20钢在油气田中CO_(2)与H_(2)S共存环境下的腐蚀行为及机理

利用高温高压动态反应釜模拟油气田CO_(2)和H_(2)S共存环境的实际工况,通过腐蚀试验分析了20钢在不同CO_(2)分压(0.01,0.05,0.21,0.50 MPa)和H_(2)S分压(0.0003,0.003,0.01,0.05 MPa)下的腐蚀行为以及CO_(2)和H_(2)S分压对均匀腐蚀和点蚀的影响程度。结果表明:在H_(2)S分压为0.003 MPa条件下,当CO_(2)分压为0.01,0.05 MPa时,20钢主要发生均匀腐蚀,随着CO_(2)分压的继续增大,点蚀越来越严重;在CO_(2)分压为0.05 MPa条件下,当H_(2)S分压为0.0003 MPa时,20钢表面腐蚀轻微,随着H_(2)S分压的增大,腐蚀加剧,但仍主要发生均匀腐蚀;H_(2)S和CO_(2)分压对20钢的均匀腐蚀速率和点蚀速率均具有十分显著的影响,H_(2)S分压对均匀腐蚀的影响程度较大,而CO_(2)分压对点蚀的影响程度较大。

温度对S135钢和G105钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响

在气体分压分别为20,0.1 MPa的CO_(2)/H_(2)S共存模拟油田地层水中,利用高温高压釜在不同温度(室温、100℃、180℃)下对S135钢和G105钢进行腐蚀试验,研究了温度对2种钢腐蚀行为的影响。结果表明:100℃下S135钢和G105钢的腐蚀速率最大,分别为0.8463 mm·a^(-1)和0.8500 mm·a^(-1),180℃下的腐蚀速率最小,分别为0.2291 mm·a^(-1)和0.2309 mm·a^(-1);100℃下钢表面腐蚀产物主要为FeCO3和FeS,此温度下CO_(2)为腐蚀主控因素,室温和180℃下的腐蚀产物主要为FeS,H_(2)S为腐蚀主控因素。

含CO_(2)/H_(2)S/H_(2)O天然气环境缓蚀剂合成及优选

缓蚀剂是有效减缓含CO_(2)/H_(2)S/H_(2)O天然气管道腐蚀的关键措施。本文合成并确定了四种不同缓蚀剂的缓蚀效率。电化学实验和失重实验结果表明,在浓度为600mg/L时,端氨基咪唑的缓释效率最优,达到90%以上。

含CO_(2)/H_(2)S/H_(2)O天然气环境复配缓蚀剂性能研究

缓蚀剂复配是解决复杂含CO_(2)/H_(2)S/H_(2)O天然气环境中管道腐蚀的关键。本文合成、表征了曼尼希碱季铵盐和喹啉季铵盐两种缓蚀剂,并与端氨基咪唑复配。结果表明,当端氨基咪唑与曼尼希碱季铵盐为2:1时缓蚀率最大,电化学实验和失重实验缓蚀率结果均大于95%。

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。

CO_(2)/H_(2)O环境下X80钢母材/焊缝腐蚀行为演变过程研究

与管线母材相比,焊缝是管线失效的关键部位之一。针对含CO_(2)/H_(2)O的天然气管线母材和焊缝在稳态和动态条件下的电化学腐蚀行为,通过三电极体系和高温高压反应釜相结合开展20 d的浸泡实验,得到不同条件下母材和焊缝的电化学阻抗特征,通过等效电路拟合相关参数的变化规律建立不同阶段母材和焊缝的腐蚀过程,并通过腐蚀形貌分析和腐蚀产物分析明确了母材和焊缝腐蚀规律不同的原因。结果表明:在浸泡初期母材表面覆盖以FeCO_(3)腐蚀产物层为主,而焊缝的腐蚀产物FeCO_(3)以Fe_(3)C为骨架形成多孔结构;在动态冲刷过程中,母材和焊缝金属表面难以形成稳定的、覆盖率高的腐蚀产物层,金属基体一直处于腐蚀过程中。

