酸性气田中CO2和H2S的腐蚀预测模型研究进展

综述了关于CO₂腐蚀和CO₂/H₂S共存体系的腐蚀速率预测模型,阐述了各种模型的建模思路、考虑因素、局限性等方面。CO₂的预测模型经过不断改进,逐渐将流态、腐蚀产物膜、材质等复杂因素都纳入了计算模型,在半经验模型、经验模型和机理模型3种类型方面都有了比较成熟的理论成果。而对于H₂S/CO₂共存体系的预测模型,目前考虑的因素较少,建模方法以经验和半经验为主,一方面未与生产现场紧密结合,另一方面有待于将腐蚀机理更深入地应用于预测模型的研究。     

温度对管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动溶液介质中进行腐蚀实验,辅以SEM和XRD,探讨了温度对API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响.结果表明:随温度的升高X60钢的腐蚀速率先升高后降低,腐蚀形态由局部腐蚀趋于全面腐蚀,高温区有点蚀倾向.低温区形成的腐蚀产物以马基诺矿型晶体(FeS1-...     

油管钢在CO2/H2S介质中的腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法、X射线衍射、扫描电镜和电子能谱分析,对90 ℃时油管钢P110在模拟油井采出液中的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究.结果表明,在本试验条件下,油管钢P110的腐蚀速率高达5.126 0 mm/a,腐蚀类型以H2S腐蚀(坑蚀)为主,腐蚀产物主要为硫化物.     

模拟下古气藏工况下抗硫油管钢的CO_2/H_2S腐蚀行为

为了更好地理解抗硫油管钢在含硫气田中的腐蚀行为和机理,利用高温高压反应釜装置,结合SEM和XRD分析方法,对N80S和P110S抗硫油钢管在模拟下古气藏环境中CO_2,H_2S共存时的腐蚀行为进行了研究,计算了不同CO_2和H_2S分压比时的腐蚀速率,分析了腐蚀产物特征和成分,探讨了其腐蚀机理。结果表明:2种抗硫油管钢随H_2S含量的增大,腐蚀速率先增大后减小;H_2S微量时抗硫油管钢表面形成了Fe CO3和Fe S等腐蚀物,未见明显的腐蚀坑,随H_2S含量的增大,表面的腐蚀产物为铁的硫化物且存在明显的局部腐蚀。     

模拟油田H2S/CO2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H2S／CO2高温高压井下多相腐蚀环境，研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明：在所研究的参数范围内，材料表现出较高的均匀腐蚀速率，且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时，随H2S含量的增加，材料的腐蚀速率先增加后降低；当介质中CO2含量增加时，腐蚀速率则呈单调增大趋势；Ca^2 、Mg^2 的影响与CO2类似，而Cl^-的影响则与H2S具有基本相似的规律。在H2S／CO2混合介质中，N80钢的腐蚀行为受各因素的交互影响，且影响程度不同，各因素作用由大到小依次是：H2S含量、Ca^2 、Mg^2 含量、Cl^-浓度和CO2含量。     

H2S/CO2环境中CO2,pH值和Cl-对P110套管钢电化学腐蚀的影响

针对目前高含H2S和CO2环境井下管材电化学腐蚀研究不深入的现状,采用动电位扫描技术分析了在H2S/CO2环境中环境腐蚀影响因素(CO2,pH值和Cl-)对P110套管钢电化学腐蚀行为的影响.在溶解H2S和CO2且pH=2.7的含Cl-溶液中,当混合气体中CO2含量分别为17%,34%,50%时,腐蚀电流密度(Jcorr)分别为0.328 49,0.295 73,0.237 09 mA/cm2,在含50%H2S环境中,腐蚀电流密度为0.272 89mA/cm2.与单一含H2S腐蚀环境相比,在酸性环境中CO2促进金属腐蚀,而在近中性环境中,CO2抑制金属腐蚀.在含Cl-溶液中,pH值降低,Jcorr,增加,而在不合Cl-溶液中,pH值降低,Jcorr降低.在pH=2.7的溶液中,当Cl-存在时,Jcorr提高;而在pH=5.9溶液中,当Cl-存在时Jcorr降低.     

CO2和H2S腐蚀环境中X65钢的气液界面腐蚀行为

X65碳钢广泛应用于海底集输管道。在集输工艺中,天然气介质复杂,常含有H₂S和CO₂等腐蚀性气体。由于采用湿气输送,形成凝析水造成管道常出现严重的腐蚀穿孔事故。通过高温高压反应釜试验,分析气相、液相以及气液界面腐蚀机理,为X65钢湿气集输管线的腐蚀防控措施制定提供依据。采用X65钢,分别在CO₂,H₂S,Cl^-存在的工况下进行高温高压反应釜试验,每组试验进行7 d的气液界面腐蚀,并结合扫描电镜（SEM）和X射线衍射（XRD）表面分析技术分析腐蚀产物特性。结果表明：随着CO₂和H₂S的注入,在气相、液相以及气液界面3个区域中,局部腐蚀速率均呈现上升趋势。在CO₂和H₂S存在时,液相腐蚀速率>气相腐蚀速率>界面腐蚀速率。在气液界面存在的条件下,X65钢在界面以下形成阳极,界面以上形成阴极,因此液相局部腐蚀速率更快。     

H2S／CO2环境中碳钢的腐蚀电化学行为研究

采用电化学测试方法,结合SEM、EDS等分析技术,研究了在H2S／CO2环境中服役和未服役的碳钢弯管的电化学行为。结果表明：在H2S／CO2环境中服役后的弯管耐H2S／CO2腐蚀性能降低。在CO2体系中,电化学阻抗谱由高频容抗弧和低频感抗弧组成,金属表面局部覆盖疏松多孔且保护性差的FeCO3膜。当腐蚀体系中存在H2S时,低频感抗弧消失,金属表面形成均匀致密的FeS膜,可以显著降低弯管的腐蚀速率。     

