H_2S分压对SM 80SS套管钢在CO_2/H_2S共存环境中高温高压腐蚀行为的影响

用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线能谱(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法,就H2S分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为的影响进行了试验研究。结果表明:在试验条件下,低PH2S时,以CO2腐蚀为主,腐蚀产物膜由FeS0.9和FeCO3组成,腐蚀产物膜颗粒细小、致密,平均腐蚀速率较低;随着PH2S的增大,反应逐渐变为以H2S为主,FeS0.9逐渐转变为FeS,腐蚀产物膜颗粒粗大、疏松,随后又变得细小、致密,腐蚀速率呈现先增大后逐渐减小的趋势;高PH2S时,FeS的生成较大程度阻碍了FeCO3的生成。腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。

气体分压比对2~#钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀的影响

采用常温高压条件下的挂片试验,结合SEM和EDS等技术,研究了20#钢在H2S/CO2环境中不同气体分压比(pCO2/pH2S)条件下的腐蚀行为。结果表明,在试验环境中,20#钢的腐蚀以均匀腐蚀为主,伴有轻微的局部腐蚀;在低气体分压比情况下,腐蚀呈现先增大后减小再增大的规律;依据腐蚀规律,可将低分压比变化范围分为两个区域,在两个腐蚀区域内,腐蚀产物的元素百分含量差别不大,腐蚀产物以FeS和FeCO3为主。

CO_2分压对SM80SS套管钢在CO_2/H_2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线能谱(EDS)及X射线能谱(XRD)对CO2分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表明:在试验条件下,低PCO2时,反应以H2S为主,FeS优先生成,腐蚀产物膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;PCO2不断增大后,反应以CO2为主,FeS逐渐全部转变为FeS0.9,腐蚀产物膜颗粒粗大、比较疏松,平均腐蚀速率较大;腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。

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。

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。

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。

CO_2/H_2S分压比对BG90SS材质腐蚀行为的影响

采用高温高压反应釜模拟阿姆河气田腐蚀环境,研究了不同CO2/H2S分压比对BG90SS钢腐蚀行为的影响。结果表明,随着CO2/H2S分压比的减小,BG90SS钢的腐蚀速率减小。通过对腐蚀产物膜的分析,发现腐蚀产物主要是马基诺矿(四方硫铁矿),说明在此条件下BG90SS钢的腐蚀行为主要受H2S控制。

H_2S和CO_2分压及Cl^-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。

不同CO_2/H_2S分压下油管钢腐蚀速率预测模型

为了找出油管钢腐蚀速率CR与CO2分压PCO2、H2S分压PH2S之间的关系,首次将分压比PCO2/PH2S引入油管钢腐蚀速率预测模型,在不同分压比下,视一种气体腐蚀为主导,另一种气体腐蚀为影响因素来建立两个分模型,进而将两个分模型叠加,得到总的腐蚀速率预测模型。该预测模型与已有预测模型完全兼容,且与试验数据吻合较好。

CO_2分压对碳钢海底管道CO_2/H_2S腐蚀的影响

目的研究CO_2分压对CO_2/H2S腐蚀的影响规律,为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,对腐蚀前后的试样进行称量,计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌,通过XRD分析腐蚀产物膜成分。结果当CO_2/H2S分压比较高(1200)时,CO_2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a,随着CO_2分压升高,腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO_2/H2S分压比较低(200)时,CO_2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a,CO_2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO_2/H2S分压比较高(1200)时,腐蚀产物以Fe CO3为主,腐蚀受CO_2控制;此时低CO_2分压下的腐蚀产物膜较完整致密,高CO_2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂,对基体保护性下降,因此腐蚀速率随CO_2分压升高而增大。当CO_2/H2S分压比较低(200)时,腐蚀产物以Fe S为主,腐蚀受H2S控制;此时在不同CO_2分压条件下,腐蚀产物均较完整致密,因此腐蚀速率相对较低,并未随着CO_2分压升高显著增大。结论 CO_2分压对CO_2/H2S腐蚀速率的影响与CO_2/H2S分压比密切相关,海底管道材料选择不仅要考虑CO_2分压的影响,还要考虑CO_2/H2S分压比的影响。

H_2S/CO_2分压和Cl^-浓度对L360QCS腐蚀行为的影响研究

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S/CO2分压、Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS腐蚀行为的影响。采用失重法计算腐蚀速率,四点弯曲法进行应力腐蚀试验,宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析进行综合研究。在H2S/CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高腐蚀速率呈现先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡很少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增加,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的增加而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。

炼油装置湿H_2S环境分类和设计要点

在概述湿H2S环境中碳钢的主要腐蚀开裂类型的基础上,分析了API 581和NACE 8X194对湿H2S环境的苛刻度分类方法的异同点,认为NACE 8X194的方法更适用于炼油装置;重点讨论了设计过程中如何对环境中水的露点温度、pH值和H2S浓度等主要影响因素进行评估,并给出了必要的数据表格、计算公式和图表;最后,为了降低碳钢在湿H2S环境中的各种开裂风险,对碳钢的材料选用和焊接提出了具体的技术要求或建议。

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.

