碳钢在高温CO_2/H_2S腐蚀时多层硫化铁膜的形成

H2S/CO2分压比在0～0.6之间,在含有CO2和H2S的高温(120℃)饱和氯化物盐水条件下,实验评价了碳钢的腐蚀性.实验总结了在这些条件下形成的腐蚀产品膜的特征.腐蚀实验于流动回路中、在10 m/s的流速下实施,相应的井内壁剪切应力是130 Pa.在无H2s的试验条件下,未见保护膜形成,发现大于30 mm/a的高的全面腐蚀速率.H2S/CO2溶液中腐蚀产物膜由几层不同的硫化铁组成,在一些情况下,还形成氧化铁和碳酸铁膜.当H2S/CO2比为0时,全面腐蚀速率为30-40 mm/a ;当H2S/CO2比在0.2～0.6之间时,全面腐蚀速率约为1mm/a.然而,随时间变化记录了略低的稳态腐蚀速率.H2S/CO2比在0.2时发生了坑蚀.     

N80钢在CO2、H2S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3 时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。     

合金元素和显微结构对CO2/H2S环境中腐蚀产物稳定性的影响

石油天然气工业的耐蚀合金(CRAs)设计要考虑腐蚀产物的稳定性.通过电位-pH图,以及FeCO3、氧化物和硫化物溶解度的计算,评价了在CO2/H2S环境中钢铁表面生成的腐蚀产物的稳定性.在CO2的环境中,碳钢的局部腐蚀与腐蚀产物FeCO3的形成有关.含有铁素体-珠光体显微结构的J55钢可以耐CO2腐蚀,是因为层状渗碳体可以稳固表面形成的腐蚀产物.铬钢是CO2环境中的耐蚀材料,因为表面能生成黏附性非晶铬氧化物的腐蚀产物.当H2S的含量超过CO2的分压为100×10-6时的对应含量时,从腐蚀产物FeCO3和FeS的稳定性来看,其腐蚀就变成H2S的腐蚀类型.在H2S环境中,耐蚀合金腐蚀产物的稳定性与铬的氧化物和硫化物(如FeS,Ni3S2和MoS2)的生成有关.     

微量H_2S对油管钢CO_2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了微量H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响,并对腐蚀产物膜特征及腐蚀机制进行了研究。结果表明:单一CO2腐蚀速率最高,达2.4 mm/a;当H2S与CO2分压比为1/400时,腐蚀速率迅速减小,随着H2S与CO2分压比增大,腐蚀速率先增大后减小,但均小于单一CO2腐蚀速率;H2S与CO2分压比为1/400是腐蚀控制的临界点,当H2S与CO2分压比大于1/400时,腐蚀过程逐渐转变为H2S控制。     

不同CO2/H2S分压下油管钢腐蚀速率预测模型

为了找出油管钢腐蚀速率CR与CO2分压PCO2、H2S分压PH2S之间的关系,首次将分压比PCO2/PH2S引入油管钢腐蚀速率预测模型,在不同分压比下,视一种气体腐蚀为主导,另一种气体腐蚀为影响因素来建立两个分模型,进而将两个分模型叠加,得到总的腐蚀速率预测模型.该预测模型与已有预测模型完全兼容,且与试验数据吻合较好.     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

普通油井管钢在CO2和H2S共存环境中的腐蚀实验研究

采用高温高压腐蚀仪对普通油井管钢N80进行了CO2、CO2和H2S共存条件下的腐蚀实验,测量了平均腐蚀速率,结果表明:90℃时,CO2腐蚀环境中加入不同含量的H2S后,试样表面腐蚀状况有较大改善,腐蚀速率均有所降低;保持CO2分压恒定,随着CO2和H2S分压比增加,腐蚀速率在分压比为100时出现峰值;保持H2S分压恒定...     

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率.在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.1523mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力.在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3.在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用.同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力.     

模拟油田CO_2/H_2S环境下3Cr和P110钢的腐蚀行为研究

通过模拟塔里木油田现场环境,利用高温高压试验设备,采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)技术,辅以失重法,研究了油套管3Cr(API 5CT LS0钢级)和P110钢在H2S分压为0.5 MPa时不同CO2分压下的腐蚀速率和腐蚀形态,并对试样表面腐蚀产物的成分进行了分析.试验结果表明,随着CO2分压的增大,3Cr钢平均腐蚀速率也随之变大,而P110钢呈现先增大后减小的趋势,且3Cr钢的腐蚀产物膜中出现了Cr的富集现象.探讨了在CO2/H2S环境下Cl-及Cr元素对P110和3Cr钢腐蚀的影响.     

