L245M碳钢在含CO_2油田采出水中的腐蚀速率影响因素分析

L245M是常用的油气集输管线使用管材,在流动的含CO_2、Cl~-的油田采出水中容易发生严重腐蚀。采用高温高压反应釜、环境扫描电子显微镜和挂片失重实验法,测试了CO_2分压为0.02～1 MPa,Cl~-浓度为52 000～104 400 mg/L,温度为25～55℃,流速为0.1～0.75 m/s条件下的L245M碳钢的腐蚀速率和腐蚀产物形貌,分析了各因素对腐蚀速率的影响。在上述工况条件下,L245M碳钢腐蚀速率范围为0.72～3.44 mm/a。     

H2S气体对5Cr和P110钢的腐蚀行为

通过模拟塔里木油田现场环境,利用高温高压实验设备辅以失重法,研究了油套管5Cr和普通P110用钢在H_2S分压为0.5MPa下的腐蚀速率;采用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)技术对试样表面腐蚀产物的形貌和成分进行了分析。结果表明,5Cr和P110钢平均的腐蚀速率分别为0.1137mm/a和0.1917mm/a,两种材料的腐蚀产物的主要成分均为FeS,但5Cr腐蚀产物膜中出现了Cr的富集现象。探讨了H_2S腐蚀反应机理。     

某海管在含H_2S/CO_2环境中腐蚀规律研究

通过模拟某油田腐蚀环境,研究了不同浓度的硫化氢对海管管线X65的腐蚀行为的影响,研究结果表明:微量硫化氢的加入减缓了腐蚀的发生,随着硫化氢浓度的增加,X65材料的均匀腐蚀速率呈现增大—减小—增大—减小的变化趋势,在25 ppm和300 ppm时出现极小值。在总压为2.5 MPa,CO_2分压为0.075 MPa环境条件下,当H_2S浓度≤50 ppm时,CO_2腐蚀占主导作用;当H_2S浓度≥100 ppm时,H2S腐蚀占主导作用。     

两种钢在高温环烷酸中腐蚀行为的研究

采用高温高压反应釜,考察温度、酸值和转速对20#碳钢、304不锈钢腐蚀速率的影响。结果表明:在220~300℃随着温度的升高,20#碳钢腐蚀速率先增大后减小,在280℃达到最大值0.654 mm/a,304不锈钢材料腐蚀速率逐渐较小;随着酸值的增大,20#碳钢腐蚀速率不断上升,在酸值为8~10 mg KOH/g时增速最大,304不锈钢呈直线趋势逐渐减小;在转速为0.8~2 m/s的范围内,20#碳钢腐蚀速率由0.654 mm/a变化到0.56 mm/a,304不锈钢由0.039 6 mm/a变化到0.011 2 mm/a,说明在低转速范围内环烷酸腐蚀影响并不太明显。     

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。     

不同腐蚀介质流速下三类管材的腐蚀分析与评价

文章就不同流速下3Cr、13Cr与超级3Cr这三类管材的腐蚀问题开展分别在腐蚀介质流速5m/s、3m/s、1m/s条件下的腐蚀实验,并就实验结果进行了详细分析与评价。综合分析认为腐蚀介质流速增加,流体对样品的冲刷作用力增大。三种钢材均在5m/s时腐蚀速率达到最大值,流速对3Cr试样腐蚀速率的影响远大于对13Cr和超级13Cr试样的影响。在不同的流速下,13Cr和超级13Cr钢的腐蚀速率均小于油田腐蚀控制指标0.076mm/a,属于轻度腐蚀程度;3Cr钢的腐蚀速率值均高于0.076mm/a,属于极严重腐蚀程度。     

油田污水腐蚀影响因素研究

为研究各种因素对油田污水腐蚀的影响,采用室内静态挂片失重法试验了A3碳钢在不同H2S、CO2、溶解氧、SRB浓度及不同pH值和矿化度的模拟油田水中的腐蚀行为。结果表明,碳钢的腐蚀速率随H2S、CO2、溶解氧、SRB浓度的增加而增大,溶解氧会促进H2S和CO2的腐蚀,H2S会抑制CO2的腐蚀;碳钢的腐蚀速率随矿化度的增加先增大后减小,在矿化度为40 000 mg/L时达到最大;碳钢在碱性环境下的腐蚀速率比酸性环境下的腐蚀速率小的多。     

