CO2输送管道腐蚀研究进展

在碳捕获、利用与封存(CCUS)的研究中,CO_2管输中的腐蚀控制尤为重要。在CO_2管道腐蚀研究成果的基础上,归纳了CO_2输送管道的腐蚀速率、机理、过程及主要控制措施。研究显示H2O是产生腐蚀的主要因素,输送过程中水含量的均值不应超过0.038%(体积分数)。当存在SO2及O2时,管道的腐蚀速率将达到4.0 mm/a;当存在NO2时,管道的腐蚀速率将达到12 mm/a。O2含量较低时加速腐蚀,当O2含量大于0.057%(体积分数)时出现钝化现象,且腐蚀速率小于0.01 mm/a。CO_2腐蚀产物中的表层是Fe CO3等轴晶粒,中间为棒状晶粒且充满孔洞,最内层为致密的Fe CO3晶粒。形成过程为:钢材基体在最初溶解阶段形成Fe3C架构,Fe CO3晶粒沉积在表面,然后CO_22-和HCO3-向内扩散并与钢基体反应形成中间层和内层。工程中采用抗腐蚀管材、涂镀层管材、加注缓蚀剂以及阴极保护等措施克服腐蚀影响。     

CO2腐蚀及控制研究进展

论述了有关CO2腐蚀的机理、影响因素以及防护方法.影响CO2腐蚀的因素有温度、CO2分压、pH值、腐蚀产物膜、溶液离子浓度、合金成分以及流速.简要概述了CO2腐蚀的防护方法.常用的方法加入缓蚀剂、材料选择.     

油气管道的CO2腐蚀及防护研究进展

腐蚀控制是石油天然气管输过程中的一个重要问题.CO2是石油天然气管道中最常见的腐蚀介质,研究CO2腐蚀机制和防护措施具有重要科学意义和经济价值.综述了CO2的腐蚀机理,包括化学反应、电化学反应和传质过程.对现有的腐蚀理论进行了深入讨论,发现阴极反应对CO2腐蚀具有重要影响,CO2对阳极过程的影响尚未明确.在腐蚀机理的基...     

油气田CO2腐蚀的防护技术研究

本文论述了油气开采过程中的CO2腐蚀的防护技术。CO2腐蚀的防护技术主要包括：抗CO2腐蚀材料技术、材料表面处理技术、阴极保护技术和注缓蚀剂技术。针对目前CO2腐蚀的防护技术方面存在的不足,提出了建议。     

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

油气井中CO2的腐蚀防护与综合利用

文中介绍了油气井中CO2对管道、管柱和水泥环柱的腐蚀概况,以及其腐蚀的机理,对管道而言主要是生成碳酸铁,对水泥环柱是炭化机理.简介了温度、分压、流速、矿化度等因素对CO2腐蚀的影响,针对两种不同腐蚀情况,综述了各自的防护措施.最后阐述了CO2在工业、农业及其他方面的综合利用.     

碳钢CO2腐蚀的缓蚀剂策略及缓蚀行为研究进展

从新型CO₂缓蚀剂合成制备、绿色动植物成分作为CO₂缓蚀剂开发、CO₂缓蚀剂协同效应研究、苛刻环境下的缓蚀剂性能探究、缓蚀剂构效分析及影响因素评价等5个部分对CO₂缓蚀剂的最新研究进展进行综述分析。针对现有部分缓蚀剂存在性能不足、污染大等问题，CO₂缓蚀剂的增效思路主要包括新型缓蚀剂分子合成、绿色缓蚀剂提取和缓蚀剂复配研究。新型缓蚀剂合成是通过有机化学反应，以杂环分子为原料进行结构设计、官能团接枝或修饰得到新型缓蚀剂分子。该部分同时介绍了纳米缓蚀剂的前沿发展及面临的瓶颈问题。绿色缓蚀剂提取是以天然动植物为原料，改善缓蚀剂的生态安全性，针对绿色缓蚀剂的快速发展提出“全流程”绿色控制理念，建议确立绿色定义标准。缓蚀剂协同效应研究旨在阐明不同缓蚀剂间复配增效的本质机理，当前需要建立快速评价体系，健全探寻最佳复配比的指导理论。另外，缓蚀剂在复杂或极端工况下的结构稳定性、缓蚀性能持久性和缓蚀机理变化对其实际应用至关重要，油气田开发苛刻环境下“防腐+”一体化试剂的需求增大。除上述制备与应用...     

CO2驱油田注采井油套管腐蚀速率控制值

腐蚀控制是CO2驱的关键技术,国内外CO2驱油田普遍采用普通碳钢(J-55、N-80等)油套管通过添加缓蚀剂的措施来控制腐蚀.国内普遍采用0.076mm/a作为腐蚀速率控制值,而国外则没有统一的标准.0.076mm/a来自于标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》,从测试环境、腐蚀源和腐蚀环境来看,直接把它作为CO2驱油田腐蚀环境条件下的选材与腐蚀控制衡量指标是不合理的.通过最危险工况条件下油套管的强度计算所获得的寿命周期内允许的平均腐蚀速率可以作为发生均匀腐蚀材料的选材依据.没有必要设定一个平均腐蚀速率标准值来作为CO2驱油田腐蚀环境条件下优选和评价缓蚀剂的衡量指标.     