Co(CO_(3))_(0.5)(OH)·0.11H_(2)O/WO_(3)纳米材料制备及H_(2)S气敏性能

近年来,H_(2)S作为哮喘和慢阻肺的新型生物标志物对人体健康监测具有重要意义,因此人们对低功耗、高选择性、低检出限和高稳定性H_(2)S传感器的研究显得十分迫切。通过两步原位生长的方式合成了Co(CO_(3))_(0.5)(OH)·0.11H_(2)O/WO_(3)纳米材料。以原位水热法合成的WO_(3)纳米片为基底,通过调控水浴反应时间,在WO_(3)纳米片上原位生长了不同的Co(CO_(3))_(0.5)(OH)·0.11H_(2)O/WO_(3)纳米材料。利用FE-SEM、FTIR、XRD和TG等方法对复合材料进行表征和气敏性能测试。结果表明:反应20 min所制得的Co(CO_(3))_(0.5)(OH)·0.11H_(2)O/WO_(3)复合材料具有最优异的气敏性能,在最佳工作温度(90℃)下对浓度为50×10^(−6)H_(2)S气体的响应值高达109,响应和恢复时间分别为130 s和182 s,对H_(2)S气体表现出优异的选择性。该复合材料在低浓度H_(2)S(3×10^(−6))氛围中,仍具有良好的响应恢复曲线。在一个月内进行的3次重复测试中,表现出较好的重复性和长期稳定性。Co(CO_(3))_(0.5)(OH)·0.11H_(2)O/WO_(3)气敏材料的原位制备及气敏性能研究为气敏传感器器件的制备提供了新思路,为气敏材料的多样性提供了新途径。在环境检测和智能医疗方面有着潜在的应用价值。

基于Aspen HYSYS软件的天然气脱酸流程模拟与优化

基于Aspen HYSYS软件,针对天然气中的烃类和胺类组分分别选用Peng-Robinson状态方程和Acid Gas-Chemical Solvents状态方程,对处理量为100×10^(4) m^(3)/d的天然气脱酸装置进行模拟,分别考察胺液中哌嗪质量分数、胺液循环量、吸收塔和再生塔理论板数、贫胺液进吸收塔温度等操作参数对天然气脱酸的影响,并进行模拟优化。结果表明:天然气脱酸装置吸收塔塔顶的CO_(2)体积分数为23×10^(-6),H_(2)S体积分数小于1×10^(-6)。优化模拟后的操作条件为:胺液闪蒸罐操作压力500 kPa,再生塔塔底压力100 kPa,再生塔塔底再生的贫胺液中N-甲基二乙醇胺(MDEA)中CO_(2)质量分数0.3%,其塔底再沸器的热负荷4891 kW,贫胺液进吸收塔温度50℃,MDEA的循环量80 m^(3)/h,MDEA的质量分数36%,哌嗪质量分数4%,吸收塔和再生塔理论板数均为10块。

某巴西FPSO上部模块油气生产工艺设计研究

针对超大型FPSO上部模块油气生产工艺设计的问题,本文以某最大原油生产能力15万桶/天;气体处理能力6百万标方/天;含油生产水处理能力15万桶/天;储油能力2百万桶的巴西超大型FPSO为研究对象,采用油、气、水处理三条主线的方法,研究了其上部模块原油分离、稳定处理工艺;天然气压缩回收、脱H2S、脱H_(2)O、露点控制、分离CO_(2)、天然气外输、气举、回注工艺;以及含油生产污水处理工艺.研究结果表明:该FPSO上部模块油气生产工艺包含了上游油气工业,原油、天然气、生产水处理绝大部分工艺过程,是最全最复杂的FPSO之一,可以为类似FPSO工艺设计提供依据参考.

渤海多因素条件下的管材腐蚀规律试验研究

井下管柱的腐蚀破坏是渤海油田开采过程中面临的重要难题,其对单井寿命、经济效益和人员安全等都有影响,研究多因素条件下的管材腐蚀规律并进行敏感性排序,有助于辅助井下管材的精细化设计。鉴于此,利用自主研制的高压釜腐蚀装置,研究了温度、含水体积分数、腐蚀时间、H_(2)S分压和含Cr质量分数等5个因素对管材腐蚀速率的影响规律,并利用灰色关联度的方法分析了各因素的敏感性,研究过程中考虑了不同无量纲化方法对结果的影响。得到了渤海常规井下参数范围内各因素对腐蚀的影响规律:温度和含水体积分数与腐蚀呈正相关,腐蚀时间和含Cr质量分数与腐蚀呈负相关,低浓度的H_(2)S加入能够抑制腐蚀;各因素的最优敏感性排序为:温度>含水体积分数>腐蚀时间>含Cr质量分数>H_(2)S分压。研究成果可为渤海油田井下管柱的腐蚀防护提供理论和试验依据,对防腐设计的进一步优化有一定的指导作用。