某天然气处理厂回注水处理系统腐蚀防护方法研究

为了考察回注水系统的腐蚀情况,针对陕北某天然气处理厂含甲醇污水显酸性、 Cl~-和硫化物含量高、腐蚀性强的特点,通过分析污水组成性质,研究污水对20#钢、 Q235B钢和L316钢的腐蚀情况,并利用灰色系统理论建模软件3.0研究各腐蚀因素对Q235B钢腐蚀速率和腐蚀深度的影响程度大小。研究结果表明:L316钢更耐腐蚀,腐蚀速率为0.001 5 mm/a,达到国标0.076 0 mm/a以下,最大腐蚀深度为47.63μm,为3种材质中最低;以腐蚀速率和腐蚀深度作为母因素,在硫化物、 Cl~-、矿化度和pH值4种因素当中,硫化物对应的灰关联度分别是0.75和0.80,是造成腐蚀的最主要因素;采用抗硫缓蚀剂保护法,通过电化学法从3种缓蚀剂中筛选出TS-792C,阻抗数据模拟软件ZSimpWin模拟出等效电路图,其所对应Q235B钢的阻抗最大,Tafel极化曲线拟合下腐蚀速率为0.013 0 mm/a,缓蚀率可达90.26%,抗硫效果最好。在80℃和硫化物含量为300 mg/L时,Q235B钢的腐蚀速率均低于0.076 0 mm/a,在TS-792C投加量为100 mg/L时,回注污水的腐蚀电流密度和腐蚀速率分别为0.462 m A/cm~2和0.050 5 mm/a,均处于最低值,具有良好的耐温、抗硫性能。     

超临界水氧化过程中pH对镍基合金C-276的腐蚀研究

分别以盐酸、硝酸、硫酸与甲醇配制成不同pH值溶液作为腐蚀性介质,研究在超临界水氧化条件下对材料C-276的腐蚀情况。结果表明,3种酸均随着酸性的增强对材料腐蚀的越严重,在pH 5～3,腐蚀速率显著增加,而在pH=6与pH=5、pH=3与pH=2之间,腐蚀速率增幅较小,几乎维持不变。材料经过100 h的腐蚀后,存在较为严重的孔蚀、氧化膜的脱落,其中盐酸环境中还存在严重的晶间腐蚀,腐蚀速率达到最大,为0.231 mm/a。表面的氧化膜主要成分为NiO、Cr_2O_3、MoO_2。     

超临界水氧化过程中pH对镍基合金C-276的腐蚀研究

分别以盐酸、硝酸、硫酸与甲醇配制成不同pH值溶液作为腐蚀性介质,研究在超临界水氧化条件下对材料C-276的腐蚀情况。结果表明,3种酸均随着酸性的增强对材料腐蚀的越严重,在pH 5～3,腐蚀速率显著增加,而在pH=6与pH=5、pH=3与pH=2之间,腐蚀速率增幅较小,几乎维持不变。材料经过100 h的腐蚀后,存在较为严重的孔蚀、氧化膜的脱落,其中盐酸环境中还存在严重的晶间腐蚀,腐蚀速率达到最大,为0.231 mm/a。表面的氧化膜主要成分为NiO、Cr_2O_3、MoO_2。     

UV/H2O2降解水中含氮消毒副产物-苯乙腈的动力学和影响因素

采用UV/H_2O_2高级氧化技术处理水中含氮消毒副产物苯乙腈,研究了影响苯乙腈降解的因素。结果表明,单纯UV体系中,去除效果不明显。UV/H_2O_2对苯乙腈具有较高的去除率,且降解符合一级反应动力学。随着过氧化氢投加量增大,苯乙腈的去除率呈先增大后减小的趋势,且在投加量为20 mg/L时可达94.9%;溶液初始浓度的增加会提高去除效果,且动力学速率常数增加;降低溶液pH值、增大紫外辐射剂量有利于降解速率和去除率的提高;自来水为基质对降解苯乙腈的影响不明显;Cl~-、Mg~(2+)、Al~(3+)对苯乙腈去除有一定的抑制作用,抑制率达20.9%以上。文中将UV/H_2O_2高级氧化技术应用于控制苯乙腈,以期为水中苯乙腈的降解提供基础理论。     

温度对P110钢在饱含CO_2/H_2S水介质中腐蚀行为影响

利用高温高压釜失重实验、电化学阻抗谱、Tafel曲线以及扫描电镜等技术,研究了温度对P110钢在饱含CO_2和H_2S气体的吉林油田采出水中的腐蚀行为影响。结果表明,随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率首先增大;当温度高于50℃后,腐蚀速率又呈现下降的趋势。这主要是由于低温下所成腐蚀膜的致密性较差,当温度高于50℃后腐蚀膜由明显的晶态FeCO_3组成,且温度越高,腐蚀膜的晶态特征越明显、晶粒越细,膜对基体的腐蚀保护作用越强。     

Fe3Al在H2S-CO2-Cl-共存腐蚀介质中的腐蚀行为研究

通过腐蚀模拟现场工况,研究了Fe₃Al在H₂S-CO₂-Cl^-共存腐蚀介质中的腐蚀行为,研究发现:在试验压强4.0 MPa(P_H2s=1.5 MPa,P_co2=2.5 MPa),温度为60℃,试验周期为72 h的情况下,Fe₃Al的腐蚀速率为0.2106 mm/a,腐蚀形貌出现局部点蚀和裂纹,腐蚀产物为FeS;通过极化实验表明,腐蚀电流先减小后增大,前期由于腐蚀产物膜的作用,腐蚀减慢,后期由于局部发生腐蚀,腐蚀加剧,这与高压釜实验相吻合。     

镀锌钢在模拟大气腐蚀环境的初期腐蚀行为研究

利用失重试验、极化和电化学阻抗技术研究了镀锌钢在不同温度和不同Cl~-含量的雨水中的初期电化学腐蚀行为。采用电镜扫描测试(SEM-EDS)技术分析腐蚀试样的形貌和成分。结果表明,温度和Cl~-浓度是影响镀锌钢在腐蚀溶液中腐蚀速率的主要因素,随着温度升高,镀锌钢在腐蚀溶液中腐蚀速率增大;随着Cl~-浓度增大,镀锌钢在腐蚀溶液中腐蚀速率呈现了先增后减的趋势,Cl~-含量7 g/L时,腐蚀速率最大。     

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.     

