元坝长兴组完井管材腐蚀评价及优选

川东北元坝气田恶劣的腐蚀环境给完井材料的选择带来了极大困难。本文介绍了10种镍基合金(国产、进口、4c类及4d类)在H2S/CO2/S气田环境中的抗SCC、失重腐蚀性能。研究结果表明国产镍基合金与进口产品相比具有同样良好的抗腐蚀性能,其中国产G3材质能够满足元坝160℃的抗腐蚀性能要求,即使在10g/L元素硫条件下也未发生严重的局部腐蚀。而4c类材质在3g/L元素硫条件下未发生严重的局部腐蚀,但在10g/L元素硫条件下腐蚀严重。基于以上研究成果,借鉴类似气藏的选材经验,国产4c类和4d类材质分别在元坝103H井油层套管和油管中得到应用。     

加氢裂化装置管道腐蚀类型及材料的选用

介绍了加氢裂化装置中的主要腐蚀类型：高温氢损伤、高温H2＋H2S、高温硫腐蚀、湿H2S腐蚀、环烷酸腐蚀、NH4Cl及NH2HS腐蚀、连多硫酸腐蚀、胺应力腐蚀开裂以及装置中主要发生腐蚀的部位;分析了各种腐蚀发生的机理,提出了各腐蚀环境下管道材料的选用原则。     

典型离子对碳钢CO_2腐蚀的影响

为了考察油气田生产液中典型离子对CO_2环境下管道腐蚀行为的影响,采用腐蚀模拟实验,结合极化测试、交流阻抗谱测试等电化学方法及p H值分析方法,研究了Cl~-、SO_4~(2-)、Ca~(2+)、HCO_3~-和CO_2共存环境下碳钢(N80钢)的腐蚀行为。研究结果表明:(1) Cl~-、SO_4~(2-)对N80钢的腐蚀作用基本相同,Ca~(2+)、HCO_3~-均能在一定程度上抑制N80钢的腐蚀,HCO_3~-对腐蚀的抑制作 用明显优于Ca~(2+);(2)加入Cl~-和Ca~(2+)后溶液p H值的变化可以忽略,加入SO_4~(2-)和HCO_3~-后溶液p H值升高;(3) Ca~(2+)参与到腐蚀产物膜的生成,导致腐蚀产物膜孔隙率降低,因而在该介质环境下材料腐蚀速率低,感抗弧缩小;(4) HCO_3~-的存在升高了溶液p H值,降低了溶液的腐蚀性,同时也增大了CO_3~(2-)的离子浓度,促进了Fe CO_3的沉积,使腐蚀产物膜更加致密和完整,导致HCO_3~-溶液中测得的感抗弧消失,材料的腐蚀速率显著降低。结论认为,该研究成果可以为石油化工行业的防腐工作提供理论及技术支持。     

液化石油气储罐的H2S应力腐蚀

用16MnR钢制造的液化石油气储罐在湿H2S环境中,易发生应力腐蚀开裂.严格控制材料质量、焊后进行热处理使焊缝及热影响区的硬度低于HB200(碳钢和低合金钢),降低介质中H2S的浓度(＜10mg/L)以及定期对储罐进行检查,是防止H2S应力腐蚀开裂的有效办法.     

LPG球罐腐蚀开裂失效分析

由于选材不当,或制造、安装不规范以及H2S应力腐蚀,致使不少液化石油气储罐(包括球罐和卧式容器)壳体焊缝及其附近产生了裂纹,有的甚至因此酿成了着火、爆炸等重大事故。因此,在这类压力容器设计、建造、使用、管理中,一定要按规范要求办事。选择低裂纹敏感性材料、安装施工中确保焊接质量、认真做好整体消除应力热处理等是至关重要的,同时设法降低液化石油气中的H2S含量也是防止硫化氢应力腐蚀的重要措施。     

耐H_2S腐蚀的稀土合金钢(09Cr2AlMoRE)

在原抗H2 S应力腐蚀专用钢 12Cr2AlMoV的基础上进行元素优化 ,用稀土 (RE)元素代替钒 (V) ,同时降低C、S、P的含量 ,制得的稀土合金钢 0 9Cr2AlMoRE的冲击韧性、焊接性能和耐腐蚀性能明显优于12Cr2AlMoV ,经 72 0小时H2 S恒载应力腐蚀试验 ,0 9Cr2AlMoRE基体及焊缝的恒负荷拉伸应力腐蚀试验临界拉伸断裂应力σth分别为 0 .75σs 和 0 .70σs,远高于美国腐蚀工程师协会NACEMRO175 - 97中规定的σth≥ 0 .45σs的要求 ,适合在H2 S腐蚀环境中应用     

