含H_(2)S天然气管道内腐蚀直接评价方法的改进

为了确定H_(2)S对天然气管道内腐蚀的影响,对NACE SP0110-2010标准提出的天然气管道内腐蚀直接评价方法(包括预评价、间接评价、直接评价、后评价四个环节)进行改进,即在该方法的间接评价环节引入了CO_(2)-H_(2)S腐蚀速率预测模型和积水概率参数,提高了推荐开挖点管道腐蚀程度的准确性。并以某含H_(2)S天然气管道为例,对改进后的评价方法进行了演示。结果表明:根据间接评价(多相流腐蚀模拟计算),极严重腐蚀出现在管道前500 m处,23%管段的积水概率为1;根据直接评价(现场开挖),5个开挖点处管道均属于极严重腐蚀,最大腐蚀速率为0.337 mm/a,与间接评价的预测结果一致;根据后评价确定了管道再评估时间间隔为1 a。改进后评价方法对预测多相流含H2S天然气管道内腐蚀高危点具有一定的借鉴意义。

CO_(2)分压对S135钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响

为了给井下油气管材的选择和腐蚀预测模型的建立提供理论依据,利用高温高压反应釜进行S135钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的腐蚀模拟试验,采用失重法、恒载荷法、X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)、三维轮廓扫描仪等手段研究了CO_(2)分压对S135钢在温度100℃、CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响及规律。结果表明,随CO_(2)分压升高,S135钢的腐蚀速率增大,屈服强度损伤加剧,CO_(2)分压为5,10,15,20 MPa时,其屈服强度(σs)损伤率分别为1.4%、3.6%、4.5%和15.9%;抗拉强度(σb)损伤率分别为1.2%、3.4%、5.2%和15.4%。S135钢在低CO_(2)分压下发生全面腐蚀,随CO_(2)分压增大发展为以全面腐蚀为主,辅以局部腐蚀。应力腐蚀裂纹在萌生阶段以局部阳极溶解作用(点蚀)为主,随CO_(2)分压增大应力腐蚀裂纹更易生长,应力腐蚀敏感性增加,加剧了基体的腐蚀进程。

油井管在CO_(2)/H_(2)S体系中的腐蚀行为研究进展

CO_(2)和H_(2)S引起的腐蚀问题备受关注。CO_(2)/H_(2)S体系是导致石油管材发生腐蚀、断裂、穿孔等失效的主要原因,高温、高压、高含Cl-的“三高”井下环境以及高含硫气藏的开发环境,进一步加剧了管材的腐蚀,严重威胁井筒的安全。本文论述了CO_(2)和H_(2)S的腐蚀机理,概括了pH值、温度、H_(2)S分压、Cl^(-)浓度等因素对油井管腐蚀规律的影响,重点分析了CO_(2)/H_(2)S的分压比对管材CO_(2)/H_(2)S腐蚀的作用机制。结果表明,CO_(2)/H_(2)S的分压比对CO_(2)/H_(2)S体系下的腐蚀起着重要作用,不同的CO_(2)/H_(2)S分压比能够改变腐蚀过程,且对CO_(2)/H_(2)S的竞争协同机制存在一定的影响,高CO_(2)/H_(2)S分压比还会引起局部腐蚀。最后,对CO_(2)/H_(2)S体系下管材的腐蚀研究进行了展望。

H_(2)S分压对Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H_(2)S-CO_(2)共存环境下H_(2)S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_(H_(2)S)下Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明:随着P_(H_(2)S)由0.001 MPa增至0.11 MPa,Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO_(2)腐蚀(P_(H_(2)S)=0.001~0.05 MPa)转变为H_(2)S腐蚀(P_(H_(2)S)=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO_(3)转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液流动产生的腐蚀介质扩散,Q245R钢的腐蚀不断加剧。

H_(2)S/CO_(2)共存体系气液相中P110钢的腐蚀行为

为了研究油套管在H_(2)S/CO_(2)共存体系高温高压环境气液相中的腐蚀行为及腐蚀机理,利用高温高压反应釜展开了油套管P110钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的动态腐蚀模拟试验。采用失重法计算了试样的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率,采用XRD、SEM/EDS、三维光学轮廓显微镜等手段研究了CO_(2)/H_(2)S共存体系中P110钢处于液相和气相中的腐蚀行为特征。结果表明:液相中P110钢的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率分别为0.0263 mm/a和0.2081 mm/a,均大于在气相环境中P110钢的均匀腐蚀速率(0.0148 mm/a)和点蚀速率(0.1569 mm/a)。液相中P110钢表面生成的腐蚀产物主要为红褐色粉状疏松的FeCO_(3),气相中P110钢表面所形成的腐蚀产物主要为FeCO_(3)和黑褐色致密均匀的FeS,FeS能抑制环境介质中CO_(2)、H_(2)S及Cl-对基体材料的进一步腐蚀。P110钢在液相和气相中发生的腐蚀主要为均匀腐蚀,局部区域有点蚀,存在局部腐蚀倾向。

