地面集输管道在CO2/H2S/O2体系下的腐蚀行为研究

目的 研究集输管道常用钢材在CO2/H2S/O2体系下的腐蚀行为,为新疆油田集输管道的腐蚀防控提供指导依据.方法 基于新疆油田重油热采现场工况,以L245NS钢为试材,316L钢为对照,采用高温高压釜试验,研究CO2/H2S/O2体系下温度和H2S含量对L245NS钢和316L不锈钢的腐蚀影响规律,并结合SEM/EDS+XPS+3D显微镜等手段对典型工况下的腐蚀产物进行测试分析.结果 在CO2/H2S/O2共存体系中,L245NS钢的腐蚀速率随温度的升高,呈先增大、后减小的趋势;而随H2S含量的升高,呈先减小、后增大的趋势.316L钢的腐蚀速率随温度的升高,呈先增大后减小的趋势;随H2S含量的升高,呈一直增大的趋势.L245NS钢腐蚀产物呈针状、菱状、颗粒状多种形态,而316L钢腐蚀产物较少.在CO2/H2S/O2共存体系中,L245NS钢的腐蚀产物主要包含FeS、FeS2、单质S、FeCO3、Fe(OH)3、FeOOH、Fe3O4、Fe2O3、Na2SO4等物质.结论 L245NS钢在CO2/H2S/O2体系(22PCO H S/P<200)下的腐蚀行为主要由H2S主导,生成的FeS分布在产物底层.O2具有促进腐蚀进程的三方面作用:与H2S发生交互作用生成了单质S;作为去极化剂参与阴极反应;作为强氧化剂氧化FeS、FeCO3,反应生成单质S、FeS2、Fe2O3、Fe3O4、FeO(OH)等物质.     

几种热采井用油管钢在次生H_2S/CO_2环境中的腐蚀行为

利用动态高温高压釜模拟研究了普碳油管钢N80和两种热采井用低合金油管钢TP100H和TP110H在稠油热采次生H_2S/CO_2腐蚀环境中的腐蚀行为。结果表明:在次生H_2S/CO_2腐蚀环境中,N80钢呈非均匀腐蚀特征,导致其腐蚀速率较低;TP110H钢及TP100H钢的腐蚀速率略高于N80钢的,清理产物膜后,呈现均匀腐蚀特征;三种钢的腐蚀速率与微观形貌特征一致,随腐蚀时间的延长,钢表面粗糙度增加,腐蚀速率降低。     

H2S对X70钢在弱酸性溶液中的腐蚀行为的影响

用静态失重法、动电位扫描法、交流阻抗法结合扫描电镜研究了H2S对X70钢在弱酸性溶液中的腐蚀行为的影响.结果表明,在25 ℃、pH=4.6的HAC-NaAC体系中,加入0.04 mmol/L的H2S会大幅度加速X70钢的腐蚀;随着H2S浓度的增大,X70钢的腐蚀速率逐渐减小,但均大于空白溶液,表现为加速X70钢的腐蚀;当H2S浓度为10 mmol/L时,腐蚀速率小于空白溶液,表现为对X70钢的腐蚀反应的抑制作用.这是由于FeS保护膜的稳定性与H2S的浓度有关.     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

L80钢在CO2/H2S腐蚀环境中的力学特性

目的：研究L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性。方法利用微机控制慢应变速率拉伸试验机,对特定腐蚀条件下的L80钢试样进行拉伸实验,分析各因素对L80钢力学特性的影响变化规律。结果在CO2/H2S环境中,随着含水率的增加,L80钢的屈服强度、抗拉强度、延伸率均下降,L80钢拉伸曲线出现劣化。随预拉应力的增大,L80钢的屈服强度变化不明显,而抗拉强度和延伸率降低,当预拉应力超过0.8σs时,L80钢的腐蚀速率显著增加,表现出较强的应力腐蚀敏感性;随着H2S分压的增加, L80钢的力学性能发生劣化,表现出氢脆敏感性,而受CO2分压的影响不明显;温度升高导致L80钢的拉伸曲线出现了轻度劣化,延伸率和屈服区宽度小幅降低,但抗拉强度变化不大。结论 L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性受温度、CO2分压影响程度小。含水率和预拉应力的增大降低了L80钢的力学韧性,预拉应力的存在使L80腐蚀速率加快,缩短了耐腐蚀寿命。L80钢的力学性能对于H2S分压较对CO2分压更为敏感,试样的断裂是机械拉力和应力腐蚀共同作用的结果。     

