H2S介质中常用钢材焊接处腐蚀的研究

着重研究在H2S介质中316L、16MnR、20^#钢三种常用材质焊接部位的应力腐蚀及应力腐蚀过程中的电化学行为。通过应力腐蚀试验方法,对上述三种材质在H。s介质中的应力腐蚀开裂的敏感性进行评定,同时测定其在H2S介质中发生的电位变化。为选用适于H2S介质的抗应力腐蚀容器材质提供依据,也为采用电化学方法提高H2S介质中材质的抗应力、腐蚀性能提供依据。     

温度对80SS油管钢腐蚀行为的影响

模拟含H2S/CO2高温高压井下腐蚀环境,研究温度对80SS油管钢腐蚀行为的影响.结果表明:随着温度升高,80SS油管钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在100℃时腐蚀速率达到最大(6.13 mm/a);150℃时腐蚀速率下降到4.14mm/a.随着温度升高,材料表面形成的腐蚀产物膜由致密、覆盖均匀逐渐变得颗粒粗大且疏松,当温度超过100℃时,腐蚀产物膜又变得颗粒较小且致密;膜的厚度也呈现先增加后减小的趋势;80SS油管钢的腐蚀形态为均匀腐蚀;在温度低于100℃时腐蚀产物膜主要由FeCO3和FeS0.9组成;高温(150℃)时,腐蚀中夹杂了Fe的氧化,产物膜主要由FeO(OH)、FeCO3和FeS0.9组成.     

化工机械设备湿H_2S介质应力腐蚀研究

本文确定PH值对16MnR和08Cr2AlMo等材料H2S介质应力腐蚀破裂的作用,比较16MnR和08Cr2AlMo等材料抗H2S介质应力腐蚀的性能,并提出了机械设备H2S介质应力腐蚀的防护对策。     

浅谈油气井腐蚀及其防腐保护分析

目前天然气中含有H_2S、CO_2、水等腐蚀性介质,井下油管会发生严重的腐蚀破坏。在研究区的气井进行生产开发时,由于产出来的天然气中有腐蚀介质,这些介质能够使气井油管发生很严重的腐蚀,从而破坏油管影响生产。针对目前的研究区的腐蚀情况,对气井产生的腐蚀因素进行分析,经过生产过程和实验室研究,加注适量的缓蚀剂是最有效最省开支的防腐材料。     

16MnR钢在含H2S介质中慢拉伸应力腐蚀试验研究

通过慢拉伸应力腐蚀试验,研究了16MnR钢在含H2S介质中的应力腐蚀行为,采用均匀设计方法分析了H2S含量、C-含量、温度和pH值等参量对16MnR钢应力腐蚀敏感指数的影响,并对试件微观断口形貌进行了扫描电镜分析.     

16MnR钢在含H2S介质中慢拉伸应力腐蚀试验研究

通过慢拉伸应力腐蚀试验 ,研究了 1 6MnR钢在含H2 S介质中的应力腐蚀行为 ,采用均匀设计方法分析了H2 S含量、Cl- 含量、温度和pH值等参量对 1 6MnR钢应力腐蚀敏感指数的影响 ,并对试件微观断口形貌进行了扫描电镜分析     

80S钢在低含硫气井产出液中电化学耐蚀行为研究

研究了80S钢在低含硫气井产出液中的电化学耐蚀行为,利用动电位极化、电化学阻抗谱等方法研究了温度、含硫量对80S钢的腐蚀影响.结果表明:80S钢随温度升高其腐蚀电流密度(Icorr)先增大而后有所减小,电荷传递电阻(Rt)呈现了先大幅减小后稍有增大的趋势;随介质硫含量增大其腐蚀电流密度增大,电荷传递电阻相比在基础介质中...     

CO_2/H_2S对油气管材的腐蚀规律

综述了CO2 、H2 S对油气管材的腐蚀机理及影响因素 ,提出了开发经济型油管的设想。     

CO2对井下N80钢和J55钢的腐蚀研究

油气开采面临着严峻的挑战,高含CO2等腐蚀性组分的油气田的相继出现,CO2在潮湿环境中会引起金属材质工具局部腐蚀,使得金属设备及井下工具发生早期腐蚀失效,导致钻杆、套管、油管等井下工具的使用寿命缩短。利用X-射线衍射、扫描电镜、能谱分析仪对N80钢和J55钢材料的腐蚀产物进行成分、腐蚀形貌、能谱分析,最终发现N80材料更容易腐蚀,且存在严重的电偶腐蚀。     

含CO_2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO_2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO_2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果。结果表明:随着采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度以及流速的增大,油管钢材的腐蚀速率均呈现出逐渐增大的趋势;抗CO_2缓蚀剂RYH-301能够对目标油田采油井油管钢材起到较好的防护作用,当其质量浓度为150 mg/L时,缓蚀率可达98%以上。     

耐高温抗H2S/CO2缓蚀剂的合成及评价

采用天然大分子壳寡糖、缩水甘油三甲基氯化铵、苯甲醛为原料,合成了绿色壳寡糖衍生物缓蚀剂(BHC)。通过红外光谱、核磁共振氢谱对缓蚀剂BHC结构进行了表征。采用失重法、电化学法、扫描电镜、原子力显微镜、接触角等对缓蚀剂BHC进行缓蚀性能评价和机理分析。得到的优化缓蚀剂BHC合成条件为m(HTCOS)∶m(苯甲醛)=1.0∶2.4,反应温度80℃,反应时间24 h。在总压为15 MPa(H2S、CO2、N2分压分别为1、5和9 MPa)条件下,缓蚀剂BHC质量浓度为100 mg/L时,P110钢片在140℃、含H2S/CO2腐蚀介质中的缓蚀率为85.62%,与市售缓蚀剂相比,BHC缓蚀率提高16.90%,可有效减缓高温高含H2S/CO2腐蚀环境下钢材的腐蚀速率。缓蚀剂BHC是一种偏阴极保护的混合型缓蚀剂,在金属表面的吸附行为符合Langmuir吸附等温式,与钢表面形成稳定共价键,能很好保护钢管。     