N80钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对N80钢的CO2腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得的CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,N80钢的气相腐蚀过程与液相腐蚀过程相似,但腐蚀速率小于液相,气相中N80钢为中度腐蚀;N80钢在85℃时为局部腐蚀,110℃有轻微的局部腐蚀,而170℃时为均匀腐蚀;在CO2腐蚀介质中,N80钢表面形成了腐蚀膜层,85℃时为单层,110℃和170℃时则为双层结构;N80钢的腐蚀膜主要是由晶态FeCO3构成的,还夹杂着少量Fe的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

用于含CO2/H2S环境的缓蚀剂研制

针对油气田CO2／H2S腐蚀环境,研制了一种以咪唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯为主要组分的复配缓蚀剂TG500。室内模拟长庆油田下古气藏介质环境的高温高压动态试验表明：在TG500加入量为100mg／1时,它对N80、SM80SS、K080SS等钢种的缓蚀效率可达95％以上。     

TP110SS／G3钢在H2S／CO2环境中的电偶腐蚀

通过电偶腐蚀在线监测，对TP110SS抗硫钢和G3合金钢在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中的腐蚀行为做了深入研究，结合SEM，EDS和XRD等手段对电偶腐蚀产物做了深入分析。结果表明在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中电偶腐蚀与浸泡腐蚀产物基本相同，腐蚀产物膜的脱落直接导致电偶腐蚀速率的剧增。同种材料之间由腐蚀产物膜引起的电偶腐蚀不会持续进行，而TP110SS抗硫钢／G3合金钢之间的电偶腐蚀会达到一稳定值且持续进行。     

CO2腐蚀缓蚀剂研究现状及进展

加注缓蚀剂是控制CO_2腐蚀的有效途径之一,文章综述了CO_2腐蚀缓蚀剂的研究现状和最新进展,扼要介绍了温度、CO_2分压、流速、缓蚀剂浓度等因素对缓蚀剂性能的影响.     

管道内CO2腐蚀分析

CO_2腐蚀是造成管道运营失效的主要原因之一。文章针对目前油气管道的运行情况,在大量的文献调研基础上,阐述了油气管道CO_2腐蚀情况及特点,着重分析了油气管道CO_2腐蚀形成机理,对存在的主要问题进行了分析,从而对油气管道内CO_2腐蚀现象有了一些规律性的认识,可为管道内CO_2防腐蚀技术的研究提供参考。     

在含CO_2/H_2S介质中油气田用钢的腐蚀研究进展

研究了CO_2和H_2S对油气田开发用钢材的腐蚀机理、分析了影响因素以及防护措施,并对研究进展情况进行综述。指出目前国内各油气田关于CO_2/H_2S的腐蚀问题,一方面对腐蚀机理的认识还不够全面与深入,另一方面其防护技术研究尚未达到系统化和实用化的程度。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

咪唑啉类缓蚀剂对CO2/H2S腐蚀抑制作用研究进展

CO2/H2S腐蚀一直是石油和天然气工业领域棘手问题和研究热点.针对CO2/H2S腐蚀,常采用咪唑啉类缓蚀剂处理.咪唑啉类缓蚀剂通过在金属表面形成单分子吸附膜,改变氢离子的氧化还原电位以及对溶液中的某些氧化剂进行配位,降低电位,达到缓蚀的目的.对咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀机理以及研究现状进行了综述.     

对四川罗家寨气田高含CO2、H2S腐蚀的分析及防腐设计初探

针对四川罗家寨气田高含CO2、H2S的实际情况,通过对CO2、H2S腐蚀机理的分析研究,找出CO2、H2S腐蚀特点及其腐蚀速率的影响因素,并列举了国内外CO2腐蚀事故,进一步说明CO2腐蚀产生的条件及特征.认为四川罗家寨气田,H2S腐蚀应是一重要腐蚀因素,而不是主要腐蚀因素,其主要腐蚀因素是CO2腐蚀.选用耐腐蚀合金钢材料时,应以抗CO2腐蚀为主,兼顾抗H2S腐蚀及其他腐蚀.