含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

高Cl~-条件下H_2S分压对P110钢腐蚀速率的影响

利用高温高压釜设备模拟油气田环境并辅以失重法,研究了高Cl-条件下H2S分压对P110钢腐蚀速率的影响,结果表明:P110钢的腐蚀速率随着H2S分压的增大呈先增大后减小的趋势,且在0.06 MPa时取得最大值;采用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)和X射线能谱仪(EDS)技术对腐蚀产物膜进行分析知:H2S分压通过影响腐蚀产物膜厚度、微观吸附形貌和表面膜成分等,进而影响了P110钢的腐蚀速率.     

陕北高含硫采油污水腐蚀特性研究

以陕北某作业区高含硫采出水水质组成为参照,配置模拟高含硫采油污水,研究其对J55管材的腐蚀特性。通过改变H2S压力、p H值、溶解氧、不同离子浓度,考察了各因素对J55管材腐蚀速率的影响,并通过扫描电镜与能谱分析研究了腐蚀挂片的形貌与元素组成的差异。结果表明:在H2S压力小于0.30 MPa的实验范围内,J55钢的腐蚀速率随着H2S压力的增大而增大;溶解氧是造成高含硫采油污水腐蚀的主要影响之一;p H值在7.0~7.5之间存在一个突变点,当p H值小于这个突变点时,J55钢在含H2S溶液中的腐蚀速率随p H值降低而显著增加;当p H7.5时,腐蚀速率变化幅度不明显且腐蚀速率均小于0.05 mm/a;在现场污水p H值变化范围(6.0~8.5)内的高含硫水中,无论偏酸抑或偏碱性,SO42-对高含硫污水中J55的腐蚀基本没有影响,CO32-、HCO3-的加入会增加其腐蚀性,酸性条件下加入S2-腐蚀速率明显增大,偏碱性加入S2-对腐蚀基本没有影响。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

H2S-CO2分压对高硫高盐油田地面管线腐蚀规律的影响

通过腐蚀模拟试验,研究了H2S-CO2含量对高硫高盐油田地面管线的腐蚀规律。结果表明,随H2S-CO2总压力升高,X52QS和BNS钢的腐蚀速率均降低,X52QS钢腐蚀速率较BNS钢略高,腐蚀机制为H2S控制,腐蚀产物膜以马基诺矿(FeS1-x)为主。     

SPV50Q钢焊接接头腐蚀和氢渗透性能分析

具有不同组织结构的焊接接头是腐蚀环境中服役焊接设备或管道的薄弱环节,这与焊接接头处发生的非均匀腐蚀密切相关.利用动电位极化、交流阻抗技术和氢渗透技术,研究了液化石油气（LPG,liquefied petroleum gas）球罐用SPV50Q钢焊接接头在含H2S溶液中的腐蚀和氢渗透特性.结果表明,具有不同组织结构的SPV50Q钢焊接接头各区金属（母材、热影响区和焊缝）,在含H2S溶液中的耐腐蚀性和氢渗透性能都具有一定的差异性,母材的耐蚀性最好,热影响区次之,焊缝金属的最差;对氢渗透性能而言,焊缝金属的氢扩散速度和扩散系数最大,热影响区的次之,母材的最小.     

不同钢制造LPG球罐在湿H2S环境下失效行为的对比研究

对16MnR钢和SPV50Q钢液化石油气(LPG)球罐在湿H2S环境下的失效行为进行了对比研究.通过观察从16MnR钢球罐上所取下的严重腐蚀球壳板的裂纹特 征和SPV50Q球罐内壁所作金相复膜照片的裂纹形貌,以及分析现场所测试的硬度和残余应力,表明：16MnR钢球罐的失效是由氢诱导开裂(HIC)所引起,损伤部位发生在母材上,而SPV50Q钢球罐则是由硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)所造成,裂纹主要出现在焊接接头附近的热影响区(HAZ).     

