08Cr2AlMo钢管在胜利炼油厂热交换器上的应用

08Cr2AlMo热交换器适用于炼制高硫高酸原油的常顶、减顶部位腐蚀环境 ,是HCl+H2 S +H2 O环境的经济选材。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2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及醋酸共存环境,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,探讨了高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:普通N80油管钢在单一CO2腐蚀速率较高,达到5....     

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。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

油气田高含H2S、CO2和Cl^-环境下压力容器腐蚀机理研究进展

系统地分析和研究了在油气田高矿化度采出水和高含硫化氢、二氧化碳、氯离子等环境下的压力容器使用现状,分析了H2S-CO2-Cl-环境下的腐蚀失效机理.     

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。     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S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,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

低H_2S/CO_2分压比下油管钢腐蚀产物膜特征及形成机制研究

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟低H2S/CO2分压比腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM,XRD,XPS等表面分析技术,探讨了油管钢在低H2S/CO2分压比腐蚀环境下的腐蚀产物膜特征及形成机制。结果表明:在微量H2S条件下,当PH S/PCO为1/400时,试样表面在数秒内形成很薄的一层腐蚀产物膜Fe S;随着时间的延长,形成具有3层结构的腐蚀产物膜,腐蚀产物膜由硫化物和Fe CO3组成;当PH S/PCO增大到1/100时,腐蚀产物膜仅由硫化物组成。     

油气田H2S腐蚀分析及高强钢选材

在油气田勘探开发、炼制以及加工过程中，广泛存在H2S的腐蚀问题。硫化氢的存在会使钢材的屈服强度大大降低，最终产生应力腐蚀破坏。随着高含硫油气田的深入勘探开发，如何优选出能够适用于在高含硫环境下的高强钢，是目前亟待解决的问题。本文针对这一现状，详细介绍了H2S腐蚀机制以及H2S腐蚀的影响因素，归纳出在H2S腐蚀下高强钢的选材原则，并优选得到了三种具有耐硫化氢腐蚀的高强钢：与油田常使用的35CrMo钢比较，30CrMoVTiAI，00Cr13NiSMo和2205兼有更高的强度和耐硫化氢腐蚀性。此外，该文在此基础上对未来油气田抗H：S腐蚀的研究提出了几点建议。     

新型电潜泵电动机保护器

美国Schlumberger公司开发了一种新型电动潜油泵电动机保护器，它适用含砂和固相采出液、腐蚀液和高温环境中，其主要特点是选用金属波纹管替代合成橡胶软管。在气井中，这种波纹管可以防止气体流经橡胶软管而驱替电动机油。这种波纹管可抗硫化氢(H2S)和不渗透到气体中，于是，它适用于高温、H2S以及高含气恶劣油井环境中。     

YK6H井高压阀门腐蚀及防护对策

YK6H井为雅克拉凝析气田一口高温、高压、高产、高流速的凝析气井,该井油压30 MPa,油温80℃,回压8.0 MPa,回温60℃,流速6.5 m/s,CO2含量3.10%,CO2分压0.248 MPa,H2S质量浓度25 mg/m3,腐蚀环境复杂。YK6H井口和站外高压阀门多次发生法兰钢圈槽、本体腐蚀刺漏事件,造成频繁关井更换阀门,目前已累计更换高压阀门6套。根据YK6H高压阀门腐蚀现状,从阀门服役腐蚀环境、阀门材质、阀门加工工艺等方面进行阀门腐蚀行为分析,结果表明:阀门腐蚀主要是CO2冲刷腐蚀,电偶腐蚀、静电腐蚀和高流速在紊流、空蚀、冲击腐蚀等的影响加速了法兰金属槽的CO2腐蚀,加工工艺缺陷也是影响因素。针对阀门腐蚀影响因素,提出对应的防治措施。     

湿H_2S环境下钻具腐蚀断裂机理及预防措施

"三高"油气田开发一直是国内外油气田开发的一个难点,其中高含硫对钻具、设备安全和作业人员健康都构成了威胁。塔中I号气田是塔里木油田典型的高含硫油气田,部分井H2S质量浓度达到了607 000 mg/m3,近年来多次发生H2S致钻具腐蚀开裂事件,给油田安全生产带来了严重挑战。通过对塔中I号气田多起钻具断裂事故分析,表明:湿H2S环境下钻具发生腐蚀断裂有电化学腐蚀、氢致开裂和硫化物应力腐蚀开裂三种;其主要影响因素有H2S含量、p H值、温度和钻具材质。建议加强对钻具材质中有害元素的控制,定期检测泥浆中p H值变化情况,加强对钻具的管理工作,选择的合适的压井方式等来防止类似事件发生。     

