高温高压氢腐蚀研究回收与展望（一）

综述了高温高压氢腐蚀的工业背景与研究发展历史，对高温高压氢腐蚀的评定方法和实验方法进行了概括，给出了高温高压氢腐蚀的热力学和动力学研究体系，讨论了氢蚀检测技术和有关焊接部位氢蚀研究的进展。     

高温高压氢腐蚀研究回顾与展望(二)

综述了高温高压氢腐蚀的工业背景与研究发展历史，对高温高压氢腐蚀的评定方法和实验方法进行了概括，给出了高温高压氢腐蚀的热力学和动力学研究体系，讨论了氢蚀检测技术和有关焊接部位氢蚀研究的进展。     

PTA装置加氢反应器腐蚀及其控制研究

对现役PTA加氢反应器不同部位的腐蚀原因进行了分析,认为点蚀和冲涮腐蚀是由于HAc-Br-腐蚀介质在不同状态下引起的;氢气入口管裂纹主要是由于在运行过程中介质中含有Br-在临氢状态下局部应力集中产生的氢致应力腐蚀开裂。研究并实施了点蚀坑的补焊修复技术和延缓氢致应力腐蚀开裂产生的氢气入口管改造等腐蚀控制措施。     

H2S/CO2分压和Cl-浓度对L360QCS腐蚀行为的影响研究

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2 S/CO2分压、Cl浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS腐蚀行为的影响.采用失重法计算腐蚀速率,四点弯曲法进行应力腐蚀试验,宏观形貌观察和扫描电镜( SEM)微观观察及能谱(EDS)分析进行综合研究.在H2S/CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高腐蚀速率呈现先降后升.压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡很少或者消失.腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增加,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的增加而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低.     

合成氨气厂抗氢蚀材料的应用

介绍了合成氨装置及煤液化气化装置高温高压环境下的氢蚀机理及影响因素,钢中加入稳定碳化物的Cr,Mo,W,V,Nb等元素可延缓氢蚀趋势;焊后淬火加回火可提高抗氢蚀能力;冷加工使钢的抗氢蚀能力减弱,而应力和高压氢的共同作用不但影响钢的持久强度,而且影响其耐蚀性。合理的设计选材及严格的工艺管理可防止事故发生。     

高温高压临氢管线阀门开裂失效分析

对加氢裂化装置高温高压临氢管线阀门开裂失效进行了简单分析,对氢腐蚀及高温H2-H2S腐蚀机理进行了描述并提出了相应的防护措施。     

高温高压临氢换热器腐蚀原因与修复

分析了高温高压临氢换热器腐蚀的原因,对该设备在现场修复的方法进行了全面介绍,包括腐蚀表面加工、预热、施焊操作与安全防护、焊后热处理及检验等关键工艺。采用ER309LSi不锈钢作为堆焊层,通过合理的焊接工艺,减缓高温氢-硫化氢环境下的腐蚀。     

J5套管在长庆油田油层水中耐蚀性的对比试验

为定性研究长庆油田地层水对Ｊ５５套管的侵蚀性，分别选取了国产和进口的Ｊ５５套管试验各两种，模拟油田高温高压环境进行腐蚀试验，试验结果表明，试样表面均存在点蚀现象，４种试样的平均腐蚀速率最大为０．１３０ｍｍ／ａ，最小为０．０７４ｍｍ／ａ，相差很大，试样表面的腐蚀产物主要是ＦｅＳ，说明在这种环境中，套管可能同时遭受ＣＯ２腐蚀，硫酸盐还原菌蚀，Ｈ２Ｓ腐蚀和垢下腐蚀，其中Ｈ２Ｓ腐蚀和垢下腐蚀引起的点蚀占主     

高温高压高酸性油气井用尾管顶部封隔器关键技术研究

针对尾管顶部封隔器在高温高压高酸性油气井环境中易腐蚀失效导致环空带压等问题,开展了封隔器耐温、耐压、耐腐蚀关键技术研究。根据尾管顶部封隔器各部件的特点及高温高压高酸性油气井对其性能的需求,进行了合理的选材,采用浸泡试验、应力腐蚀试验和电化学测试等方法评价了主要金属材料的均匀腐蚀、点蚀、应力腐蚀开裂性能及电偶腐蚀风险;测试了所选橡胶材料的耐温、耐压和耐腐蚀性能。试验发现,镍基合金718具有良好的抗均匀腐蚀、点蚀和应力腐蚀开裂的性能,可作为封隔器的主要金属材料;13Cr不锈钢和低合金钢与镍基合金718偶接使用时电偶腐蚀速率较小,可以作为主要的辅助材料;改性的四丙氟橡胶材料在150℃、H2S分压3.5 MPa、CO2分压3.0 MPa环境下腐蚀96 h后力学性能保持率均在90%以上,用其加工的封隔器胶筒在高酸性腐蚀环境下具有良好的气密封性能。采用上述材料制备的尾管顶部封隔器在元坝10-3井进行了现场试验,结果显示该封隔器性能可靠,表明选材合理。研究认为,改进后的尾管顶部封隔器是解决高温高压高酸性油气井环空带压等问题的有效手段。      