高温高压H2S／CO2G3镍基合金表面的XPS分析

采用XPS研究镍基合金UNS N06985(即G3)在高压H2S/CO2环境腐蚀前后钝化膜的结构与组成。研究两种环境条件对G3钝化膜的影响,第一种环境为H2S分压3 MPa、CO2分压2 MPa、实验温度为130℃;第二种环境为H2S分压3.5 MPa、CO2分压3.5 MPa、实验温度为205℃。测试结果表明:腐蚀前和第一种环境条件下获得的钝化膜具有双层结构,钝化膜表层主要为氢氧化物,内层主要是Cr2O3和组成合金的各种金属组成;在第二种环境条件下获得的钝化膜可分为3层,外层主要是硫化物,过渡层含有较多的氢氧化物和金属硫化物,内层主要是氧化物和金属单质。随着环境条件的苛刻,镍基合金钝化膜的保护作用降低,腐蚀破坏程度加重。

低H_2S、高CO_2分压条件下双相不锈钢应力腐蚀敏感性研究

目的针对IS15156标准中对双相不锈钢使用条件的限制,研究双相不锈钢2205在不同温度、不同低H_2S分压条件下的开裂敏感性。方法通过模拟我国西部酸性油田低H_2S、高CO_2工况环境,利用高温高压设备,进行了三点弯曲试验,结合失重法测试腐蚀速率,并使用SEM和EDS进行微观形貌观察和腐蚀产物分析。结果双相不锈钢2205的腐蚀速率较低,未超过0.014 mm/a,且硫化氢分压对腐蚀的影响较小,但发现了由氧化铝等夹杂导致的点蚀。双相不锈钢2205在低硫化氢分压的中温(100℃)区发生应力腐蚀开裂,同时发生了选择性腐蚀,铁素体相优先于奥氏体相腐蚀,其他温度条件下仅发现点蚀。硫化氢分压升高时,开裂敏感性有一定程度的降低。结论双相不锈钢2205在低硫化氢分压条件下的开裂类型为氢脆型应力腐蚀开裂。氧化物夹杂诱发点蚀,氢在应力集中区域聚集,发生氢脆。当硫化氢分压从6 k Pa增加到165 k Pa时,局部腐蚀敏感性的增加使氢脆得到缓解,开裂敏感性降低。双相不锈钢2205无法在低硫化氢的中温井口环境中使用,标准中以H_2S分压作为使用限制并不十分完善。

普通油井管钢在CO_2和H_2S共存环境中的腐蚀实验研究

采用高温高压腐蚀仪对普通油井管钢N80进行了CO2、CO2和H2S共存条件下的腐蚀实验,测量了平均腐蚀速率,结果表明:90℃时,CO2腐蚀环境中加入不同含量的H2S后,试样表面腐蚀状况有较大改善,腐蚀速率均有所降低;保持CO2分压恒定,随着CO2和H2S分压比增加,腐蚀速率在分压比为100时出现峰值;保持H2S分压恒定,腐蚀速率会随着CO2分压的升高而增加。分析认为,在90℃附近,CO2和H2S共存环境中碳钢材料表面形成的FeS膜保护性优于FeCO3,H2S的加入对CO2腐蚀有抑制作用;实验结果更支持CO2和H2S共存环境中H2S主导区域的分压比小于20的观点。这些认识对于进一步完善CO2和H2S腐蚀理论以及合理选择油气田油井管材料均有一定指导意义。

304奥氏体不锈钢在H_2S+Cl^-+CO_2+H_2O环境下的慢应变速率拉伸腐蚀试验研究

通过慢应变速率拉伸腐蚀试验(SSRT),研究了304奥氏体不锈钢在H_2S+Cl-+CO_2+H2O复杂介质环境下的应力腐蚀敏感性,借助扫描电镜(SEM)、能谱分析仪(EDS)分析了断口形貌和腐蚀产物性质。在环境因素中主要考虑了H_2S浓度、Cl-浓度、CO_2浓度这三种介质参数单独或交互作用对材料应力腐蚀敏感性的影响。通过对试验数据进行逐步回归分析,建立了应力腐蚀敏感性指数随介质参数变化的数学模型,同时分析了各介质参数对304奥氏体不锈钢应力腐蚀影响的显著性。

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。

浮头式换热器内浮头螺栓在湿H_2S环境下的材质选用探讨

从理论上阐述了浮头式换热器内浮头螺栓在湿H2S环境下材质的选用原则,分析了万州分厂设备在试压过程中出现泄漏的原因,并和引进分厂的设备(在使用过程中因改变了设计件而满足了生产要求)进行了比较。