浅析咪唑啉类缓蚀剂对CO_2/H_2S腐蚀抑制作用

CO2/H2S腐蚀问题一直是石油工业腐蚀问题的一个棘手和研究热点。CO2/H2S腐蚀引起的设备和管道腐蚀失效,造成了巨大的经济损失以及严重的社会后果,所以开展抑制CO2/H2S腐蚀的研究具有深远的经济和社会效应。近年,针对CO2/H2S腐蚀问题采用咪唑啉缓蚀剂处理的研究较多,其通过金属与酸性介质接触在其表面形成单分子吸...     

16MnR钢焊接接头表面纳米化及抗湿H2S应力腐蚀性能研究

采用Ni—P-纳米TiO2复合化学镀对16MnR钢焊接接头进行表面处理,通过实验优选出复合化学镀的最佳工艺配方。采用恒载荷拉伸实验,对比试样抗湿H2S应力腐蚀性能,并对表面纳米化抗湿H2S应力腐蚀机理进行探讨。     

苏里格气田某井常用钢材腐蚀规律研究

苏里格气田某井的气质资料为CO_2体积含量为0.127%,本论文通过现场腐蚀挂片测试,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,在现场试验条件下,对四种不同材质的腐蚀行为进行研究,结果表明:该井4种材质J55L、N80T、TP80、N80L腐蚀速率均在0.025~0.125mm/a之间,该气井属于中度腐蚀;腐蚀产物主要由FeS组成,说明该井的腐蚀为H2S的酸性腐蚀。产物中出现较高比例的BaSO_4,腐蚀产物膜中没有FeCO_3,说明BaSO_4的形成抑制了CO_2对钢材的腐蚀;该井的腐蚀可能硫酸盐还原菌起到了一定的作用,在硫酸钡垢下营造的极好的厌氧环境有利于硫酸盐还原菌的繁殖,产生S~(2-)。对于该气井,4种材质的耐蚀结果为:N80LJ55LTP80N80T。     

湿H_2S腐蚀环境下化工设备设计探讨

简要介绍了湿H2S环境中的腐蚀机理及腐蚀形式,分析了设备在湿H2S环境中可能引起腐蚀的因素,从设计角度提出了提高化工设备抗湿H2S腐蚀能力的设计要点,如材料要求及其正确选择、合理设计设备结构、在设备制造和检测时应采取防范措施等。     

湿H2S腐蚀环境下化工设备设计探讨

简要介绍了湿H2S环境中的腐蚀机理及腐蚀形式,分析了设备在湿H2S环境中可能引起腐蚀的因素,从设计角度提出了提高化工设备抗湿H2S腐蚀能力的设计要点,如材料要求及其正确选择、合理设计设备结构、在设备制造和检测时应采取防范措施等.     

含CO_2井筒腐蚀机理及预测

CO2腐蚀对石油行业危害性巨大,是近年来腐蚀研究的重点。国外CO2腐蚀预测模型已达十多种,目前最为常用的是Norsok和De Waard模型。通过分析含CO2天然气气井的腐蚀影响因素,揭示了井下油管腐蚀速率与各腐蚀因素之间的内部规律。通过调研分析Norsok和De Waard模型,指出其各自的适应条件,以求为含CO2天然气井腐蚀防护提供了理论参考。     

N80钢化学镀Ni—Fe—P的抗CO2腐蚀性能研究

采用腐蚀失重法和电化学测试方法评价了裸样N80油套管钢及其化学镀Ni—Fe—P防腐层的抗CO2腐蚀性能。结果表明，在抗CO2腐蚀方面，Ni—Fe—P镀层的腐蚀趋势比裸样的腐蚀趋势小，腐蚀电流密度和腐蚀速率低，即化学镀Ni—Fe—P试样的抗CO2腐蚀性能优于裸样的抗CO2腐蚀性能。     

CO_2驱集输管道内腐蚀机理研究

本文针对CO_2腐蚀问题进行研究,采用动态实验模拟某CO_2驱试验区现场采出液对油田管道用N80钢的腐蚀过程,结合电镜扫描分析等方法研究内腐蚀机理,通过单一、定量改变介质环境因素,确定引起内腐蚀的介质环境因素之间发生的协同作用及对腐蚀的影响程度,并通过CO_2驱集输环境下井口回油、井口掺水、注入水管道的挂片腐蚀监测及室内实验,得出了CO_2驱集输管道内腐蚀的原因。     

XS-1型缓蚀剂对2Cr13钢和N80钢缓蚀性能的影响

利用失重法,借助高温高压H_2S/CO_2腐蚀反应釜,研究了XS-1型耐高温新型抗氧缓蚀剂在NaCl介质中的缓蚀性能。通过正交实验法,分析了介质温度、Cl~-浓度、缓蚀剂浓度对2Cr13不锈钢和N80套管钢腐蚀行为的影响。结果表明:Cl~-浓度是影响两种钢腐蚀的主要因素,缓蚀剂浓度的影响力度略小于Cl~-浓度的影响力度。XS-1型缓蚀剂适用于Cl~-浓度高、酸化程度高和温度高的地层液中。