16MnR系列材料在油田H_2S-CO_2-Cl^-环境下的耐蚀性

通过应力腐蚀试验及全面腐蚀试验,系统地研究了16MnR系列压力容器用钢在油气田高含H2S-CO2-Cl-环境下的抗腐蚀性能,分析了16MnR系列钢在这种工况条件下作为压力容器用材的适用性。结果表明,16MnR(HIC)母材和焊接接头满足抗硫化物应力开裂(SSC)的基本要求,可以在pH值6以上、50℃以下的介质中任意H2S、CO2和Cl-含量下安全使用,其他16MnR材料对硫化物应力开裂(SSC)和氢诱导开裂(HIC)较敏感。在选材时还应在实际模拟工况条件下进行全浸腐蚀试验,以确定其腐蚀速率。

H_2S-CO_2环境下低铬钢的硫化物应力腐蚀开裂行为

目的评价90SS和90SS-3Cr油管钢在H_2S-CO_2环境下的硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)行为,并分析其断裂机理。方法利用四点弯曲实验和慢应变速率拉伸实验,结合显微组织分析、扫描电子显微镜分析技术,研究90SS和90SS-3Cr两种钢材在H_2S-CO_2环境下的应力腐蚀开裂行为和断口形貌特征。结果 90SS-3Cr钢的显微组织中存在更多的非金属夹杂物。经过720 h四点弯曲实验后,90SS和90SS-3Cr试样表面均未出现宏观及微观裂纹,表现出良好的抗硫化物应力腐蚀开裂能力。在慢应变速率拉伸实验中,当H_2S浓度由0增加至6 mol/L时,90SS-3Cr试样的断后伸长率δ、断面收缩率φ及断裂时间t分别下降了71.6%,69.6%,61.4%,远高于90SS钢的塑性损失(分别下降2.9%,52.5%,10.3%)。断口形貌分析表明,90SS-3Cr钢在较低浓度H_2S时就由塑性断裂向脆性断裂转变。结论随着H_2S浓度的升高,90SS和90SS-3Cr钢的塑性损失增加,抗SSCC能力均下降。相比90SS钢,90SS-3Cr钢对应力腐蚀开裂更为敏感。

300系列奥氏体不锈钢在油田H_2S-CO_2-Cl^-环境下耐蚀性研究

通过U型弯曲恒应变应力腐蚀试验、点蚀试验和模拟介质的全面腐蚀试验系统地研究了300系列奥氏体不锈钢材料在油气田高含H2S-CO2-Cl-环境下的腐蚀特性,分析了在该工况条件下奥氏体不锈钢作为压力容器用材的适用性和适用范围。

回火温度对2Cr13钢在H2S-CO2环境中腐蚀的影响

为了研究回火温度对2Cr13钢在H2S-CO2环境中腐蚀的影响,首先分析了3种热处理状态下2Cr13钢的显微组织,再利用失重法测试了2Cr13钢在不同回火温度下的腐蚀速率,利用表面形貌法观测了2Cr13钢的腐蚀产物形貌及产物组成,最后利用电化学方法分别测试了3种热处理后2Cr13裸钢和在H2S-CO2环境中腐蚀72 h后试样的动电位极化曲线。结果表明:在正火状态下2Cr13钢的显微组织为富Cr铁素体加粒状未溶碳化物,600,700℃回火处理的显微组织为板条马氏体加碳化物;3种热处理状态下,正火处理的2Cr13钢的耐H2S-CO2腐蚀性能显著;正火处理的2Cr13钢中的游离Cr质量分数高,在H2S-CO2环境中将生成完整、致密的腐蚀产物膜,而回火处理的2Cr13钢中的游离Cr质量分数降低,生成疏松的腐蚀产物膜。

H_2S-CO_2-Cl^-腐蚀环境单井集输管材选择

塔河油田腐蚀环境为H2S-CO2-Cl-体系,单井集输管道材质以20号钢为主,腐蚀穿孔严重。通过对BX245-1Cr、20号钢两种管材的室内实验和现场应用分析,采用了扫描电镜和激光共聚焦显微镜对BX245-1Cr与20号钢的腐蚀情况进行对比分析。室内实验分析表明,BX245-1Cr材质抗腐蚀能力优于20号钢,均匀腐蚀速率相比降低33.07%,点腐蚀速率相比降低30.05%。现场应用测试分析表明,BX245-1Cr点腐蚀速率明显低于20号钢点腐蚀速率,相比降低35.89%。通过对两种管材经济对比分析,选用管径为76 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.44×104RMB$/km,选用管径为89 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.34×104RMB$/km。

H_2S-CO_2高低分压下高硫高盐介质中BNS管线钢的腐蚀速率

为了掌握H2S-CO2高低分压下高硫高盐强腐蚀介质中钢的腐蚀速率,采用全浸挂片法、XRD测试技术对伊朗北阿油田BNS管线钢在温度、压力、Cl-浓度变化下的腐蚀规律进行了研究。结果表明:在H2S-CO2低分压下,BNS管线钢的腐蚀产物为Ca CO3,随着温度的升高,腐蚀速率先减小后增大,随着压力的增加,腐蚀速率减小,随着Cl-浓度的升高,腐蚀速率升高;在高分压下,腐蚀产物主要为Cl-和Fe CO3混合物,随温度的升高,腐蚀速率减小,Cl-浓度对腐蚀速率的影响较为复杂。

