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。

环境因素对BT80S-5Cr抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀套管均匀腐蚀速率的影响

通过模拟国内某油田腐蚀工况,采用高温高压釜模拟腐蚀试验,利用失重法研究试验周期、温度、CO_(2)及H2S分压环境因素对BT80S-5Cr油套管均匀腐蚀速率的影响。研究表明,随着试验周期的延长,试验钢均匀腐蚀速率逐渐降低,且降幅趋于平缓,试验周期360 h是BT80S-5Cr在该油气田模拟工况下衡量耐蚀性能的最佳试验周期;随着试验温度的提高,试验钢均匀腐蚀速率逐渐增加,试验温度100℃的试验钢的均匀腐蚀速率是试验温度40℃时的均匀腐蚀速率的1.67倍;随着CO_(2)分压的提高,试验钢均匀腐蚀速率逐渐增加,CO_(2)分压1.0 MPa的试验钢均匀腐蚀速率是不含CO_(2)时的均匀腐蚀速率的10倍;随着H2S分压的提高,试验钢均匀腐蚀速率逐渐降低,微量H_(2)S气体的引入对试验钢电化学腐蚀行为有一定的抑制作用。

湿气环境中CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)密排面上吸附与点蚀机理研究

目的从微观尺度探究CO_(2)-H_(2)S(CO_(2)和H_(2)S共存)在湿气管道顶部的吸附特性,进而揭示点蚀机理。方法基于密度泛函理论的第一性原理,利用Materials Studio构建CO_(2)、H_(2)S和CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)密排面的吸附模型,对CO_(2)、H_(2)S和CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)面的吸附能、局域态密度、分波态密度和差分电荷密度进行仿真;利用高温高压釜模拟CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)腐蚀环境,分析L360钢在湿气环境中的腐蚀行为;最后,揭示含Cl^(-)湿气管道顶部CO_(2)-H_(2)S吸附机制与点蚀机理。结果CO_(2)、H_(2)S、CO_(2)-H_(2)S及CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)在最稳定位置时的吸附能分别为-4.065、-3.961、-8.538、-12.775e V,表明相较于CO_(2)与H_(2)S单独吸附,CO_(2)-H_(2)S在α-Fe(110)面的吸附能更负,Cl^(-)会进一步降低CO_(2)-H_(2)S的吸附能;且CO_(2)在与H_(2)S竞争环境电子中占优势;Cl^(-)会使CO_(2)-H_(2)S的局域态密度峰值降低,转移趋势为失去电子,基体和腐蚀介质的电子向着低能级跃迁释放出更多能量,进而加强了Fe与CO_(2)-H_(2)S间的化学键强度;Cl^(-)的2p轨道与Fe的3d轨道在-6.8 eV和-5.7 eV发生重叠,Cl^(-)被吸附到Fe表面并与Fe形成化学键生成氯化物,进而改变腐蚀产物膜的组分与结构,削弱产物膜的致密性和稳定性,减弱腐蚀阻抗力。在含Cl^(-)湿气的CO_(2)-H_(2)S环境中,液相中的Cl^(-)浓度升高,使L360钢的气相平均腐蚀速率逐渐增大,最高达2.935mm/a,点蚀越发严重。结论CO_(2)与H_(2)S在α-Fe(110)面吸附存在一定的协同和竞争作用,协同促进金属的腐蚀,FeCO3会优先沉积成膜,但H_(2)S会抑制FeCO3的生长,腐蚀产物以FeS为主;Cl^(-)会增强CO_(2)-H_(2)S与α-Fe(110)面间的作用力,弱化腐蚀产物膜层的保护性,进一步加速金属腐蚀、尤其是点蚀。

新标09CrCuSb耐酸钢的耐50%H_(2)SO_(4)腐蚀性能

通过电化学测试和全浸腐蚀试验,研究了不同温度(25,50,60,70℃)条件下新标09CrCuSb耐酸钢在50%H_(2)SO_(4)溶液中的腐蚀行为。结果表明:随着温度从25℃升至70℃,新标09CrCuSb钢的腐蚀速率整体呈现增大趋势,在70℃时,腐蚀速率达到最高,为2.70 g/(m^(2)·h),这与随温度升高,腐蚀产物中具有保护性作用的Fe_(3)O_(4)含量减少,无保护作用的FeSO_(4)·H_(2)O含量增加以及锈层中微孔变化有关。另外,由于新标调整了09CrCuSb钢中Cu、Mo、Sn、Sb、W等元素的含量,与旧标09CrCuSb钢相比,阳极维钝电流密度J维钝降低,同等温度条件下,新标09CrCuSb钢的耐蚀性得到较大改善。

