某湿气管道顶部腐蚀速率预测及分析研究

简要介绍了湿气管道顶部腐蚀机理研究进展,选取珠状冷凝顶部腐蚀机理模型为基础,开发了预测顶部腐蚀速率的计算程序。在渤海某湿气管道中,应用珠状冷凝顶部腐蚀机理模型计算了该管道的顶部腐蚀速率,并与该管道内检测推算的腐蚀速率、及基于NORSORK M506的CO_(2)腐蚀速率预测结果进行了对比,分析认为几种方法的分析结果比较接近,可辅助管理人员预测湿气管道顶部腐蚀情况。

湿气管线的顶部腐蚀与防护对策

对近年来国内外关于湿气管线顶部腐蚀与控制方面的研究文献进行了综述,介绍了湿气管线顶部腐蚀发生的原因及其多发区域位置,以及防护方法的新进展。

含硫原油对16Mn管线钢顶部腐蚀行为的影响

采用含硫原油腐蚀试验箱模拟输油管道顶部腐蚀环境,研究了16Mn管线钢在含硫原油中不同温度和不同时间条件下的顶部腐蚀行为。采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)等分析手段观察16Mn管线钢的腐蚀形貌、分析其表面腐蚀产物膜的成分,同时结合失重法计算得到试样的腐蚀速率。结果表明:16Mn管线钢的腐蚀速率随含硫原油温度升高逐渐增大,当温度超过60℃时,腐蚀产物膜形成,腐蚀产物膜可以阻隔钢基体与腐蚀介质的直接接触,从而减缓腐蚀进程,腐蚀速率停止上升并出现缓慢下降的趋势;在相同的腐蚀温度下,初期腐蚀速率较快,随着腐蚀时间的延长,致密的腐蚀产物膜逐渐在16Mn管线钢表面形成,有利于抑制顶部腐蚀进程,使腐蚀速率逐渐减小。

X80管线钢在含硫原油中的顶部腐蚀行为

通过腐蚀挂片试验及扫描电子显微镜研究了X80管线钢在含硫原油中、不同硫含量和温差条件下管道顶部的腐蚀行为。研究表明：随着原油溶液中硫离子含量的增加，X80管线钢顶部腐蚀速率先增大后减小；温差为20～70℃时，随温差的增大，腐蚀速率先增大后减小，温差40℃时达到峰值；管道顶部发生了均匀腐蚀，产生致密的FeS2薄层，但在温差较小、水蒸气的冷凝速率较高的情况下，管道顶部表层会生成较厚且多孔的外层膜。

X70管线钢在醋HAc-CO_2共存环境中的顶部腐蚀行为

针对X70管线钢在HAc-CO2共存环境中的顶部腐蚀行为,利用高温高压冷凝反应釜进行不同含量醋酸的顶部腐蚀试验,研究腐蚀速率随醋酸浓度变化的影响。通过扫描电镜(SEM)和能谱分析(EDS)分析了腐蚀产物膜的微观形貌和成分。利用电化学冷凝反应釜研究了X70管线钢随HAc浓度变化的电化学腐蚀规律。结果表明,HAc含量越大,pH越小,腐蚀产物膜的保护性变差,导致X70管线钢的腐蚀速率增大;HAc含量升高,腐蚀电位向正向偏移,阴极反应电流增大,表明HAc的添加促进了阴极反应过程;低频感抗弧的出现是由于中间吸附产物的形成和溶解,从而影响FeCO3膜的形成和沉积。

一种基于多电极体系的新型顶部腐蚀监测传感器

基于电偶多电极体系,提出了一种研究顶部腐蚀问题的新型传感器。通过耦合电位、电偶电流的测量与腐蚀形貌观察检验了新型传感器的性能。结果表明:新型传感器可以有效测得液滴分布位置、液滴在金属表面滞留时间等传统传感器难以获取的影响顶部腐蚀的关键信息;同时,顶部腐蚀问题中点蚀坑的位置与液滴初始的形核和聚集过程有关,且腐蚀产物对液滴的形成有较大影响。

含硫原油对不同管材顶部腐蚀行为的影响

采用高温腐蚀试验箱模拟输油管道的环境,分别研究了X65钢和X80钢在含硫原油中不同温度条件下的腐蚀行为。利用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)等分析手段来表征腐蚀产物膜的宏观、微观形貌结构及成分,并辅以失重法计算试样的腐蚀速率。结果表明,试样顶部与底部腐蚀形态明显不同,底部腐蚀主要为点蚀,而顶部受腐蚀产物膜的影响呈台地腐蚀。试样顶部腐蚀产物膜脱落的位置与腐蚀严重的部位一致,腐蚀产物膜对试样有一定的保护作用。在30~80℃范围内,试样的腐蚀速率均随温度的升高先增大后减小,在测试温度下X80钢表现出较好的耐腐蚀性。