H_(2)S在线监测装置研发及在锅炉水冷壁高温腐蚀防治中的应用

锅炉水冷壁高温腐蚀问题一直是影响锅炉安全运行的难题。为解决锅炉水冷壁高温腐蚀的主要媒介H_(2)S需要连续测量,但当前行业内缺乏能长期运行的H_(2)S在线监测装置问题,研发了基于可调谐二极管吸收光谱TDLAS原理测量锅炉水冷壁H_(2)S的监测装置,并使用装置在某300 MW等级电站锅炉上进行了示范应用,跟踪评估了该装置的性能。结果显示,基于TDLAS原理所研发的仪器在现场投运12个月以来保持稳定运行,装置在线监测结果显示炉内H_(2)S呈现脉冲式波动特点,H_(2)S浓度高时超过1600μL/L。监测中发现,炉内H_(2)S浓度与运行调整存在较密切的关系,在升负荷过程中,由2台磨转为3台磨运行时,前后墙23.60 m平台测点处H_(2)S浓度急剧增加,从46μL/L增至822μL/L,H_(2)S与脱硫塔入口SO_(2)没有显著的关联性。H_(2)S在线监测装置的成功研发可以实现锅炉主燃烧器区域关键参数的在线监测,并作为运行人员调整锅炉运行参数的主要依据,这对于锅炉高温腐蚀监测和锅炉数字化建设具有积极意义。

H_(2)S/CO_(2)的腐蚀机理及缓蚀体系的研究进展

在油田开采、集输、储运、油气水处理等环节,钢材的腐蚀问题普遍存在。为了将腐蚀风险降至最低,油气田常采用多种方法进行腐蚀防护,其中添加缓蚀剂的方法最为常用。本文综述了近年来在H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境下,利用缓蚀剂来抑制金属表面腐蚀的研究进展,论述了CO_(2)、H_(2)S浓度、温度、pH等主控因素对腐蚀程度的影响,对各类主流缓蚀药剂如咪唑啉类缓蚀剂、聚合物类缓蚀剂、曼尼希碱缓蚀剂和有机胺类缓蚀剂的作用效果、原理及优缺点进行了归纳总结,对药剂的研究前景和发展方向进行了展望。

X52钢在含H_(2)S水溶液中的腐蚀规律研究

本试验采用高压反应釜对X52钢在不同条件下(温度、H_(2)S浓度、NaCl浓度、介质流速)的H_(2)S腐蚀行为进行了研究,并对试样腐蚀速率和表面腐蚀产物形貌进行评价分析。试验结果表明:(1)当温度低于60℃时,腐蚀速率随着温度升高而增大;温度高于60℃时,随着温度升高腐蚀速率减小,试样表面转化为保护性好、附着力强、致密的腐蚀产物膜;(2)H_(2)S浓度的增加对腐蚀速率无明显的影响;(3)腐蚀速率随着NaCl浓度升高而下降;(4)腐蚀速率随介质流速增大而增大。

H_(2)S/CO_(2)酸性条件下储气库管道腐蚀特性实验研究

储气库井流物中常常含有CO_(2)、H_(2)S等酸性气体,致使储气库管道的腐蚀穿孔,成为影响储气库安全的重大隐患之一,甚至可能会引起气体泄漏和火灾爆炸等恶性事故。据此,本研究以实验为主要手段,开展储气库管道在H_(2)S/CO_(2)酸性条件下的腐蚀模拟与腐蚀规律分析。研究表明:(1)在CO_(2)/H_(2)S/Cl-环境中,当CO_(2)和H_(2)S的浓度比在10:1至200:1的范围内时,管线钢腐蚀特征表现为氢鼓泡,并往往伴有氢致开裂;(2)CO_(2)/H_(2)S饱和溶液造成的腐蚀形态与H_(2)S饱和溶液存在差异。CO_(2)/H_(2)S饱和溶液中腐蚀速度较快,铁素体首先发生腐蚀,珠光体中的渗碳体得到了保留;而饱和H_(2)S溶液中,材料首先在晶界处发生腐蚀,使材料出现晶粒脱落,从而影响材料强度;(3)为了有效控制腐蚀现象,采取的重要措施包括以下几项:加强对现场腐蚀的实时监测,特别是针对液体积聚区和管道弯头等敏感区域,以及高效缓蚀剂的应用。