塔河油田H_(2)S-CO_(2)-O_(2)共存体系下伴生气管道选材和内涂层评价

研究伴生气管道常用3种管材在H_(2)S-CO_(2)-O_(2)3种气体共存体系下的腐蚀行为,可为塔河油田伴生气管道的腐蚀防控提供指导依据。基于塔河油田典型腐蚀工况,以20钢、L245NS钢和3Cr钢为研究对象,利用高温高压釜试验对3种钢材典型H_(2)S-CO_(2)-O_(2)共存工况下的腐蚀速率和腐蚀产物进行研究,得到20钢腐蚀速率最大,L245NS钢腐蚀速率次之,3Cr钢腐蚀速率最小,3种管材的腐蚀产物主要是Fe、FeS、FeCO_(3)和Fe_(2)O_(3)。对塔河油田4种典型内防腐涂层进行腐蚀前后增重法和附着力测试研究涂层的耐蚀行为,涂层2的抗腐蚀性能和附着力效果最好。考虑性价比,最后选用“L245NS+涂层2”作为塔河油田伴生气管线的防腐措施。

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。

基于炉膛水冷壁H_(2)S气氛场实时测量的锅炉运行监测与优化研究

为揭示锅炉水冷壁H_(2)S在不同负荷时的浓度分布、H_(2)S与炉膛组分CO和SO_(2)的关系、结焦区域H_(2)S分布情况以及运行调整对H_(2)S和NO_(x)的影响情况,指导锅炉运行,在某300 MW等级电站锅炉上安装了水冷壁气氛在线监测装置,系统研究了炉内近壁面H_(2)S、CO等还原性组分的生成规律及运行调整对炉内氛围的影响。结果表明:(1)在高负荷时炉内H_(2)S、CO整体浓度较高,并且负荷越高,腐蚀倾向越严重。(2)负荷在由高向低下降的过程中,存在一临界负荷(40%BMCR),当降至此临界负荷时,壁面气氛由还原性气氛开始转化为氧化性气氛。该炉易发生高温腐蚀的负荷范围为60%~100%。(3)总体上壁面H_(2)S与CO表现出正相关性,而H_(2)S与SO_(2)呈负相关性,但同时壁面各组分间又呈现出一定的独立性。(4)结焦区域H_(2)S平均浓度比非结焦区域高出537×10^(-6)(体积分数,下同),这与结焦区域水冷壁相较于非结焦区域水冷壁腐蚀更严重的现象一致。(5)关闭燃尽风投运层数、增加运行氧量,可以显著降低H_(2)S浓度,最高降幅可达91.4%,但H_(2)S浓度降低会引起NO_(x)增加,关一层燃尽风,NO_(x)平均上涨109 mg/m^(3)。建议在实际运行中,需要平衡好这对矛盾。

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。

ZnFe-LDHs型固井水泥H_(2)S防腐剂制备及性能评价

我国高酸性油气田资源丰富,但在开发过程中固井水泥石将长期受到H_(2)S等酸性介质的侵蚀,严重威胁到油气井的施工和安全生产。针对此问题,采用水热共沉淀法制备了ZnFe-LDHs型H_(2)S防腐剂,并将掺有优选出的ZnFe-LDHs的水泥石置于5%浓度的Na_(2)S溶液中分别在常温及60℃下浸泡1、3、7、14、28 d,通过抗压强度测试、XRD、SEM等表征手段,分析ZnFe-LDHs对水泥石的防H_(2)S腐蚀能力和作用机理。结果表明,晶化温度为90℃下制备的Zn/Fe物质的量的比为(1~4)∶1的ZnFe-LDHs性能较好,均可提高水泥石的抗压强度,且强度随着Zn/Fe物质的量的比增加而增大,即掺加了Zn/Fe物质的量的比为4∶1的ZnFe-LDHs水泥石的作用效果最为明显,其强度增长了10.11%,而经Na2S溶液浸泡后,其早期强度降低,浸泡7 d时其强度相比于浸泡前在常温及60℃下分别增长了8.73%、4.96%,7 d后强度基本趋于稳定,这是由于ZnFe-LDHs能促进水化反应,并在浸泡后期与Na2S反应生成ZnS,提高水泥石的致密性,从而有效防止H_(2)S对水泥石的腐蚀。

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/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。