CO_(2)环境中管内外温差对X65湿气管线顶部腐蚀的影响

为理清延长气田CO_(2)含量(体积分数)、管内介质与管壁温差对X65湿气管线顶部腐蚀的影响,提高延长气田顶部腐蚀防护能力,应用自制管式冷凝和顶部腐蚀模拟实验装置,采用挂片失重法、扫描电镜以及EDS能谱等分析手段,分析了不同CO_(2)含量、腐蚀温度条件下,管线顶部冷凝速率、顶部冷凝液pH值、挂片均匀腐蚀速率、挂片表面形貌、挂片截面形貌变化情况及腐蚀产物能谱特点。结果表明:管内介质与管壁温差增加,管段顶部冷凝速率呈指数升高,顶部冷凝液pH值略微升高,挂片表面腐蚀由局部腐蚀向均匀腐蚀转变,管线顶部冷凝速率严重影响挂片腐蚀形貌;CO_(2)含量增加,冷凝液pH值降低,挂片表面均匀腐蚀、局部腐蚀速率均增加,但对均匀腐蚀与局部腐蚀之间的转化影响不大;顶部外层腐蚀产物膜质地疏松,内部存在明显裂痕,易在挂片表面形成局部腐蚀,内层腐蚀产物膜腐蚀初期未能形成有效防护,导致局部腐蚀严重;CO_(2)含量不同时,腐蚀产物主要成分Fe、O元素变化不大,腐蚀产物为FeCO_(3)。

CO_(2)环境中醋酸对X65钢湿气管线顶部腐蚀行为的影响

为研究延长气田CO_(2)环境中醋酸对X65湿气管线顶部腐蚀的影响,通过自制顶部腐蚀模拟实验装置以及动电位极化曲线和电化学阻抗法,采用挂片失重、扫描电镜分析手段研究了CO_(2)环境中醋酸对X65电化学腐蚀行为的影响。结果表明,腐蚀介质pH与HAc质量浓度呈对数函数变化,HAc质量浓度升高则腐蚀电流密度变大,阴极反应增强,腐蚀产物膜的溶解性增加,易产生孔隙,诱发氧浓差腐蚀。不同HAc质量浓度下,EIS高频容抗弧与界面双电层的行程有关,EIS低频斜线与腐蚀介质扩散有关。内层腐蚀产物膜与基体结合界面凌乱。HAc质量浓度增加,顶部腐蚀速率增加,腐蚀速率与HAc质量浓度呈对数函数关系。

湿天然气CO2顶部腐蚀研究

渤海某海底管道在天然气输送过程中发生顶部腐蚀,导致停产检修。本研究以管道CO2顶部腐蚀发生的过程和机理为基础,建立海底输气管道CO2顶部腐蚀的预测计算模型,并进行实验室挂片CO2顶部腐蚀模拟实验以及现场海底输气管道CO2顶部腐蚀检测数据验证,实现对海底输气管道CO2顶部腐蚀速率的预测。

湿气管线的顶部腐蚀研究概况

本文对天然气输送工业湿气管线顶部腐蚀的典型案例、顶部腐蚀的影响因素、腐蚀控制方法及研究动态进行综合回顾,介绍了国内外顶部腐蚀的研究现状,分析了国内顶部腐蚀研究较少的原因,对今后的研究工作方向提出了建议。

湿气管线的顶部腐蚀研究进展

综述了湿气管线的顶部腐蚀机理、影响因素及腐蚀防护方法,其中重点比较了温度和冷凝率对顶部腐蚀速率大小的影响,分析了冷凝水中乙二醇的消耗率和有机酸的补给率与顶部腐蚀速率的关系,最后展望了顶部腐蚀未来的研究方向。

X70管线钢CO_2湿气顶部的腐蚀行为

采用高温高压冷凝反应釜模拟CO2湿气顶部腐蚀环境,研究了X70钢在不同腐蚀时间和温差条件下的腐蚀行为。采用SEM和EDS等分析方法究了腐蚀产物膜的宏观、微观形貌和结构特征,明确了湿气条件下腐蚀产物膜与局部腐蚀之间的关系,探讨了CO2湿气顶部腐蚀机理。结果表明,在不同的腐蚀时间条件下,X70钢的局部腐蚀与腐蚀产物膜脱落位置呈对应关系;在不同温差条件下,当腐蚀产物膜达到一定厚度后,腐蚀产物膜上也可能存在温度梯度,从而导致腐蚀膜更容易发生局部脱落。

油气输送管线顶部CO_2腐蚀预测模型

为预测油气输送管线顶部CO2腐蚀风险,建立了数理模型来预测CO2顶部腐蚀速率。考虑管道顶部CO2腐蚀现象主要包含液滴冷凝过程、液滴内液相化学变化和CO2腐蚀三个主要过程,模型主要分为冷凝率预测,液滴液相化学成分计算和De Waard CO2腐蚀模型三部分。然后利用铁的质量守恒关系将这三部分进行关联,来计算最终顶部腐蚀速率预测值。利用高温高压冷凝反应釜和湿气环路试验结果对模型预测结果进行了验证。