温度对X65管线钢在含CO_(2)/H_(2)S油田模拟环境中腐蚀行为的影响

为了研究在含CO_(2)/H_(2)S环境中温度对X65管线钢腐蚀的影响,采用高温高压模拟集输管线工况环境进行腐蚀试验和电化学试验,并对X65管线钢在不同温度下的腐蚀行为进行分析。结果表明,随着温度的升高,均匀腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,温度达到80℃时,均匀腐蚀速率达到最大值,为0.4345 mm/a,此时试样表面腐蚀产物较为粗糙,生成腐蚀产物FeCO_(3)和FeS;随着温度的升高,X65管线钢腐蚀逐渐以H_(2)S腐蚀为主,腐蚀电流密度先增加后减小,与失重腐蚀试验结果相符,X65管线钢的容抗弧呈现一个时间常数且半径逐渐减小;在试验温度下试样表面都有CaCO_(3)生成,这可能与溶液中的Ca^(2+)含量高相关。

压力与油管钢CO_2/H_2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同CO2和H2S分压下油管钢N80、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;随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为3 psi时取得最大值。

宽负荷下切圆燃煤锅炉H_(2)S分布特性的数值模拟

锅炉采用空气分级燃烧降低NO_(x)排放的同时也提高了主燃区H_(2)S体积分数。炉墙壁面过高的H_(2)S体积分数是加剧水冷壁高温腐蚀的重要因素。为保障新能源并网发电,大型燃煤机组灵活调峰的需求增加,不同负荷下的水冷壁近壁面H_(2)S分布特性值得关注。通过正交试验分析了切圆燃煤锅炉运行参数对水冷壁近壁面H_(2)S体积分数分布的影响。选取一台超临界600 MW切圆燃煤锅炉建立数值模型,设计L_(16)(4^(5))正交工况,覆盖100%BMCR、75%THA,50%THA以及35%BMCR四种负荷。建立了自定义SO_(x)生成模型以确定燃料硫的析出和转化路径,模型包含多表面反应子模型以描述焦炭与O_(2)/CO_(2)/H_(2)O等3种气体的异相反应,并确定焦炭气化反应消耗量占总消耗量的比例,进而对炉膛H_(2)S空间分布进行了模拟计算。研究表明,近壁面高体积分数H_(2)S区域主要位于投运燃烧器层中最下层燃烧器以下以及最上层燃烧器以上至SOFA层之间,烟气切圆沿炉膛高度增加逐渐增大是造成后一区域H_(2)S体积分数较高的重要原因。35%BMCR负荷下水冷壁重点区域的H_(2)S平均体积分数为364μL/L,明显低于其他负荷。锅炉运行参数对重点区域H_(2)S体积分数影响程度的排序为:锅炉负荷>一次风率>主燃区空气过量系数>假想切圆直径>燃烧器竖直摆角。

注CO_(2)井管柱腐蚀速率预测

利用CO_(2)驱油提高低渗、高含水油田原油采收率已经发展成为双碳背景下应对气候变化的重要技术。但是注CO_(2)井管柱频繁发生腐蚀失效的问题,研究管柱在CO_(2)环境下的腐蚀机理,预测管柱腐蚀速率是腐蚀防护是保障安全生产的重要途经。为此本文开展了注CO_(2)井管柱腐蚀的电化学分析,考虑了压力、温度、pH值、含水率、离子浓度等因素在管柱腐蚀失效中关联关系,优化了CO_(2)腐蚀环境下P110油管的腐蚀速率预测模型,对实例井油管柱腐蚀速率完成预测,并对比油田现场实测值。结果表明:在注CO_(2)过程中,1500m以上井段腐蚀程度较小,腐蚀主要发生在1300~1700m井段,温度为70℃左右腐蚀做严重,腐蚀速率可达0.3mm/a。腐蚀速率受含水率、井筒温度影响较大,腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。

H_2S,CO_2酸性环境中110ksi钢P110,C110套管的应力腐蚀速率

110 ksi钢级C110,P110套管在酸性油气田环境服役过程中受到应力和腐蚀的双重作用,其腐蚀速率与静态的结果不同。如何利用室内试验结果为现场选材提供依据,目前研究尚不充分。采用挂片法、高温高压恒载荷应力腐蚀试验装置和高温高压三点弯曲应力腐蚀试验装置测试了60℃,10MPa,10%(体积分数,下同)H_2S,20%CO_2酸性环境中,P110,C110套管钢分别在自由状态、拉应力以及剪应力状态下的腐蚀速率。结果表明:在酸性环境中,套管钢承受应力作用时会发生应变老化,腐蚀速率显著增大;腐蚀作用在缺口敏感和应力集中部位尤为明显,这些特殊结构部位将形成微裂纹并持续扩展,造成套管钢力学性能和使用寿命降低。本方法适合受应力和腐蚀双重作用下管材腐蚀速率的测试。

