湿H2S环境中金属材料腐蚀的研究

介绍了在湿H2S环境中金属材料的腐蚀试验标准、方法和手段并重点强调了在H2S试验过程中常遇到的一些问题的处理方法.最后,指出了应加强H2S腐蚀的基础性和系统性研究的研究方向.     

螺旋焊管H2S应力腐蚀的试验研究

通过对螺旋焊管H2S应力腐蚀试验研究,提出了螺旋焊管抗H2S应力腐蚀的几种途径,并对我国H2S应力腐蚀的发展提出了一些建议。     

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。     

固井水泥石的硫化氢腐蚀机理与抗腐蚀方法研究

在含H2S气体的油气田开发中,H2S的腐蚀问题很严重,不仅腐蚀套管,而且对水泥石的腐蚀也很严重。在这些油田开发中,固井问题变得复杂,如果我们能研究清楚H2S对固井水泥石的腐蚀问题,那么就能更好的采取防治措施防止H2S对固井水泥石的腐蚀,更能防止对套管的腐蚀。本文分析了固井水泥石H2S腐蚀的腐蚀机理,以及影响因素,阐述了固井水泥石抗H2S腐蚀的机理、方法、水泥浆体系,耐H2S腐蚀水泥浆类型。     

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。     

压力和反应时间对H_2S消除剂腐蚀控制的影响

在油水混合物中亚硫酸酯分解、疲劳腐蚀和电化学腐蚀是H2S影响的一些实例.为保护管线和井设备,必须将这类气体降低到最小值.一种最好的方法是用H2S消除剂.研究压力和反应时间对H2S消除剂腐蚀控制效率的影响有极高的价值.本文用试验方法研究了在不同压力下消除剂与H2S反应效率的变化情况.为得出其对消除剂性能的影响,研究了气体浓度与反应时间的关系.结果表明大部分消除剂消耗H2S发生在最初的5 min,在反应发生后降低压力会降低消除剂的效率.消除剂浓度也是一个变量,当采用大比率(600:1)消除剂后,H2S浓度明显降低,但该比率超出了推荐标准.     

温度和压力对N80钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

采用高温高压釜，辅以失重法，对不同温度和不同CO2、H2S分压下N80钢的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明，在试验温度和压力范围内。随着温度的升高．腐蚀速率先增后降．且在90℃时达到最大；随着CO2分压的升高，腐蚀速率单调增加；随着H2S分压的升高．腐蚀速率先增后降，且在H2S分压为0．02MPa时达到最大值。     

油气开采中H2S腐蚀的影响因素研究

文章介绍了油气开采过程中H2S腐蚀的主要形式、腐蚀特征和影响因素。影响H2S腐蚀的主要因素有：材质因素和包括H2S质量浓度、温度、H2S分压、pH值和流速等在内的环境因素。对今后关于油气开采过程中的H2S腐蚀研究方面提出了建议：加强H2S的腐蚀机理和影响因素研究，特别是要深入研究多种影响因素共存条件下对H2S腐蚀行为的影响。     

油套管在CO2和H2S共存时的腐蚀机理研究

采用模拟高温高压CO2,H2S共存时的腐蚀试验及腐蚀产物膜的分析方法,研究了井下高温高压CO2、H2S共存时NT80SS油管腐蚀膜的特征及其对电化学腐蚀的影响。结果表明：在H2S、CO2和Cl^-共存条件下,气相区高温静态腐蚀表现为垢下腐蚀;在液相区则以均匀腐蚀为主,腐蚀的发生是H2S和CO2共同作用的结果,其机理可能是CO2在液相中与钢先发生作用生成FeCO3,H2S在液相中与FeCO3反应生成了更为稳定的FexSy,在液相中,FexSy吸附层对离子的迁移起到了部分的阻拦作用。由于在气区的垢下腐蚀为局部腐蚀．腐蚀速度大于液相区的腐蚀。     

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。     

加氢型喷气燃料H2S腐蚀性研究

研究了4种不同来源的加氢型喷气燃料中H2S所引起的银片腐蚀和铜片腐蚀问题。结果表明,在隔绝空气的情况下,4种加氢型喷气燃料的H2S腐蚀试验无显著差异,引起银片腐蚀（1级）的H2S质量分数在0.10～0.50 μg/g之间,引起铜片腐蚀（1b）的H2S质量分数在0.50～1.00 μg/g之间;储存或光照处理能够显著影响喷气燃料的腐蚀性,使喷气燃料银片腐蚀和铜片腐蚀的级别普遍降低,尤其使喷气燃料铜片腐蚀的降低程度更大。     