三嗪基Gemini表面活性剂在0.5 mol/L H_(2)SO_(4)中对45#碳钢的缓蚀性能研究

以三聚氯氰、正己胺/正辛胺/十二胺、乙二胺、N,N-二甲基-1,3-丙二胺、溴乙烷为原料,合成了3种不同疏水链长度的三嗪基Gemini表面活性剂C_(m)-2-C_(m)(m=6,8,12),并通过傅里叶红外变换光谱(FT-IR)、核磁共振氢谱(^(1)H NMR)、高分辨质谱(ESI-MS)对其结构进行了表征。采用表面张力法研究合成的3种不同疏水链长的三嗪基Gemini表面活性剂(C_(6)-2-C_(6),C_(8)-2-C_(8)和C_(12)-2-C_(12))的表面活性;采用静态失重法、电化学阻抗、动电位极化和量子化学方法研究其在0.5 mol/L H_(2)SO_(4)溶液中对45^(#)碳钢的缓蚀性能。结果表明,随着疏水链碳数从6增加到12,3种三嗪基Gemini表面活性剂的临界胶束浓度(C_(m)c)从0.059 mmol/L降低到0.013 mmol/L,pc_(20)值从1.23增加到1.89;电化学阻抗结果表明,同一浓度下,缓蚀率随疏水链亚甲基数目的增加而增加,在0.5 mol/L H_(2)SO_(4)溶液中,对碳钢均有较好的缓蚀性能,当C_(12)-2-C_(12)浓度为0.2 mmol/L时,其对45^(#)碳钢的缓蚀率可达95.03%;动电位极化结果表明,3种表面活性剂都是以抑制阴极为主的混合型缓蚀剂。量子化学计算结果表明3种三嗪基Gemini表面活性剂可以有效地吸附在碳钢表面。

碳钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系下油田采出水中的腐蚀行为研究

CO_(2)、H_(2)S和高矿化度是油田采出水中3种常见的腐蚀因素,当3种腐蚀因素同时存在时,腐蚀行为远比CO_(2)、H_(2)S和高矿化度单独作用时复杂。利用反应釜模拟高矿化度采出水同时存在CO_(2)和H_(2)S的实际工况,研究了CO_(2)分压分别为0.15,0.75,1.5 MPa,H_(2)S分压为0.00015 MPa,温度为50,60,70℃条件下,20G、L245N和L360Q三种碳钢的腐蚀行为。结果表明,3种碳钢在CO_(2)/H_(2)S共存的油田高矿化度采出水体系中均腐蚀严重,在液相中比在气相中腐蚀更为严重,最大腐蚀速率达到3.4 mm/a,随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率整体呈现波动性下降的趋势;随实验温度的提高其腐蚀速率呈总体增大趋势;在3种分压条件下,腐蚀速率随CO_(2)分压增加先增大后减小,在分压0.75 MPa时腐蚀速率最大;3种材质腐蚀速率大小顺序为L245N>L360Q>20G,则耐蚀顺序为20G>L360Q>L245N。

H_(2)S分压对SA387M Gr.11CL2(H)炼化管道用钢腐蚀行为的影响

为了探究H_(2)S分压对SA387M Gr.11CL2(H)炼化管道用钢腐蚀行为的影响,采用高压釜进行试验,通过SEM,EDS,XRD和EPMA分析了SA387M Gr.11CL2(H)钢腐蚀产物的形貌、成分和物相。结果表明,随着H_(2)S分压(PH_(2)S)的增加,SA387M Gr.11CL2(H)钢的腐蚀减薄量增大。PH_(2)S≤0.5 MPa时,以全面腐蚀为主;PH_(2)S=1.0 MPa时,钢发生全面腐蚀伴随局部腐蚀,应力促进了局部腐蚀。SA387M Gr.11CL2(H)钢耐硫化物应力腐蚀性能良好。PH_(2)S≤0.5 MPa时,腐蚀产物膜中Cr的化合物和具有保护性的硫铁化合物发挥协同作用,有效阻止介质中Cl-的侵入;PH_(2)S=1.0 MPa时,腐蚀产物膜中Cr的化合物含量少,生成的硫铁化合物不具有保护性。H_(2)S分压影响了腐蚀产物膜的生成;Cr的化合物和硫铁化合物的组成和结构的变化,是导致SA387M Gr.11CL2(H)钢发生全面腐蚀和局部腐蚀的主要原因。

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。

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。

双相不锈钢在油田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、缝隙腐蚀和模拟介质的全面腐蚀试验,系统地研究了压力容器用双相不锈钢材料在油气田高含H_2S-CO_2-Cl^-环境下的腐蚀特性,分析了在这种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。

Q235钢在H_(2)S-CO_(2)环境下的电化学腐蚀行为

采用交流阻抗、动电位极化曲线技术对Q235钢进行电化学测试,并利用金相显微镜观察表面腐蚀形貌。研究了在H_(2)S-CO_(2)体系中,不同H_(2)S/CO_(2)比例对Q235钢电化学腐蚀行为的影响,并对其腐蚀机理进行探究。结果表明,在H_(2)S-CO_(2)体系中,CO_(2)对于H_(2)S的腐蚀有一定程度的抑制作用,H_(2)S则会加速CO_(2)对于Q235钢的腐蚀。当H_(2)S/CO_(2)为2∶1时,Q235钢的腐蚀速率最大。

H_2S-CO_2-Cl^-共存体系下的腐蚀状况

塔河油田具有CO_2,H_2S和高矿化度水共存特征,腐蚀性介质复杂。在油气水的采、储、输各生产环节中,金属管道容器的内腐蚀穿孔均有发生,并随着含水量上升,腐蚀日趋严重,已成为阻碍油气田持续发展的突出矛盾。文章针对塔河油田H_2S-CO_2-Cl^-共存体系环境,对腐蚀原因、防腐蚀措施进行了浅析。