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。     

2Cr13在浓盐酸中的腐蚀行为研究

针对油气田开发实际,采用高温高压釜模拟2Cr13在盐酸溴化锌加重溶液中的腐蚀过程;利用SEM观察了试样的腐蚀形貌特征,并用EDS和XRD分析腐蚀产物膜的成分。实验结果表明：在实验条件下,2Cr13的腐蚀速率为3.993 mm/a,属欠耐蚀型;其中Cl-、Br-是引起2Cr13腐蚀的主要因素。2Cr13的腐蚀产物膜呈密集多孔性点蚀,出现蜂窝状的腐蚀形貌,蚀孔呈开放式。     

高温气田水优选管材实验研究

采用浸泡实验和电化学实验研究了3Cr、9Cr、L360钢和不锈钢304四种管材在某气田A区块Ⅰ井高温模拟污水中的腐蚀特征。实验结果表明,3Cr钢、9Cr钢和不锈钢304在体系中的腐蚀电池受阳极极化控制,腐蚀速率较低。浸泡实验结果也表明这三种管材腐蚀速率很低,且均远低于0.076 mm/a。所以这三种管材适用于在现场的环境下使用。     

35CrMo和00Cr13Ni5Mo硫化氢环境应力腐蚀开裂

用慢应变速率拉伸实验和U形试样浸泡实验、电化学极化技术并结合微观分析手段,在湿硫化氢介质中研究了35CrMo和00Cr13Ni5Mo两种钢的应力腐蚀开裂行为规律。结果表明,35CrMo和00Cr13Ni5Mo钢在实验条件下均具有一定应力腐蚀开裂（SCC）敏感性,其敏感性随着溶液pH的降低和H₂ S浓度的增大而增大;00Cr13Ni5Mo 在实验条件下抗SCC的能力均高于同条件下的35CrMo,在pH3.0的溶液中,二者性能比较接近,在pH4.5的溶液中,00Cr13Ni5Mo 耐H₂S环境SCC的性能明显提高,高于35CrMo,这主要是因为00Cr13Ni5Mo中的耐蚀合金元素增强了其钝化膜的稳定性、降低了氢脆作用所致。     

渤海海上油田修井液腐蚀机理分析及防护

渤海海上油田现场作业中采用不同类型的修井液,为了解不同类型地热水、修井液和压井液对管柱的腐蚀情况,实验评价了不同类型修井液在60℃时对N80钢的腐蚀情况。实验发现,渤海L油田常用的修井液对N80钢的腐蚀速率均较高,腐蚀速率均高于行标中要求的≤0.076 mm/a;HCOONa压井液腐蚀速率最高可达0.45 mm/a左右。针对渤海海上油田修井液的腐蚀现状,当井筒完整性保护工作液加量增加至4.0%以上时,可将所有类型修井液的腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,腐蚀防护效果明显。     

海水泥沙含量对945钢冲刷腐蚀的影响

本文采用旋转冲刷实验装置研究945钢在含泥沙海水中的冲刷腐蚀性能,测试介质为青岛附近海域天然海水并加入不同含量的石英砂模拟海水泥沙,分别采用电化学方法检测材料的抗冲刷腐蚀性能、失重法测量腐蚀速率、扫描电子显微镜(SEM)表征金属表面腐蚀产物形貌,并采用X射线衍射仪(XRD)、电子能谱仪(EDS)分析腐蚀产物成分。结果表明,含砂量0.3wt%条件下945钢的阻抗最大,冲刷腐蚀作用最低,随含砂量由0.15wt%增加到1.0wt%,腐蚀产物中的SiO_2含量逐渐增加。当海水流速由1 m/s增大到5 m/s时,945钢的阻抗逐渐减小,腐蚀情况愈加严重,腐蚀产物成分主要为FeO(OH)。     

L290钢在H2 S/CO2环境中的腐蚀行为研究

在H_2S与CO_2共存的腐蚀介质条件下油气田管线及设备腐蚀问题突出,为了探究在此环境中L290金属的腐蚀行为,以某油田的管输介质为例,采用失重法实验的方式,探究试验温度、pH值、H_2S分压、Cl~-浓度四种因素对于腐蚀规律的影响,并通过观察微观形貌与研究元素成分分析腐蚀产物特征:(1)L290钢材的腐蚀速率随着实验温度的升高呈增大的趋势,在70℃时最大腐蚀速率达到0.692 mm/a;(2)材料腐蚀速率随油田模拟水溶液中的pH值的减小而呈现出增大的趋势,在pH=5时测得腐蚀速率高达到0.802 mm/a为极严重腐蚀程度;(3)材料腐蚀速率随着硫化氢分压的升高而呈现出增大趋势,在P_(H2S)=50 kPa条件下材料腐蚀速率最大达到0.813 mm/a为极严重腐蚀程度。(4)在实验过程中Cl~-浓度增加的同时材料的腐蚀速率呈现出增高的趋势,并在Cl~-=70000 mg/L时,腐蚀速率最大达到0.711 mm/a为极严重腐蚀程度。相关实验数据对相关油田集输系统从思路与实施方面具有借鉴意义。     