耐H2S腐蚀的稀土合金钢（09Cr2AlMoRE）

在原抗H2S应力腐蚀专用钢12Cr2AlMoV的基础上进行元素优化,用稀土(RE)元素代替钒(Ⅴ),同时降低C、S、P的含量,制得的稀土合金钢09Cr2AlMoRE的冲击韧性、焊接性能和耐腐蚀性能明显优于12Cr2AlMoV,经720小时H2S恒载应力腐蚀试验,09Cr2AlMoRE基体及焊缝的恒负荷拉伸应力腐蚀试验临界拉伸断裂应力σth分别为0.75σs和0.70σs,远高于美国腐蚀工程师协会MCE MRO175-97中规定的σth≥0.45σ3的要求,适合在H2S腐蚀环境中应用.     

高压油气井口耐H2S和CO2腐蚀阀门材料性能研究

对高压油井口用材料1Cr13进行两次回火的热处理,使其既具有抗SSCC的显微组织,又有较高的强度.采用NACETM0177-1996标准中的恒载荷拉伸试验法来评价其抗H2S应力腐蚀的可靠性.试验结果和断口电镜扫描揭示了材料1Crl3具有良好的抗H2S应力腐蚀的性能,其应力腐蚀的损伤过程就是材料由塑性向脆性的转变过程.     

C90级耐腐蚀HFW套管性能试验研究

从强韧性、显微组织、残余应力、沟槽腐蚀性能、抗氢致开裂性能、抗H2S应力腐蚀性能等方面,分析研究了采用"HFW高频焊接+热张力减径+全管体调质热处理"工艺开发的C90级耐腐蚀HFW套管产品的性能。结果表明,采用该工艺生产的C90级耐腐蚀套管屈服强度、拉伸强度均满足API 5CT标准对C90套管的要求,母材和焊缝的横向冲击功均大于100 J,且冲击功差异不大,残余应力小于80 MPa,并且对焊缝沟槽腐蚀和氢致开裂腐蚀均不敏感;在加载80%和85%名义屈服强度应力下,H2S应力腐蚀720 h后试样不开裂,说明该工艺生产的C90级耐腐蚀HFW套管具有良好的综合力学性能和抗H2S腐蚀性能。     

H2S分压对镍基合金G3应力腐蚀开裂的影响

针对高含H2S和CO2油气田开发过程中油井套管腐蚀严重的问题,探讨了镍基合金在H2S-CO2-Cl^-环境中的腐蚀机理。采用慢应变速率拉伸试验法(SSRT)研究了G3镍基合金在高含H2S-CO2-Cl^-环境中的腐蚀情况,特别是H2S分压对应力腐蚀开裂(SCC)的影响。     

燃料气压缩机水冷器管束失效分析

惠州炼化燃料气回收装置压缩机水冷管束发生穿孔失效现象,采用宏观观察,扫描电子显微镜,能谱等失效分析方法研究了压缩机水冷器管束发生失效的原因.分析结果表明在腐蚀坑边缘及腐蚀坑底的Cr元素质量分数分别为10.09％,12.13％,低于国标材质成分要求的Cr元素质量分数17％的最低标准,使管束材料存在缺陷,导致了管束在HCN,CO2,H2S和H2O腐蚀环境中发生了电化学腐蚀,并在管束腐蚀严重部位发生穿孔.     

催化装置分馏系统的主要腐蚀形式与防护

催化装置分馏系统的主要腐蚀形式有高温硫腐蚀、环烷酸腐蚀、H2S-H2O应力腐蚀和铵盐腐蚀。高温硫腐蚀和环烷酸腐蚀为化学腐蚀,主要腐蚀形态为均匀腐蚀、冲蚀、坑蚀和点蚀。H2S-H2O应力腐蚀和铵盐腐蚀为电化学腐蚀,主要腐蚀形态为硫化物应力腐蚀开裂和点蚀。文章提出了材料升级、金属表面处理和调整装置工艺操作等防护措施。     