H2S-CO2-Cl-共存体系下的腐蚀状况

塔河油田具有CO2，H2S和高矿化度水共存特征，腐蚀性介质复杂。在油气水的采、储、输各生产环节中，金属管道容器的内腐蚀穿孔均有发生，并随着含水量上升，腐蚀日趋严重，已成为阻碍油气田持续发展的突出矛盾。文章针对塔河油田H2S—CO2-Cl^-共存体系环境，对腐蚀原因、防腐蚀措施进行了浅析。     

X80焊管H_2S环境应力腐蚀开裂行为研究

采用三点弯曲加载法和微电极扫描测试技术,研究了X80高强度级管线钢及其焊缝区的抗H2S环境应力腐蚀开裂(SSCC)行为。测定了焊接接头的显微硬度分布,分析了显微组织结构、力学性能及抗腐蚀性能之间的相关性。研究表明,热影响区(HAZ)对应力腐蚀开裂最为敏感,母材的纵向和横向取样对应力腐蚀敏感性影响不显著,薄壁管材比厚壁管材有较好的抗H2S环境应力腐蚀性能。HAZ晶粒粗大、硬度高,局部腐蚀倾向大,由此导致该区SSCC敏感性高。     

普光气田地面集输工程防腐蚀控制措施

普光气田是我国第一个成功开发的典型高酸性气田。由于天然气含H2S、CO2、Cl-、H2O等,普光气田的集输管线和集气站设备处于非常恶劣的腐蚀环境。硫化氢具有高毒性,一旦由于腐蚀导致穿孔、开裂泄漏,将对人身安全、生命财产造成极大危害。因此,在开发建设过程中,采取了一系列预防硫化氢、二氧化碳和氯离子腐蚀的监测与控制技术,保障了气田安全运行,对其他类似气田的防腐蚀控制具有一定指导意义。     

回火温度对2Cr13钢在H2S-CO2环境中腐蚀的影响

为了研究回火温度对2Cr13钢在H2S-CO2环境中腐蚀的影响,首先分析了3种热处理状态下2Cr13钢的显微组织,再利用失重法测试了2Cr13钢在不同回火温度下的腐蚀速率,利用表面形貌法观测了2Cr13钢的腐蚀产物形貌及产物组成,最后利用电化学方法分别测试了3种热处理后2Cr13裸钢和在H2S-CO2环境中腐蚀72 h后试样的动电位极化曲线。结果表明:在正火状态下2Cr13钢的显微组织为富Cr铁素体加粒状未溶碳化物,600,700℃回火处理的显微组织为板条马氏体加碳化物;3种热处理状态下,正火处理的2Cr13钢的耐H2S-CO2腐蚀性能显著;正火处理的2Cr13钢中的游离Cr质量分数高,在H2S-CO2环境中将生成完整、致密的腐蚀产物膜,而回火处理的2Cr13钢中的游离Cr质量分数降低,生成疏松的腐蚀产物膜。     

湿H2S环境中容器壳体开裂问题的探讨

探讨性地论述了炼油化工厂容器壳体在湿H2S环境中的开裂及其控制问题,并简单地提出了湿H2S环境下设备材料选择的原则.     

湿H2S环境下的分水器选材

详细阐述了湿H2S环境下的钢材应力腐蚀机理与腐蚀类型,并结合工程应用对湿H2S环境下分水器的选材和结构设计进行了讨论.     

液化石油气球罐裂纹的分析及处理

介绍了扬子石化芳烃厂储运车间2台液化石油气球罐的运行状况,在装置停车大检修检验过程中发现裂纹,分析了裂纹产生的原因,指出裂纹的产生是加工高硫原油后液化气中H2S含量高,在湿H2S环境下的应力腐蚀引起。重点介绍了球罐消氢热处理方案,裂纹的修复过程,阐述了防止液化气球罐产生裂纹的对策及防范措施。并提出对原料进行脱硫处理,对关键设备和管道等进行材质升级改造,以保证在役液化气球罐的安全使用。