含硫原油对X65钢管道顶部腐蚀实验研究

利用高温腐蚀试验箱,模拟输油管道的腐蚀环境,研究X65钢管道在含硫原油中的腐蚀行为。利用扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射(XRD)等分析技术,对比分析不同腐蚀时间、温度下样品腐蚀产物的组织形态与成分,研究腐蚀时间及原油温度对X65钢管的腐蚀影响规律。结果表明,随着腐蚀时间的延长,试样腐蚀速率先增大后减小,最后趋于某一定值;温度对试样腐蚀速率影响较明显,由于重力作用腐蚀产物呈下坠状附着在试样表面,腐蚀形态为全面腐蚀。在低温时腐蚀产物主要成分为铁的氧化物,在温度较高时腐蚀产物中出现Fe_2S等具有保护性的腐蚀产物。

醋酸对X70管线钢CO_2湿气顶部腐蚀行为影响

采用动电位极化曲线和电化学阻抗法研究了X70管线钢在含不同浓度醋酸(HAc)饱和CO2溶液中的电化学腐蚀行为,并用高温高压冷凝釜研究了HAc对X70钢顶部腐蚀行为的影响。结果表明,在饱和CO2条件下,X70钢一直处于活化状态,随着HAc浓度的升高,其腐蚀电位正向偏移,腐蚀电流密度增大,这与H+浓度升高,促进了阴极反应有关。此外,HAc会破坏顶部试样表面沉积性保护膜,使产物膜变得疏松易脱落,直至局部基体裸露,加剧了局部腐蚀。同时,在实验和理论的基础上建立了HAc引起点蚀的机理模型,详细阐述了HAc对点蚀坑形成与发展的影响。

延长气田X65湿气管道顶部腐蚀行为

为了研究延长气田X65湿气管道顶部腐蚀行为机理,提高管道顶部腐蚀防护效果。利用自制高温高压管式顶部腐蚀模拟试验装置,采用挂片对比试验方法,借助扫描电镜手段,研究了底部和顶部挂片腐蚀速率随时间的变化关系,腐蚀挂片表面形貌及腐蚀挂片截面形貌特点。结果表明:底部均匀腐蚀速率随时间逐渐降低,顶部均匀腐蚀速率变化不明显,均匀腐蚀速率差距较大,接近100%;底部腐蚀表面呈麻点状,各个麻点有连接成片的趋势,顶部均呈明显的局部腐蚀特征,且局部腐蚀点较底部麻点腐蚀坑直径大;底部腐蚀产物膜较厚,分布较均匀,对挂片基体起到了很好的保护作用,而顶部腐蚀产物膜较薄,且分布不均匀,顶部腐蚀周围没有腐蚀产物堆积现象,局部腐蚀发展非常迅速;顶部腐蚀多为局部腐蚀,更易威胁湿气管道的安全运行。(图5,表6,参22)

湿气管道顶部腐蚀与防护技术研究进展

湿气集输管道内腐蚀主要分为底部腐蚀和顶部腐蚀。目前对顶部腐蚀理解不够充分,一般常规缓蚀剂难以有效保护顶部,管道顶部腐蚀问题变得越来越严重,已经成为研究热点。针对管道内特定的腐蚀环境,总结湿气管道顶部腐蚀的反应机理、实验装置、预测模型、现场检测技术、缓蚀技术的研究进展。

高流速、高盐、高CO_(2)湿气条件下X60管线钢顶部的腐蚀行为

为明确X60管线钢在高流速、高含盐、高含CO_(2)湿气条件下的顶部腐蚀行为和规律,采用高速湿气环路系统对X60管线钢进行湿气顶部腐蚀模拟评价试验。通过腐蚀前后试样的失重量评估X60管线钢湿气顶部腐蚀的情况,并采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析(EDS)以及X射线衍射仪(XRD)等测试分析手段,研究了不同含水率和不同Cl-浓度对X60管线钢湿气顶部腐蚀行为的影响。结果表明:在1 MPa CO_(2)、气体流速10 m/s、Cl^(-)含量分别为130000,170150 mg/L,含水率分别为0.03%和0.05%的工况下,X60管线钢试样表面均有结晶盐粒分布,即在较长服役周期下存在结垢风险。在Cl^(-)含量为130000 mg/L时,高含水率能促进X60管线钢的腐蚀;当Cl^(-)含量增至170150 mg/L时,含水率的升高反而抑制X60管线钢的顶部腐蚀。

几种不同管道腐蚀形态及其缓蚀剂研究进展

目前管道腐蚀在石油天然气行业不断受到研究者重视,而控制管道腐蚀最直接有效的方法是添加缓蚀剂,因此在微生物腐蚀、垢下腐蚀和管道顶部腐蚀机理的基础上分析有效缓解这3种腐蚀形态的缓蚀剂,得出添加的缓蚀剂在接近临界胶束浓度(CMC)时,缓蚀效果最佳。最后,提出未来新型缓蚀剂低毒、高效、适用范围广的发展方向。