油田集输管道腐蚀特性及防腐技术研究

为了保障油田集输管道的安全正常运行,延长其使用寿命,对西部某油田集输管道的腐蚀特性进行了研究,考察了实验温度、腐蚀介质p H值、CO₂含量、H₂S含量以及Cl^-含量对集输管道钢材腐蚀速率的影响,并开展了投加缓蚀剂防腐蚀技术措施研究。结果表明,随着实验温度的不断升高以及腐蚀介质中CO₂、H₂S和Cl^-含量的不断增大,钢片的腐蚀速率逐渐增大,而随着腐蚀介质p H值的逐渐升高,钢片的腐蚀速率则逐渐减小。缓蚀剂HXR-1的加入能够有效降低目标油田集输管道钢材的腐蚀速率,当其加量为80mg·L^-1时,钢片的腐蚀速率可由未添加缓蚀剂时的0.672mm·a^-1降低至0.022mm·a^-1,腐蚀速率降低率达到了96.73%。研究结果表明,目标油田集输管道腐蚀较为严重,添加缓蚀剂HXR-1能够起到良好的防腐蚀效果。     

镇原油田含硫区套损机理研究与防腐工艺应用

为解决镇原油田含硫化氢区块新增套破趋势凸显的现状,通过高温高压釜试验,模拟J55套管在腐蚀工况环境中的腐蚀行为,明确了其在CO2=1 MPa,CO2=1 MPa、H2S=0.6 MPa环境中的腐蚀速率分别为0.2117,0.1133 mm/a.通过扫描电子显微镜、X射线衍射等分析手段明确了模拟试验的腐蚀产物及现场所取的...     

温度对L360QS管线钢在H2S/CO2环境中腐蚀行为的影响

采用腐蚀失重实验和电化学实验探究40～60℃条件下L360QS钢试样的腐蚀规律。实验结果表明：在CO₂-H₂S-Cl^-共存体系中,随着温度的升高,腐蚀速率逐渐增大,腐蚀程度加剧,并出现点蚀。当温度低于50℃时,腐蚀并不严重,当温度高于50℃时,腐蚀产物膜致密性和完整度降低,易溶解破裂,出现“大阴极小阳极”现象,促进发生局部腐蚀。同时得到管线钢以CO₂腐蚀为主,H₂S腐蚀为辅,均匀腐蚀主要受CO₂控制,点蚀由高浓度的Cl^-造成。     

电镀镍–钨–磷合金在海上平台输水管道系统中的应用

以海上平台输水管道系统用A106钢为基体电镀Ni–W–P合金。镀液组成和工艺条件为:NiSO_4·6H_2O 100~200 g/L,Na_2WO_4·2H_2O 10~100 g/L,H_3PO_3 10~50 g/L,自制YC-5202添加剂10~40 m L/L,电流密度1~10 A/dm~2,pH 2~8,温度40~80°C。研究了热处理温度对合金镀层微观结构和显微硬度的影响,并表征了合金镀层的微观形貌、结合力、耐中性盐雾腐蚀、耐H_2S腐蚀和抗冲蚀性能。随热处理温度升高,镀层由非晶态转变为晶态,显微硬度先升高后降低。Ni–W–P合金镀层表面平整、致密,结合力良好,经720 h中性盐雾试验后的保护等级为10级,经168 h H2S腐蚀试验后的平均腐蚀速率为0.007 6 mm/a,仅发生轻度腐蚀;在冲蚀试验中的损耗速率为0.656 mg/(h·cm~2),比基材的损耗速率低70%。     

几种金属材料在乳酸中的腐蚀性能研究

采用失重法对316L不锈钢、Ti、Ni 3种材料在不同条件下的耐乳酸腐蚀行为进行了研究,详细考察了反应温度和反应时间对316L腐蚀的影响。结果表明,316L在L-乳酸中腐蚀速率随反应温度的升高而增大,在反应时间36 h,反应温度90℃和120℃下,腐蚀速率分别为0.382 mm/a和0.801 3 mm/a,属尚耐腐蚀;150℃和180℃下腐蚀速率分别为3.85 mm/a和6.01 mm/a,属不耐腐蚀。金相显微镜分析表明,316L不锈钢表面在较低温度的乳酸中以点蚀为主。现场挂片腐蚀实验结果表明,当温度低于120℃,316L可以作为乳酸生产设备的选材。