温度对镍基合金718在高含H_2S/CO_2环境下应力腐蚀行为的影响

镍基合金718是一种高酸性油气井中常用的金属材料,但对其应力腐蚀开裂敏感性及其影响因素的研究较少。利用高温高压反应釜进行应力腐蚀开裂模拟试验,结合扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)等分析手段研究了温度对718镍基合金在高含H_2S/CO_2环境下应力腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2分压3.5 MPa、H_2S分压3.5 MPa、Cl~-含量150 000 mg/L的模拟环境下,镍基合金718在150,175,205℃下均未发现点蚀和裂纹,应力腐蚀开裂敏感性较低;但随温度升高,镍基合金718的C环应力腐蚀试样表面的钝化膜出现明显的硫化和颗粒状的腐蚀产物,并逐步团聚形成点蚀源。     

超微粉体在制备SrFe12O19预烧料中的研究进展

综述了超微粉体的特点和其作为原料在制备锶铁氧体中的应用,总结了超微粉体在实际应用中存在的问题和解决方法,并展望了应用前景,认为超微粉体原料将是生产高质量预烧料的一个有效选择,在生产高性能、小型化产品中将得到广泛应用。     

国内外油气管道腐蚀与防护的研究进展

国内外的石油行业发展中,普遍存在着油气管钢材易被腐蚀而发生事故的现象.对此,综述了影响油气管钢材腐蚀的5种因素,即CO2含量、H2S含量、含砂量、有机酸、温度,在其他条件保持不变的情况下,增加这5种因素中的任何1种,都会加速钢材的腐蚀.同时,还综述了国内外针对油气管材防腐蚀的多种方法,如:在碳钢中加入Cr、V等合金元素,涂覆、浸镀耐腐蚀涂层,使用缓蚀剂,这3种方法均能有效改善石油管材被腐蚀的现象.     

二氧化碳对油气管道的腐蚀及防护研究

本文对某气田管网中由于CO2存在引起腐蚀,随着服役时间的增加,管道管壁逐渐被腐蚀变薄,近年来更是频繁出现腐蚀穿孔等危及管网安全生产运行的事故发生。通过几种缓蚀剂的实验对比,优选出了比较适合此油气田管网安全生产要求的缓蚀剂AZ。此种缓蚀剂不仅防腐蚀的效果较好,而且有经济成本较低,现场易于操作,基本不影响正常的生产经营的优点。     

油气田开发中的CO2腐蚀及防护技术

综述了二氧化碳均匀腐蚀和局部腐蚀的机理，分析了二氧化碳腐蚀的各种影响因素，并对二氧化碳腐蚀的防护技术进行了概括，着重介绍了缓蚀剂防护技术研究进展，并提出了研究CO2腐蚀及其缓蚀剂应注意的几个问题。     

温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

为了研究温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响,采用高温高压釜装置,辅以失重法计算和扫描电镜分析,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,得到不同温度下两种钢的腐蚀速率和腐蚀形貌.研究结果表明,在试验温度范围内,N80钢和P110钢都发生了极其严重的 CO2/H2S腐蚀,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率均先增后降,且在90 ℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率高于N80钢.     

管线钢在湿气介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高而增加,X60腐蚀速率略高于X52,随着H2S分压由0.15MPa增至2.0MPa,腐蚀形态由全面腐蚀趋向局部腐蚀,腐蚀过程由H2S控制,腐蚀产物以四方晶系的FeS1-x(Mackinawite)为主。X60钢表面出现氢鼓泡,内部发生氢致开裂。     

油气工业生物及化学硫化氢清除剂研究进展

在油气工业,硫化氢具有剧毒和强腐蚀性,会威胁人员安全,破坏设备和管道,必须及时清除.其中最常用的是化学清除剂,其与水/油/气相中的硫化氢结合,可转化为无毒、腐蚀性较弱、易于清除的物质.对于酸性气体,可以直接添加化学清除剂,也可以通过吸收或吸附等方法处理.此外,在钻井液等石油工程领域,亦广泛使用吸附型硫化氢清除剂.研究表明,活性纳米材料(NASS)和生物酶制剂是新型的高效硫化氢清除剂.NASS通过先进化学纳米技术工艺制造,无毒、无害,具有比表面积大、孔隙率高、形态独特、附加表面官能团等特性,且其反应活性高、化学选择性强,能够吸附各种有害化学物质.由于NASS的化学反应活性中心集中在更大的表面积上,且有更高的孔隙率,可将清除剂有效时间延长4～6倍.生物酶制剂是利用重组DNA和蛋白质表达技术开发的新颖的硫化氢清除剂.它是通过克隆嗜热菌的cDNA序列,并在合适载体中编码和表达,获得的一种功能蛋白质.实验室和现场试验表明,在盐水、原油和混合液中,生物酶清除剂能有效降低硫化氢,去除率为72％ ～90％.本文总结了油气工业中各种硫化氢清除技术,以及存在的问题和解决办法,指出应重点研发完全可再生的吸附清除剂技术,同时,环保高效的生物纳米技术将是重要发展方向.     

含硫气田腐蚀研究现状

综述了目前含硫化氢气田的腐蚀机理、H2S/CO2共存条件下腐蚀行为、多相流腐蚀等方面的研究现状,并提出为了安全开发高含硫化氢气田,必须开展高浓度H2S和高浓度CO2体系腐蚀机理和在H2S/CO2的腐蚀环境中多相流腐蚀的研究工作,同时建立高含硫化氢环境的试验评价标准和适应高含硫气田腐蚀预测模型.