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...     

压力与油管钢CO2/H2S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3psi时取得最大值。     

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.     

几种合金元素对油套管钢H2S／CO2腐蚀的影响

利用失重挂片实验、硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）实验方法，结合EDS分析技术研究了抗硫钢中含有的几种化学元素对H2S／CO2腐蚀的影响。研究表明：Mo和Ni含量的升高可以提高抗硫钢在高温下的耐均匀腐蚀性，Cr元素含量的增加，更有效地提高了低温下的抗蚀性能；材料化学成分及含量是影响抗硫钢在H2S／CO2环境下的腐蚀速率随温度变化规律的主要因素之一；合金元素Mn，Ni和Cr等元素含量的提高一般可以改善抗硫钢耐均匀腐蚀性能，但对硫化氢应力腐蚀不利。     

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.     

温度与油管CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同温度下(80℃、90℃、100℃、110℃)油管钢N80、P110的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明,在试验温度范围内,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,在90℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率总是高于N80钢。     

H_2S/CO_2共存条件下油井管材及工具腐蚀试验研究

针对H2S/CO2共存条件下油井管材及工具材料腐蚀试验研究相对较少的情况,以常用的N80、P110、C90、P110SS管材、常用井下工具、常用井口制造材料35CrMo、40Cr、常用地面管汇制造材料20号钢、45号钢为研究对象进行试验研究,以了解上述材料的腐蚀性能,供选材、现场施工及腐蚀控制参考。试验所用腐蚀介质模拟塔里木油田克拉2气田气层水配制。试验结果表明,常规P110管材腐蚀速率高于N80,而P110SS的腐蚀速率远远低于P110,表明采用抗硫管材确实可以有效地预防管材的均匀腐蚀;随着温度的升高,腐蚀速率增加;随着H2S含量的增加,腐蚀速率先增大,后降低。     

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.     

浅谈H2S气体对井下测试工具的腐蚀特性及对策

针对含H2 S气井中 ,H2 S对测试工具腐蚀严重情况 ,分析了H2 S等腐蚀介质与地层水共同形成的腐蚀环境对测试工具的腐蚀机理 ,以及温度、H2 S浓度与金属腐蚀速率的关系 ,提出了合理的对策。     

MDEA脱硫溶液腐蚀性能影响因素研究

利用电化学方法在MDEA溶液介质中对20#、20R、304不锈钢、316L四种材质在不同工况下的腐蚀行为进行了室内模拟评价。结果表明,碳钢在气相和液相中的腐蚀速率随温度升高而增加。在相同条件下,20#和20R在气相中的腐蚀速率高于液相。实验条件下,未通入H2S的胺液对各材质均无明显的电化学腐蚀,通入H2S至饱和的胺液在运行一段时间后碳钢的气相腐蚀速率增加。实验过程中,均未检测到不锈钢304及316L的电化学腐蚀倾向。     

大牛地低含H2S/CO2气井腐蚀规律及主控因素研究

大牛地奥陶系风化壳气藏含有不同程度的硫化氢,整体属于低微含硫范围,目前对H2S/CO2共存条件下腐蚀规律认识不清,气藏安全生产存在一定风险。通过静态失重法探究温度、压力、硫化氢浓度对气井油套管腐蚀规律的影响。结果显示:N80和P110两种钢材的腐蚀速率随硫化氢浓度降低、压力升高呈升高趋势;随温度升高腐蚀速率先升高后降低,80℃时达到最大值1.4521 mm/a和1.8915 mm/a。初步确定大牛地气田腐蚀主控因素为H2S浓度,研究结果为该气田井筒管材优选及腐蚀防治提供了依据。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

H2S/CO2介质中十二胺丙炔醇曼尼希碱/咪唑啉对X52钢的缓蚀行为研究

将合成的十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳的比例制备一种复配缓蚀剂,采用静态失重试验法研究了十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐、咪唑啉和复配缓蚀剂对X52钢的缓蚀性能。在常压、温度60℃条件下,当模拟溶液中缓蚀剂浓度皆为200 mg/L时,十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉的缓蚀效率分别为88.7%和82.7%。将十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳比例1.5:1制备的复配缓蚀剂的缓蚀效率为89.8%,高于十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉,证明制备的复配缓蚀剂具有良好的协同效应。在60℃、高H2S/CO2分压条件下,该复配缓蚀剂仍然对X52钢具有良好的缓蚀效果,也说明该复配缓蚀剂可以作为高H2S/CO2分压条件下X52钢的缓蚀剂。     

在低pH值条件下微量H2S对碳钢腐蚀和渗氢过程的影响

采用多种电化学方法研究了碳钢在ｐＨ值氯化钠溶液中的腐蚀过程和渗氢量之间的关系,Ｈ２Ｓ浓度以及温度对这个过程的影响。实验表明,在ＰＨ值等于２的条件下,当Ｈ２Ｓ含量为５￣５０ｐｐＭ的浓度范围内,存在着明显的加速腐蚀和渗氯过程的浓度敏感区,腐蚀速度和渗氢量之间存在良好的正比关系,并建立起在低ＰＨ值条件下Ｈ２Ｓ加速碳钢腐蚀和渗氢过程的模型以及等效电路。     

H_2S/CO_2环境中元素硫对L360钢腐蚀行为的影响

利用静态失重法和电化学动电位扫描技术,辅以X射线衍射（XRD）技术,研究了在含H2S/CO2的模拟油田水溶液中元素硫含量和温度对L360管线钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明：元素硫的存在加速了L360管线钢的全面腐蚀,并导致严重的局部腐蚀;腐蚀速率随着含H2S/CO2的模拟油田水溶液中元素硫含量和温度的升高先增加后减小,在元素硫含量达到20 g/L及温度为70℃时腐蚀速率最大。L360管线钢在含硫的H2S/CO2模拟油田水溶液中的腐蚀产物与未添加元素硫时一致,均为马基诺矿型晶粒（FeS1-x,Mackinawite）。图7表2参8     

Mo_2N催化剂加氢脱硫性能的研究

在中压反应装置中以环己烷６９％（ｍ），环己烯２０％（ｍ），苯１０％（ｍ），噻吩１％（ｍ）混合液为反应物，考察了不同比表面Ｍｏ２Ｎ的加氢脱硫（ＨＤＳ）、环己烯加氢（ＨＹＤ）和苯加氢（ＢＨＤ）的活性。表面积大的催化剂，ＨＤＳ、ＨＹＤ活性均高，但若用比活性比较，则刚好相反。在一较宽温度范围内测试Ｍｏ２Ｎ催化性能，ＨＤＳ和ＨＹＤ活性随温度升高而增加，但各温区变化幅度差异较大。对Ｍｏ２Ｎ催化剂采用３种预处理方法：（１）４００℃下Ｈ２还原；（２）４００℃下Ｈ２Ｓ／Ｈ２硫化；（３）不处理。结果表明，ＨＤＳ和ＨＹＤ活性顺序为预还原＞不处理＞预硫化。预还原处理的Ｍｏ２Ｎ具有接近硫化态商品ＮｉＣｏＭｏ／Ａｌ２Ｏ３的催化剂性能，此催化剂具有良好的应用前景     

高含硫气田开发过程中H2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H₂S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H₂S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H₂S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H₂S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H₂S气体含量长期变化规律模型。对H₂S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H₂S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H₂S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H₂S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H₂S含量增加速度更快。     

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。