文昌10-3气田超临界CO_2腐蚀与油套管防腐选材研究

在模拟文昌10-3气田超临界CO_2腐蚀环境下,采用高温高压反应釜研究了碳钢、普通马氏体不锈钢和超级马氏体不锈钢的腐蚀行为,借助扫描电子显微镜分析了以上材质的抗点蚀特性。结果表明:在超临界CO_2腐蚀环境中,碳钢无法满足要求;在连续的CO_2相中,普通马氏体不锈钢VM13Cr会发生点蚀;在连续的水相中,超级马氏体不锈钢HP2-13Cr表现出了较好的耐点蚀性能。同时,为文昌10-3气田井下管柱设计了防腐材质。     

加工劣质原油重油加氢装置的腐蚀与相关问题

论述了加氢装置高温高压H2 -H2 S腐蚀、高压空冷器的NH4 Cl-NH4 HS结垢腐蚀以及原料油中重金属的危害 ,根据各种类型腐蚀的特点介绍了相应的防护措施     

深层高温高压气井完井测试管柱失效分析

深层高温高压油气井完井测试管柱的安全可靠对于确保深层油气的安全高效开发具有重要意义。考虑测试过程中的温压变化、管柱端部约束及屈曲摩阻等因素综合影响,建立了测试管柱受力分析模型,开发了深层高温高压气井完井测试管柱力学分析软件,对新疆顺南地区某井测试管柱进行了温度压力分析、受力变形计算和力学强度校核,揭示了该井完井测试管柱失效的原因。结果表明:利用开发的软件能够较为准确地分析高温高压井测试管柱所处的温压环境,并能对其进行受力变形分析和强度校核,可用于工程实际;该井测试管柱表面受到的局部腐蚀损伤和产生的裂纹会使管柱强度降低,是导致其失效的主要原因;该地区高温高压井中腐蚀对管柱力学强度的影响应给予特别重视。该研究可为高温高压井完井测试管柱优化设计及安全控制提供理论依据。     

N80钢在CO_2/H_2S高温高压环境中的腐蚀行为

利用交流阻抗和极化曲线 ,在模拟含CO2 /H2 S的高温高压环境中实时监测了N80油管钢的腐蚀行为 ,辅以扫描电镜和X 衍射分析 ,探讨了CO2 和H2 S对油管钢的联合腐蚀作用。研究结果表明 :在 1 18MPaCO2 和 0 0 1MPaH2 S混合气体腐蚀环境中 ,N80钢以H2 S腐蚀为主 ,与CO2 腐蚀相比较 ,加入H2 S后腐蚀的阴、阳极反应加快 ,腐蚀产物膜具有较强的保护性 ,阻碍了反应物质的传输 ,使均匀腐蚀速率下降 ;硫化物的缺陷会导致局部腐蚀的发生 ,但FeCO3和CaCO3等二次产物的紧密填充 ,使得局部腐蚀受到一定程度的抑制。     

油管钢在酸性模拟环境下耐腐蚀性能研究

结合实际井况,对抗硫管材在不同温度、不同H2S分压下的耐腐蚀性能进行了分析研究。采用扫描电子显微镜、电子能谱仪以及X射线衍射仪分别对材料的腐蚀形貌、平均腐蚀速率、腐蚀产物成分进行对比分析。结果表明,材料的腐蚀速率随着温度的升高先降低后稍有增大,说明温度是影响腐蚀性能的关键因素,直接影响气体H2S/CO2在溶液中的溶解度,从而影响腐蚀状况;在低温时抗硫管并没有显示耐蚀的优势。形貌物相分析表明,抗硫管材在150℃时产物膜均匀,膜层对深层腐蚀有阻碍作用,局部腐蚀不明显,相对低合金管材表现出耐腐蚀优势。低合金管材相对抗硫管腐蚀程度严重,不适宜在试验环境下应用。     

可溶性球座Fe-Mn合金力学及腐蚀性能研究

高温高压腐蚀环境下,可溶性球座会因材料强度、硬度不足及降解过快等原因过早失效。为此,采用OM、SEM、XRD表征可溶性球座材料Fe-Mn合金的微观结构与相成分,开展电化学测试、力学性能测试、加速浸泡腐蚀试验及高温高压浸泡腐蚀试验,分析了Fe-Mn合金的力学及腐蚀性能。测试结果表明,锰元素有细化晶粒的作用,随着锰含量增大,合金硬度和屈服强度呈先增大后减小趋势,Fe-5Mn合金硬度和屈服强度分别为345 HV和812 MPa;锰含量增大,自腐蚀电位负移,腐蚀电流密度增大,Fe-5Mn合金自腐蚀电流密度为4.64×10-5 mA/cm2。在长期加速浸泡腐蚀试验环境下,锰含量增大,导致腐蚀速率降低,Fe-5Mn极限降解速率为4.3 mm/a;长期高温高压浸泡试验条件下,腐蚀初期锰含量增大,提升了腐蚀速率,腐蚀后期合金整体腐蚀速率缓慢且趋于同一水平,Fe-5Mn满足作为可溶性球座材料的性能要求。研究结果可为选择Fe-Mn合金作为井下可溶性球座材料提供参考。      