接地极Q235碳钢材料在上海土壤环境中的腐蚀行为

通过电化学阻抗 (EIS)、极化曲线、扫描电镜 (SEM)、能谱分析 (EDS) 和X射线衍射 (XRD) 等技术对接地极Q235碳钢材料在含不同盐分的上海地区土壤中的腐蚀行为进行了研究。结果表明,在不同盐分土壤条件下,Q235碳钢的阻抗均随着浸泡时间的延长出现先升高后平稳的趋势,腐蚀速率随盐分含量增大而增大。由于沿海土壤的侵蚀性阴离子含量较高,使得所产生的锈层失去保护性。Q235碳钢腐蚀主要以全面腐蚀为主,还伴有微生物腐蚀现象,腐蚀产物膜主要由Fe₂O₃组成。根据耐腐蚀性能评价标准,接地极碳钢材料在上海土壤环境中的耐腐蚀性能为良。     

H2S分压对SM80SS油管钢腐蚀行为的影响

通过模拟某气田CO2/H2S共存腐蚀介质环境,对比研究了SM80SS油管钢在加与未加缓蚀剂时的腐蚀特征.结果表明,在未加自制缓蚀剂TG500的腐蚀溶液中,SM80SS油管钢的腐蚀速率随H2S分压的升高而缓慢增加;当溶液中加入TG500(浓度200 mg/L)后,SM80SS钢的腐蚀速率显著降低、且随着H2S分压的增加明显下降,而缓蚀效率却呈上升趋势,均达90%以上.     

2A11铝合金/碳钢偶接件在强化自然环境条件下的腐蚀特性

采用户外周期喷淋试验,研究了2A11铝合金与Q235钢组成的偶接件在强化自然环境条件下的腐蚀行为与规律.结果表明:2A11铝合金的偶接部位发生严重腐蚀,腐蚀严重部位主要在距接触边缘5～10mm的范围内;铝合金的腐蚀质量损失随暴露时间的延长而不断增大;电偶腐蚀和缝隙腐蚀并存是铝合金偶接部位腐蚀严重的主要原因,大气环境中沉...     

储罐钢SPV490Q在水压试验中的腐蚀性能

采用浸泡试验和慢应变速率拉伸试验研究了储罐钢SPV490Q在海水和淡水中的腐蚀性能差异。浸泡试验结果表明,SPV490Q在海水和淡水中的自腐蚀电位变化趋势基本一致,浸泡初期电位负移,浸泡后期电位正移并逐渐稳定;SPV490Q在海水和淡水中的腐蚀率接近。慢应变速率拉伸试验结果表明,SPV490Q在海水和淡水中的应力腐蚀敏感性均属于具有高应力腐蚀抗力。     

L-苯丙氨酸对Q235钢在硫酸中的缓蚀作用

采用电化学方法,研究了L-苯丙氨酸对Q235钢在0.5mol/L H2SO4溶液中的缓蚀作用及缓蚀机理,分析了其缓蚀剂类型。结果表明:L-苯丙氨酸的缓蚀效率随浓度的增加而增大,而且随着温度的升高,Q235钢表面单个活性位点上吸附的缓蚀剂分子数量增加,缓蚀效率也增大;L-苯丙氨酸属于混合抑制型缓蚀剂,作用机理为几何覆盖效应,其在Q235钢表面的吸附为单分子吸附,且吸附规律符合El-Awady动力学模型。     

CO2对H2S／CO2环境中P110钢应力腐蚀的影响研究

采用恒载荷拉伸法、腐蚀电化学测试和断口分析技术等,研究了P110钢在不同H2S／CO2含量的NACE-A溶液中的硫化物应力腐蚀（SSCC）行为．结果表明,在加载初期,P110钢的自腐蚀电位Ecorr）急剧下降,至极小值后缓慢升高,达到稳定值后直至断裂,试样断口呈脆性解理状．当通入CO2量达到17％时,P110钢的自腐蚀...     

Q235B 钢含硫污水罐的腐蚀开裂失效分析

目的对某炼油厂原料水罐Q235B钢腐蚀开裂失效原因进行分析。方法采用宏观形貌、金相组织和断口观察以及成分分析和力学性能测定等手段,分析Q235B钢腐蚀开裂失效的宏观和微观行为。结果 Q235B钢在污水罐罐顶形成的湿硫化氢环境中发生沿晶型应力腐蚀开裂。腐蚀过程中,电化学反应产生的氢渗入基体,导致微裂纹的萌生。腐蚀产物在基体表面积聚,其自身体积膨胀以及涂层的闭塞作用对基体形成非常大的拉应力。结论结合应力分析和环境分析,Q235B钢含硫污水罐的腐蚀开裂失效机制为硫化氢应力腐蚀开裂,应力来源于氢渗透和腐蚀产物膨胀。