电镀钨基合金抽油杆耐腐蚀性能试验研究

目前关于钨基合金抽油杆实际应用的研究较少。为此,对无防腐层的KD级抽油杆、电镀铬防腐抽油杆以及电镀钨基合金抽油杆进行了耐H2SO4腐蚀试验、耐H2S/CO2高温高压腐蚀性能试验和耐H2S应力腐蚀试验,还对电镀钨基合金抽油杆和镀铬防腐抽油杆进行结合强度试验,并进行对比分析。结果表明,电镀钨基合金抽油杆具有较好的耐H2SO4性能、耐H2S/CO2高温高压腐蚀性能以及较好的抗SSCC性能,还具有优良的结合强度,符合SJ 20130—1992标准要求。实际应用表明,电镀钨基合金抽油杆能适应高压腐蚀的油井环境,有效抵御油井中的H2S腐蚀。     

压力容器用调质钢的H2S应力腐蚀行为

用慢应变拉伸的试验方法研究了压力容器用调质钢07MnCrMoVR在H2S水溶液中的应力腐蚀行为。结果表明,调质钢在H2S水溶液中的应力腐蚀性能与H2S的质量分数有很大的关系,调质钢可以用于H2S质量分数为50×10^-6的水溶液介质中或者H2S质量分数为100×10^-6但不含水溶液的介质中。     

X60螺旋埋弧焊管抗H2S腐蚀性能研究

针对我国油气输送管线建设中需要大量耐腐蚀钢管的需求,进行了耐H2S环境腐蚀下的管线钢及输送钢管的研究工作,通过理化性能、氢致开裂、硫化物应力开裂等试验对X60管线钢和螺旋埋弧焊管进行了耐蚀性研究,取得了以下结果:通过对国外抗H2S腐蚀焊管的技术条件分析研究,提出我国X60抗H2S卷板技术要求和X60螺旋埋弧焊管抗H2S...     

一种防H_2S腐蚀的缓蚀剂制备与现场挂片试验研究

在酸性气田的开发过程中,天然气中含有的H2S等腐蚀介质会严重腐蚀井下管柱,造成管柱的穿孔与破裂,甚至使油管串断落入井中等事故。针对气井的H2S腐蚀问题,通常采用加注缓蚀剂的方法来解决。以油酸、多胺、二胺等为原料合成了一种油酸咪唑啉,通过复配以OP-10、span-80、植物油Y、吡啶、有机溶剂T等制备出了一种防H2S腐蚀的缓蚀剂。现场挂片试验表明该缓蚀剂通过分子中的极性原子或基团的吸附成膜作用和各种复配物的协同效应来防止或延缓了腐蚀反应的进行,是一种优良的防H2S腐蚀的缓蚀剂。扫描电镜分析了缓蚀剂加注前后挂片的腐蚀情况,进一步证明了该缓蚀剂对H2S腐蚀的缓蚀作用。     

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.     

不锈钢材料在高含硫井口装置中的试验研究

针对我国油气田特别是四川气田H2S含量高，对井口装置腐蚀严重，容易发生突发事故的情况，选用了3种不锈钢材料135、2205、318进行H2S应力腐蚀试验分析。通过模拟四川气田基本情况，并参照NACE TM0177-1996标准溶液，利用U形弯曲浸泡试验、慢应变速率拉伸试验、电化学分析等方法，对3种材料应力腐蚀开裂进行了对比分析。试验分析表明，双相不锈钢2205具有良好的抗H2S应力腐蚀性能和良好的力学性能。     

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CO_2-H_2S-H_2O系统中表面膜对碳钢腐蚀的影响

在油气生产环境中,碳钢的腐蚀是-个主要的关注点,腐蚀的变化取决于油田生产条件和产出水的性质。产出水中溶解的酸气,如CO2和H2S,增加了产出水的腐蚀性。在50～90℃温度范围内,利用电化学和失重数据研究了在CO2-H2S—H2O系统中碳钢的腐蚀和表面膜或垢的影响。用扫描电子显微镜（SEM）和能量衍射X射线光谱（EDX）对钢片上形成的腐蚀产物进行了研究。通过评价试验后的试片表面开展局部腐蚀研究。     

硫化氢腐蚀井下钻具的机理与防护

随着对油气资源勘探开发的力度加大,越来越多的油气田中发现有硫化氢气体的存在。H2S对钢材质工具的腐蚀研究一直是油气田生产作业过程中高度重视的问题。通过对H2S腐蚀机理研究,分析了H2S对钢材的的腐蚀类型,其中应力导向氢致开裂(SOHIC)对井下钻具的腐蚀危害性最大,并对影响H2S腐蚀的因素进行了探讨,包括环境因素和材质因素,最后提出了防护井下工具H2S腐蚀的措施,具有一定的工程指导意义。