与CO_2类似,而Cl^-的影响则与H_2S具有基本相似的规律。在H_2S/CO_2混合介质中,N8O钢的腐蚀行为受各因素的交互影响,且影响程度不同,各因素作用由大到小依次是:H_2S含量、Ca^(2+)、Mg^(2+)含量、Cl^-浓度和CO_2含量。

元素S对镍基合金G3在高温高压H_2S/CO_2气氛中腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟H2S/CO2及元素S共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,然后利用SEM、EDS及XPS等表面分析技术,探讨元素S对镍基合金G3高温高压H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:在元素S含量为0、1及10 g/L时,镍基合金G3的平均腐蚀速率变化不大,钝化膜厚度约为11 nm,其结构呈双极性,外层以Cr、Ni的氢氧化物、氧化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;当元素S含量增大到100 g/L时,腐蚀速率急剧增大,钝化膜厚度也迅速增大到约90 nm,且结构转变为外层以Cr、Ni的硫化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;钝化膜结构的转变可能是导致镍基合金G3耐蚀性能降低的最主要原因。

温度对管线钢H_2S/CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动溶液介质中进行腐蚀实验,辅以SEM和XRD,探讨了温度对API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:随温度的升高X60钢的腐蚀速率先升高后降低,腐蚀形态由局部腐蚀趋于全面腐蚀,高温区有点蚀倾向。低温区形成的腐蚀产物以马基诺矿型晶体(FeS1-X)和FeS单硫化物为主,随温度升高腐蚀产物以层片状马基诺矿型晶体为主,并出现少量磁黄铁矿型(Fe1-XS)晶体;高温区则以磁黄铁矿型晶体为主。低温区腐蚀产物附着力差导致其覆盖率降低,膜层脱落处的阳极反应速率由于膜层覆盖处的阴极效应而加快,使点蚀迅速发展。

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率。在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.152 3mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用。同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力。

温度对T95钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

利用自制高温高压釜模拟了油井筒中H_2S/CO_2环境,在温度30~150℃、H_2S/CO_2气相和模拟地层水液相中对T95油管钢进行了腐蚀试验,研究了温度对该钢腐蚀速率的影响,并分析了腐蚀产物的形貌和物相组成。结果表明:当温度为30~120℃时,T95钢在气相和液相中的腐蚀速率均随温度的升高先增后降,且均在90℃时达到峰值,分别为0.882,1.096mm·a^(-1),当温度高于120℃时,液相中的腐蚀速率缓慢增大而气相中的缓慢减小;随着温度的升高,气相中的腐蚀产物逐渐由片状变成块状并堆积在一起,液相中的则由絮状沉积变成团簇状堆积;腐蚀产物由铁、硫、氧等元素组成,腐蚀速率与腐蚀产物膜中硫含量成反比、与氧含量成正比,硫铁化合物对腐蚀起到了阻碍作用。

模拟塔里木油田环境5Cr套管用钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究5Cr套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,由于Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,5Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;5Cr钢H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。