加氢反应器氢腐蚀行为研究

在长期、严苛的服役条件下,氢原子在加氢反应器在母材和焊缝晶界扩散引起局部应力集中,加速反应器的腐蚀过程。以不锈钢1Cr18Ni9Ti母材和焊缝为研究对象,充氢400h后考虑冲刷作用点影响开展腐蚀行为研究。结果表明,充氢试样焊缝的全面腐蚀速率、最大蚀坑深度均大于母材,冲刷速率的影响分为0-1m/s和1-10m/s两个阶段。     

陕北油田注水腐蚀抑制剂的性能研究

采用重量法研究了腐蚀抑制剂对N80钢在回注污水中腐蚀抑制性能,并通过极化曲线测试分析腐蚀抑制剂的缓蚀机理。研究表明,该腐蚀抑制剂在模拟水中具有优良的缓蚀效果,在温度(50±1)℃,实验时间7 d,腐蚀抑制剂的添加量为30 mg/L的条件下,缓蚀率可达70%以上,腐蚀速度<0.076 mm/a,可以满足油田注入水对管线与设备的防腐蚀性能的要求。     

PTA装置不锈钢材料腐蚀磨损的探讨

采用自制的实验装置,模拟PTA生产装置中回转式干燥机蒸汽列管工作条件,对奥氏体不锈钢0Cr18Ni9(304)、00Cr17Nd4Mo2(316 L)、00Cr19Ni13M03(317 L)和双相不锈钢00Cr22Ni5Mo3N(2205)在含有溴离子和对苯二甲酸颗粒的醋酸介质中,进行腐蚀磨损性能研究。结果表明,4种不锈钢的腐蚀磨损速率随着腐蚀介质温度的升高而增加;在低温时,腐蚀磨损速率差别不大;当温度超过80℃以后,腐蚀磨损性能的差异变大,其中2205的耐腐蚀磨损性能最好,其次为317 L,316 L,而304则最差。相同条件下,腐蚀磨损速率大于均匀腐蚀速率。建议用2205代替316 L制作PTA同转蒸汽管干燥机的加热列管。     

靖边采油厂青阳岔区块油井缓蚀剂筛选与评价

靖边采油厂青阳岔区块部分油井产出液呈弱酸性,矿化度、H2S、CO2、CO32-、HCO3-及溶解氧含量高,腐蚀性强,腐蚀速率为0.199-0.386m/a.内室研究表明,加入80mg/L YC05缓蚀剂后,产出液腐蚀速率降为0.054mm/a.通过现场3个月的跟踪分析,添加缓蚀剂的油井产出液平均腐蚀均小于0.076mm...     

含氯介质超临界水氧化过程中几种镍基合金腐蚀的实验研究

超临界水氧化过程中,含氯化合物水溶液对普通不锈钢具有极强的腐蚀性. 使用超临界水氧化反应装置,研究了4种镍基合金不锈钢试样(1Cr18Ni9Ti, 316L, 0Cr18Ni12Ti和QLC12)在超临界水氧化过程中(400~620℃, 28~32 MPa)处理含氯废水时的腐蚀情况. 经过30 d的实验,用金相光学显微镜和扫描电子显微镜观测试样腐蚀的形貌. 结果表明,4种合金在15%(w)含氯水溶液中经过超临界水氧化反应均存在腐蚀. 对腐蚀速率进行了测试,其中1Cr18Ni9Ti和316L腐蚀速率较大,而QLC12腐蚀速率最小,为0.06 mm/a, 可用于制造反应器. 实验发现0Cr18Ni12Ti存在晶间腐蚀现象. 同时对腐蚀机理进行了分析.     