天然气压力容器腐蚀原因分析及防范措施

1．天然气压力容器腐蚀的原因 天然气压力容器腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀由内部介质所导致，是目前的研究难点和重点。内腐蚀有三个显著特点：①气、水、烃固共存的多相流腐蚀介质；②高温或高压环境；③H2S、CO2、O2、Cl^-和水分是主要的腐蚀物质，其中H2S、CO2、O2是腐蚀剂，水是载体，Cl^-是催化剂。在三种腐蚀剂中H2S和CO2的腐蚀是氢去极化腐蚀，H2S腐蚀类型除电化学腐蚀外，其最具危害的还是固体力学化学腐蚀，即硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂等，H2S可以导致五种开裂损伤：硫化物应力腐蚀开裂（SSC）；氢鼓泡（HB）；氢致开裂（HIC）；应力导向氢致开裂（SOHIC）.     

脚阀在酸溶液中腐蚀寿命研究

研究了阀门常用材料AISI304和1Cr18Ni9Ti在HNO3、H2SO4、H3PO4和HCl溶液中的腐蚀特征,得出了2种不锈钢在酸溶液中的腐蚀速率和不锈钢脚阀在酸溶液中的腐蚀寿命,分析了不锈钢脚阀腐蚀的原因,提出了延长脚阀使用寿命应该采取的措施。     

常见的腐蚀类型介绍（二）

7　磨损腐蚀( 1 )冲击腐蚀 :冲击腐蚀是磨损腐蚀的主要形态。冲击腐蚀多发生在流体改变方向的部位 ,如弯头、三通、旋风分离器、容器内以及入口管相对的部位。防止冲击腐蚀可以选用耐磨损较好的材料 ,如2 0号合金优于 1 8/8不锈钢 ,90Cu/1 0Ni优于 70Cu/Ni(海水中 ) ,也可改进设计、改变环境、或用涂层和阴极保护等。( 2 )空泡腐蚀 :空泡腐蚀简称空蚀或气蚀 ,是磨损腐蚀的一种特殊形态。泵叶轮和水力透平机等常产生空蚀。防止空蚀可改进设计 ,以减少流程中流体动压差 ,也可选用较耐空蚀的材料或精磨表面。用弹性保护层 (塑料或橡胶 )或阴…     

N08825镍基合金复合管件加工技术及耐蚀性研究

为了避免高H2S/CO2油气田用管道的电化学腐蚀损伤和应力腐蚀开裂问题,以某天然气净化厂原料气管线拟使用的N08825镍基合金复合管为例,研究了其加工技术及耐蚀性能。研究结果显示,N08825镍基合金复合管力学性能及SCC性能均满足中石化普光气田净化厂原料气管线安全隐患治理工程SEI《焊制复合钢管、管件规格书》要求。结果表明,通过控制大直径镍基合金管件加工工艺并在复合管内表面涂刷防护剂,可确保复合管件成型质量及高H2S/CO2环境下的抗应力腐蚀开裂性能。     

H2S/CO2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H2 S/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.     

硫化氢腐蚀介质条件下压力容器的设计

压力容器在湿硫化氢环境中的应力腐蚀开裂是一种发生频率较高,后果较为严重的破坏现象,特别是近年来石油炼制业原料油中硫元素含量越来越高,使得湿硫化氢环境引起的应力腐蚀问题日益突出。湿硫化氢应力腐蚀的影响因素包括材料因素、环境因素、应力因素,以及压力容器处在此介质条件下设计要求。     

加氢精制装置汽提塔腐蚀开裂原因分析

中国石油化工股份有限公司广州分公司加氢精制(二)装置汽提塔塔体上半部分设计采用1Cr18Ni9Ti。在制造过程中,上封头与筒体连接的直边残留较大的应力,而且热影响区的晶界有(CrFe)23C6碳化物析出,出现贫铬现象。由于腐蚀介质H2S含量增加、腐蚀环境进一步恶化,从而导致了该部位出现大量的以沿晶开裂为主的应力腐蚀开裂。     

集输管线用X52级抗硫化氢腐蚀焊管的研制

通过解剖分析国外抗H_2S腐蚀焊管的理化性能和抗腐蚀性能,提出了X52级抗H_2S腐蚀螺旋焊管及其卷板的性能要求。通过大量的试验研究,提出了与之匹配的成型工艺、焊接工艺及焊接材料,试制并批量生产出满足ISO 3183-3：1999标准及用户集输管线附加技术要求的抗酸性介质的螺旋埋弧焊管。