某超深井油管腐蚀开裂分析及对策研究

现有的酸液缓蚀剂对消除高温环境下酸性高浓度盐水对超级13Cr材质油管的应力腐蚀是无效的,实际生产应用中导致了应力腐蚀开裂,需研发新型缓蚀剂解决高温酸液及高温酸性高浓度盐水的应力腐蚀。研究已有缓蚀剂缓蚀机理的基础上,分析了其不足之处,提出了聚合成膜的缓蚀机理,即利用一些化合物在酸液环境中在一定条件下相互反应,生成含至少2个活性功能团中间产物,可在金属表面快速生成聚合物膜。基于该理论,研发了新型缓蚀剂,在高温高压动态腐蚀速率测量仪测试,180℃下,15%盐酸腐蚀速率最低为16.0 g/m2·h;四点弯曲法测试证实该缓蚀剂显著消除了酸性高浓度盐水在高温环境中对超级13Cr材质试片产生的应力腐蚀开裂。新型缓蚀剂可有效减少超级13Cr材质油管在超深高温高压气井中产生的应力腐蚀开裂。      

加氢裂化装置管道腐蚀类型及材料的选用

介绍了加氢裂化装置中的主要腐蚀类型：高温氢损伤、高温H2＋H2S、高温硫腐蚀、湿H2S腐蚀、环烷酸腐蚀、NH4Cl及NH2HS腐蚀、连多硫酸腐蚀、胺应力腐蚀开裂以及装置中主要发生腐蚀的部位;分析了各种腐蚀发生的机理,提出了各腐蚀环境下管道材料的选用原则。     

天然气井腐蚀预测研究

CO2腐蚀是石油、天然气工业最主要的危害之一,并已引起人们广泛关注。研究CO2的腐蚀机理,对CO2腐蚀速率进行预测,有着重要的社会意义和经济价值。国外CO2腐蚀预测模型已达十多种,目前最为常用的是Norsok和De Waard模型。通过分析含CO2天然气井的腐蚀影响因素,揭示了井下油管腐蚀速率与各腐蚀因素之间的内部规律。运用Norsok和De Waard模型对井下油管的CO2腐蚀速率进行预测,得到了高温、高压气井CO2腐蚀程度变化趋势,为含CO2天然气井腐蚀防护提供了理论参考。     

X65钢和3Cr钢作为海底管道用钢抗CO2腐蚀性能研究

用高温高压反应釜模拟油气输送管道典型腐蚀环境,研究X65钢和3Cr钢作为海底管道用钢的抗CO2腐蚀性能.在温和腐蚀环境,X65钢与3Cr钢的平均腐蚀速率均较低,使用X65钢是安全的.随着温度和CO2分压提高,与X65钢相比3Cr钢表现出更优越的抗CO2腐蚀性能:在中等腐蚀环境3Cr钢平均腐蚀速率较X65钢大幅降低,在中等和苛刻腐蚀环境3Cr钢可有效抑制局部腐蚀的发生;在这样的腐蚀条件下,3Cr钢作为海底管道用钢较X65钢安全.3Cr钢较X65钢抗CO2腐蚀性能提高的主要原因是表面形成了富Cr的腐蚀产物膜,结构致密,对基体起到了有效的保护作用.     

Cr含量和温度对低Cr管线钢抗CO2腐蚀的影响

为了深入了解Cr的加入对管线钢抗CO₂腐蚀性能影响的本征机制,采用高温高压反应釜实验研究了Cr含量和温度对低Cr管线钢抗CO₂腐蚀行为的影响。运用扫描电镜（SEM）及能量谱图（EDS）分析技术,重点分析了Cr含量和温度对平均腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及腐蚀产物膜开裂特性的影响,并进行了腐蚀产物膜的成分分析。实验结果表明：①管线钢中添加少量Cr元素可显著降低其平均腐蚀速率;②随着Cr含量的增加和温度的提高,低Cr管线钢腐蚀产物膜内Cr元素的富集程度均明显增大,腐蚀产物膜的保护性也相应提高;③管线钢中Cr含量的提高显著改变了腐蚀产物膜的力学特性,使其由韧性向脆性方向转变;④低Cr管线钢腐蚀产物膜的生长是Cr化合物形成与FeCO₃沉积互相竞争的结果。