H_2S-CO_2分压对高硫高盐油田地面管线腐蚀规律的影响

通过腐蚀模拟试验,研究了H2S-CO2含量对高硫高盐油田地面管线的腐蚀规律。结果表明,随H2S-CO2总压力升高,X52QS和BNS钢的腐蚀速率均降低,X52QS钢腐蚀速率较BNS钢略高,腐蚀机制为H2S控制,腐蚀产物膜以马基诺矿(FeS1-x)为主。

H_2S-CO_2高低分压下高硫高盐油田16Mn管线钢的腐蚀规律

对高硫高盐油田16 Mn管线钢在H2S-CO2高低分压下不同的温度、压力、Cl-浓度等腐蚀影响因素下进行腐蚀模拟实验。结果表明:在低分压下,腐蚀产物主要为Ca CO3,随着温度的升高,腐蚀速率先减小后增大;随着Cl-浓度的增加,腐蚀速率先增大后减小;随压力的升高,腐蚀速率持续减小。在高分压下,腐蚀产物主要为FexSy和Fe CO3混合物,随着Cl-浓度的增加,腐蚀速率先迅速增大后减小,随着温度的升高,腐蚀速率迅速减小。

油气田高含H_S、CO_2和Cl^-环境下压力容器腐蚀机理研究进展

系统地分析和研究了在油气田高矿化度采出水和高含硫化氢、二氧化碳、氯离子等环境下的压力容器使用现状,分析了H2S-CO2-Cl-环境下的腐蚀失效机理。

X52管线钢在北阿模拟工况条件下的腐蚀行为

通过腐蚀模拟试验,研究了不同H_2S-CO_2分压下温度、压力、Cl-含量等主要腐蚀影响因素对X52管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,在低分压下,腐蚀产物为CaCO_3,且随温度和压力的升高,X52管线钢的腐蚀速率先增大后减小,随Cl-含量的增加,腐蚀速率先减小后增大;在高分压下,腐蚀产物主要为硫化铁FexSy和FeCO_3混合物,且随温度的升高X52腐蚀速率减小。

D201碳洗涤塔腐蚀原因分析及防护对策

甲醇装置中的碳洗涤塔 ,由于其操作介质为 H2 S—CO2 — H2 O腐蚀环境且壳体板材 (德国的WSTE36和国产 1 6Mn R)中存在夹层 ,投用一年多 ,塔体内壁出现了严重鼓包。在国产化设计中 ,将塔体改为 1 6Mn R+30 4 L复合钢板 ,使用两年 。

酸性环境下溶解氧对低合金管材点蚀的影响

目的研究在H_2S/CO_2酸性环境中,不同溶解氧浓度对低合金管材点蚀形成和发展的影响。方法通过模拟酸性油田环境,利用高温高压设备及常温常压设备来进行腐蚀失重试验,测试出腐蚀速率,并通过扫描电镜对腐蚀产物的形貌及点蚀坑的形貌尺寸进行分析。结果溶解氧对腐蚀产物的影响较明显,对腐蚀产物膜的破坏较大。溶解氧存在时,腐蚀产物在基体的覆盖量减少,产物膜的厚度减小,实验表面都出现不同尺寸的点蚀坑。溶解氧分压在0.1 MPa时,点蚀现象较明显,L245NCS表面点蚀坑的直径约为0.4 mm,而L290试样表面点蚀坑的直径约为0.25 mm。结论在H_2S/CO_2共存的腐蚀环境中,溶解氧的加入使碳钢更容易发生点蚀。随溶解氧浓度的增加,碳钢的均匀腐蚀速率增加明显,同时,溶解氧浓度越高,腐蚀产物在基体上的覆盖越少。加上溶解氧本身氧化能力较高的原因,使得腐蚀电位容易达到点蚀电位临界值,造成点蚀的形成。点蚀一旦形成就与周围致密层保护区域形成"小阳极-大阴极"加速腐蚀体系,形成较深的点蚀坑。

缓蚀剂在模拟油田集输系统工况下的性能评价

添加缓蚀剂是油田集输系统最常用的防腐蚀措施之一。如何在众多缓蚀剂中快速、经济地筛选适宜的缓蚀剂成为油气田保护的主要课题。通过实验室模拟现场腐蚀环境,分别开展缓蚀性能、成膜性能、乳化倾向和溶解性能评价,筛选出性能优良的缓蚀剂SWP-6-1。现场测试效果证明了实验室缓蚀剂筛选结果的准确性和筛选评选程序的有效性,为油田集输系统用缓蚀剂的筛选与评价提供参考和借鉴。

煤制氢硫磺回收装置酸性气加热器腐蚀泄漏原因分析

煤制氢硫磺回收装置酸性气中腐蚀性成分较多且含量高,设备容易产生腐蚀。本文分析了煤制氢硫磺回收装置酸性气加热器产生腐蚀的原因,提出相应的改进建议,保证硫磺回收装置设备安全平稳运行。