超临界CO2/原油/盐水环境中J55碳钢腐蚀机制研究

目的 研究超临界CO2/原油/盐水环境下J55碳钢的腐蚀机制.方法 利用高温高压反应釜模拟CO2压力为9 MPa、温度为65℃的超临界CO2/原油/盐水腐蚀环境,分别测定不同含水率下J55碳钢的平均腐蚀速率,通过扫描电镜和能谱仪观察分析腐蚀产物膜的微观形貌及元素组成,并测量最大腐蚀深度和计算点蚀系数.建立超临界CO2/原油/盐水环境中J55碳钢腐蚀模型,并阐述其腐蚀机制.结果 J55碳钢在超临界CO2/原油/盐水环境中的平均腐蚀速率随着含水率的升高而增大,含水率<50％时,腐蚀产物较少,最大腐蚀深度和点蚀系数较小,腐蚀形态为均匀腐蚀.随着含水率的增加,腐蚀产物增加,最大腐蚀深度和点蚀系数迅速增加,腐蚀形态变为局部腐蚀.结论 J55碳钢在超临界CO2/原油/盐水环境中的腐蚀速率远低于在超临界CO2/盐水环境中,原油的缓蚀作用明显.原油的存在改变了J55碳钢的腐蚀形态.     

油管钢在模拟超临界CO2中耐蚀特性的研究

目的研究普通碳钢P110、3Cr、普通马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr钢在某油井超临界CO_2环境中的耐蚀特性。方法模拟该高温高压高含CO_2且含Cl–油井的腐蚀环境,采用高温高压反应釜对上述四种油管钢进行挂片实验,借助高精度天平、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)从平均腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌和化学成分及腐蚀机制方面分析其抗均匀腐蚀与抗点蚀特性。结果在CO_2分压达12 MPa,110℃,Cl–质量浓度为16 542 mg/L的典型环境,P110,3Cr油管钢的平均腐蚀速率分别为5.625,2.992 mm/a;13Cr为0.155 mm/a,有点蚀发生,HP2-13Cr则为0.003 mm/a,且为均匀腐蚀,HP2-13Cr能满足模拟腐蚀环境的使用要求。结论在上述超临界CO_2环境,碳钢P110与3Cr在基体表面不存在Cr的富集,耐蚀性差;马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr因基体表面能生成致密的钝化膜,则表现出相对优良的耐蚀性,但两者的合金元素Ni,Mo含量不同,造成了对两者抗均匀腐蚀与抗点蚀性能的显著差异。     

天然气管线钢CO2腐蚀研究进展

天然气管线面临日益严重的CO₂腐蚀问题。针对管线内特定的腐蚀环境,总结了当前CO₂腐蚀在反应机理、影响因素以及腐蚀控制方面的研究进展,最后展望CO₂腐蚀研究今后的发展方向。     

CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

乙二醇对海底管道CO2腐蚀的抑制作用

海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇(MEG)的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。     

Ni-Fe-P镀层在H2S/CO2腐蚀环境中的腐蚀电化学研究

在油管常用钢N80钢表面制备了Ni-Fe-P化学镀层,采用SEM、EDS、XRD等分析手段,对所制备镀层的成分、微观形貌、结构等性能进行了分析研究;采用电化学方法评价了Ni-Fe-P镀层在H2S/CO2溶液中的耐蚀性。结果表明,N80钢表面经过化学镀Ni-Fe-P处理后,其耐蚀性得到很大的提高,镀层结构为非晶态;电化学测试结果表明该镀层在H2S/CO2溶液中具有极强的钝化倾向和很好的耐酸性,结果均证明Ni-Fe-P镀层具有良好的抗H2S/CO2腐蚀性能。     

湿气温度对3Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压冷凝反应釜模拟深海湿气管道的现场环境,研究了湿气温度对3Cr管线钢湿气CO2腐蚀行为的影响;运用扫描电镜(SEM)和能谱(EDS)等分析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,在相同管壁温度(10℃)下,湿气温度在30～90℃内范围变化时,3Cr管线钢的平均腐蚀速率随湿气温度的升高而增大,且都没有发生局部腐蚀。在这些湿气温度条件下,3Cr管线钢的腐蚀产物膜是两层结构,外层膜的主要成分为FeCO3,内层为非晶态的富Cr膜。     

管道内防腐技术现状与研究进展

介绍了石油管道内溶解氧、二氧化碳、硫化氢、以及二氧化碳和硫化氢协同腐蚀的机理。综述了油气管道内防腐技术,现阶段主要的处理方式是选择耐蚀金属材料或非金属材料、添加缓蚀剂、涂层防腐和衬里防腐。分析了各种内防腐技术的优缺点,认为管道内防腐在未来的发展方向是将基材选择、添加缓蚀剂、内涂镀层和内衬里技术进行综合,以减缓管道内的腐蚀。低碳钢表面镀镍层自纳米合金化技术,即是集中内防腐技术的综合运用,得到了表面无缝冶金结合的高耐蚀性能管材,是未来发展趋势的代表。     

热处理对N80钢表面镍基合金涂层CO2腐蚀性能的影响

利用等离子热喷涂技术在N80钢表面制备了镍基合金涂层,并进行高温扩散处理。通过CO2高温高压腐蚀试验评价涂层在模拟油田环境中的耐蚀性能,利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)方法分析了涂层的微观形貌和相组成。结果表明,镍基合金涂层由单质Ni相及固溶体Cr1.2Ni2.88、FeNi3、MoO2和CuO组成。经过600℃扩散处理后,涂层内原子结构更为致密。涂层的CO2高温高压腐蚀速率为0.0046mm/a,是原始涂层的1/100,具有优良的抗CO2高温高压腐蚀性能。     

耐CO2腐蚀注采管柱评价与选用

CO2腐蚀是油田开发过程中的一个严重问题。采用高温高压釜模拟高含CO2环境,采用失重法研究了13Cr油管试片、镀钨合金试片的防腐蚀性能,并和N80油管试片进行了比较,分析了现场应用效果。结果表明,在富CO2环境下,13Cr油管和镀钨合金管柱的腐蚀速率远小于N80,可作为CO2驱注采防腐蚀管柱。