温度和管内流速对铝制内插扭带腐蚀行为的影响

研究了温度和管内流速对铝制内插扭带腐蚀行为的影响。结果表明:当温度较低时(不大于50℃),随着温度的升高,腐蚀速率增大;但当温度达到60℃时,在内插扭带试片表面形成了完整、致密的腐蚀产物膜,减缓了腐蚀反应的进行;此后,随着温度的继续升高,腐蚀产物膜的厚度进一步增加。另外,在不同的管内流速条件下,存在临界流速3 m/s。当管内流速大于3 m/s时,内插扭带试片表面的成核速率增大,腐蚀速率减小。     

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。     

超临界二氧化碳管道腐蚀特性研究

超临界CO₂在输送过程中会腐蚀管道内壁，研究其腐蚀特性可指导管道完整性管理。针对X70钢材管道，建立了超临界CO₂管道腐蚀模型，分析了不同工况下超临界CO₂对管道的腐蚀行为。结果表明，超临界态CO₂对X70钢的腐蚀程度高于气态CO₂。随着温度的升高，腐蚀速率先快速升高，达到80℃后腐蚀速率反而下降，建议输送温度低于40℃。随着流速的升高，腐蚀速率升高缓慢，达到2.5m·s^-1后腐蚀速率快速升高，达到4m·s^-1后腐蚀速率升高再次变缓，建议输送速度低于2.5m·s^-1。     

东胜气田锦66井区套管腐蚀评价

天然气开采过程中往往会产生伴生水,水中溶解的酸性气体及电解质等物质,会使套管因腐蚀而穿孔并引发一系列严重问题。为了研究东胜气田锦66井区采出水对套管的腐蚀情况,以该区J11P4H井为实验对象,选用N80标准钢挂片,以采出水为腐蚀介质,进行了室内动态腐蚀及缓蚀评价。结果表明在15MPa、60℃条件下,J11P4H井套管存在严重腐蚀,腐蚀速率高达0.946 2 mm/a,且为均匀腐蚀;采用缓蚀剂SWPC-6-1进行缓蚀效果评价,当缓蚀剂浓度为1 000 mg/L时,缓蚀效果趋于平稳,腐蚀速率低于0.020 8 mm/a,缓蚀率高达97.73%。现场实验表明:由于温度和压力的关系,上部套管腐蚀较小,下部套管腐蚀情况明显高于上部套管。SWPC-6-1缓蚀剂应用于现场后,N80套管井和P110套管井的采出水Fe3+离子含量都极大降低,说明缓蚀效果明显。     

新型相变压裂液对钢材的腐蚀行为研究

通过电化学测试和全浸实验,研究了新型相变压裂液对13Cr不锈钢、N80钢和P110钢等不同材料的腐蚀行为。用扫描电镜观察了不同钢试样表面在压裂液中的腐蚀情况。结果表明,压裂液对三种钢的腐蚀损伤较小。阻抗测试结果表明,三种钢在压裂液中的耐蚀性很高,腐蚀速率很小。新型相变压裂液中钢在水相中的腐蚀规律与中性水相似。这种新型压裂液对钢的腐蚀作用很小。研究结果可为储运、泵送等设备材料的选择提供理论依据。     

水冷式换热器腐蚀动态模拟及预测研究

为研究水冷式换热器腐蚀速率与影响因素的定量关联及机理,开发了腐蚀速率三电极传感器,并基于自制的腐蚀速率动态模拟实验台,以典型水样作为实验介质,在一定工况条件(水温30℃,流速0.4m/s)下,动态模拟了管式碳钢换热器腐蚀过程,通过在线或离线检测,为腐蚀速率预测建模获取了不同水质的腐蚀速率、Cl-、pH、溶解氧、电导率以及ORP等参数数据,并对腐蚀速率和各水质参数变化曲线进行了分析。基于获取的实验数据,利用支持向量机(SVM)算法,建立了腐蚀速率预测模型,并进行了误差分析。结果表明:腐蚀速率预测误差为5.91%,与实际测量腐蚀速率能够较好吻合,该方法具有较高的预测精度,可为水冷式换热器防腐对策选取和设备维护提供技术参考。     

A3钢在不同CO2盐溶液中的腐蚀规律研究

通过静态、动态及电化学实验方法测试不同含盐量溶液中饱和二氧化碳对A3钢的腐蚀影响,以及溶液中Ca2 和S2-对A3钢的腐蚀影响。研究结果表明,NaCl质量分数50g/L时,腐蚀速率最大;温度在60℃时腐蚀速率最大;腐蚀速率随CO2分压的升高而增大;Ca2 离子的存在减缓了腐蚀;S2-离子的存在减缓了腐蚀。本文从静态、动态及电化学测试的不同方面入手,评价CO2在不同介质条件下的腐蚀规律,了解CO2腐蚀性与介质的关系,对现场如何采取防腐措施具有一定的指导作用。