基于人工神经网络的CO_2/H_2S腐蚀速率预测模型

探索对油气管线CO2/H2S腐蚀速率的预测,应用LabVIEW软件中的MATLAB Script节点,通过Lab-VIEW与MATLAB混合编程构建了虚拟仪器程序,建立了油气管线腐蚀速率预测的BP神经网络模型。数值仿真试验结果表明,建立的模型稳定性好,预测精度高,使用效果良好。

抗硫碳钢在高温高压CO_2/H_2S条件下腐蚀速率的研究

为了研究温度对高抗硫碳钢在高温、高压、CO2/H2S条件下腐蚀速率的影响,采用高温高压釜及电化学测试装置,辅以失重法、电化学试验法和扫描电镜分析,考察了不同温度下高抗硫碳钢的腐蚀速率和腐蚀形貌。结果表明:随温度的升高,稳定后失重腐蚀速率呈下降趋势,而电偶腐蚀随CO2和H2S的交替通入呈现先增大后降低的规律;随pH值增加,腐蚀速率明显呈现下降趋势,但在80℃却出现了一个峰值;随温度升高,表面膜变得紧密,到120℃时表面膜变得致密,晶粒变细,以无序状堆积。

MOFs负载ACF吸附剂的制备及H_(2)S脱除特性

将活性炭纤维(ACF)负载到金属有机框架材料MOF-199上,在水热条件下制备了MOF-199@ACF吸附剂,利用固定床反应装置评价其脱H_(2)S性能;采用氮气吸/脱附、XRD、EDS、SEM、XPS表征和分析了MOF-199@ACF的物相组成;考察了ACF负载量、吸附温度、相对湿度对MOF-199@ACF脱除H_(2)S性能的影响,探究了MOF-199@ACF在H_(2)S脱除中可能的反应机理。结果表明,与MOF-199相比,ACF负载量(质量分数)为1%的吸附剂MOF-199@1%ACF的H_(2)S出现时间从180 min延后至405 min,穿透硫容从7.2 mg/g提升至14.5 mg/g;ACF负载量为1%不会干扰MOF-199结晶形成的稳定结构,ACF参与配位使MOF-199@1%ACF表面粗糙化,导致更多的吸附位点暴露,增加了比表面积(从MOF-199的1108.6 m^(2)/g增至1978.3 m^(2)/g);MOF-199@1%ACF是以化学吸附的活化吸附为主,升高温度(30~70℃)有利于加快吸附速率;适量水气(相对湿度10%)有助于性能提升(穿透硫容14.8 mg/g)。

高含CO_(2)低含H2S条件下温度对P110碳钢腐蚀规律的影响

为了明确高含CO_(2)及少量H2S条件下,温度变化对石油管材P110钢腐蚀速率的影响,利用高温高压硫化氢反应釜开展了腐蚀模拟试验,利用失重法记录腐蚀速率。应用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)和激光共聚焦显微镜等,研究并分析了P110钢表面的腐蚀形貌和产物。结果表明:在1 MPa CO_(2)分压、20 kPa H2S分压和流速1 m/s条件下,P110钢管材均匀腐蚀速率随温度升高先增大后减小,在100℃附近达到峰值。当温度超过80℃时,P110钢表面腐蚀形态由全面腐蚀转变为局部腐蚀。随着温度的升高,P110钢表面腐蚀产物由富铁结构转变为富硫结构,致密的陨硫铁矿和磁黄铁矿阻碍腐蚀反应的离子扩散。此外,在60~100℃,温度升高会同时促进阴极反应和阳极反应,导致P110钢自腐蚀电流密度增加,腐蚀速率提高,而当温度继续由100℃升高至120℃时,P110钢自腐蚀电流密度减小,腐蚀过程逐渐受到抑制。

基于遗传算法优化BP神经网络预测CO_2/H_2S环境中套管钢的腐蚀速率

基于CO_2/H_2S共存腐蚀环境的复杂性、危险性,以及两者协同与竞争效应的不确定等原因,套管钢在CO_2/H_2S共存腐蚀环境中腐蚀速率测试存在试验时间长、误差较大且存在不安全隐患等缺陷,现有的单一腐蚀速率预测模型不能满足这方面的研究。利用建立的遗传算法优化BP神经网络模型分别对不同温度、不同CO_2分压和不同H_2S分压条件下套管钢的腐蚀速率进行预测。与单纯的BP神经网络模型预测相比,遗传算法优化BP神经网络训练收敛速率有所增加,预测效果得到改善;遗传算法优化BP神经网络预测值与实测值吻合较好,此预测模型可靠性很强;该方法为我国高酸性气田开发中快速获取腐蚀速率数值提供了一条新的思路。

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。