常用奥氏体不锈钢的腐蚀研究

奥氏体不锈钢在油气工程中应用十分广泛,但是对于含有H_2S、CO_2、Cl~-等腐蚀介质的工况,奥氏体不锈钢的使用受到了限制。本文通过高温高压H_2S、CO_2、Cl~-、S单质共存条件下的腐蚀试验,对304L、316、316L、310S及904L在不同腐蚀性介质组合、不同温度工况下的腐蚀行为进行了研究。研究表明,304L相对于其他四种材料,抗腐蚀能力较差,904L的抗腐蚀能力较强,并且受温度、H_2S/CO_2分压、Cl~-浓度及S含量等因素的影响较小。     

适用于H2S、CO2、Cl- 较高浓度环境下的咪唑啉衍生物 缓蚀剂的制备与性能评价*

针对高含CO_2、H_2S、Cl~-的油气井环境,以十六烷酸、二乙烯三胺、1-萘基-2-硫脲为原料制备了1-(2-奈基-硫脲乙基)-2-十五烷基-咪唑啉缓蚀剂。在饱和CO_2浓度、H_2S质量浓度为30 mg/L、Cl~-质量分数为0数30%的盐溶液中,研究了缓蚀剂对钢片腐蚀形貌和缓蚀效果的影响,通过电化学极化曲线和交流阻抗谱分析了缓蚀机理。结果表明,Cl~-加速了碳钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀。在含CO_2(饱和)、H_2S(30 mg/L)和Cl~-(10%)的盐溶液中,缓蚀剂可减缓Cl-对碳钢的腐蚀。缓蚀剂的缓蚀效果随着Cl~-浓度的增加而下降,Cl~-含量低于20%时的缓蚀效果较好。随着缓蚀剂浓度的升高,缓蚀率增大并逐渐趋于稳定,缓蚀剂加量为100 mg/L时的缓蚀率为94.36%。该缓蚀剂属于对阴阳极作用均有抑制的混合型缓蚀剂,可在碳钢表面形成一层致密的保护膜,阻碍腐蚀介质与金属基体的接触,抑制金属的腐蚀,可用于CO_2、H_2S、Cl~-浓度较高环境下管道的缓蚀。图10参13     

高含硫气田的机械式复合管应用及焊接质量控制

川东北元坝气田腐蚀环境恶劣,气体中含H_2S和CO_2腐蚀性成分,腐蚀性强,输送管道首次采用内衬镍基合金N08825的双金属复合管。本文从耐腐蚀性材料选择、复合管性能、管端破口形式、焊接工艺及焊接质量出发,介绍了L360QS/N08825双金属复合管的各项性能能够满足川东北元坝气田高含H_2S腐蚀环境的管线使用要求。     

油井管材料在含氯离子介质中的腐蚀行为研究

油田采出液中有腐蚀性阴离子(Cl~-,SO■和CO■),这些离子的存在会影响管材的电化学腐蚀行为,造成油井管材料的腐蚀,其中,由于Cl~-存在而导致的腐蚀最为常见,且腐蚀情况也比较严重。该文针对常用油井管材料在含Cl~-介质中的腐蚀行为展开论述,阐述了Cl~-腐蚀的影响因素。通过对比Cl~-在不同条件下对油井管材料的腐蚀情况,了解Cl~-腐蚀的特点。同时分析CO_2和H_2S酸性气体存在下对Cl~-腐蚀的影响,为防腐蚀措施的选择提供参考依据。     

塔河油田水套炉盘管腐蚀与防护措施

单井加热炉是以水作为传热介质的一种间接加热设备。油气集输系统正常运行过程中,由于盘管外壁长期浸泡在未经软化处理的高温炉水中,因此炉内的介质含有H_2S,CO_2,Cl~-,Ca~(2+)和Mg~(2+)腐蚀性杂质,且是一种pH值较低的油、气、水的混合物。高温环境下,加热炉盘管在内外壁结垢和腐蚀的共同作用下发生腐蚀穿孔。分析了加热炉盘管腐蚀原因及影响因素,提出了适用于塔河油田单井加热炉盘管的防腐蚀措施。     

多相流海底管道内腐蚀模型研究

阐述了海底管道输送油气中CO_2,H_2S和Cl~-的腐蚀机理,介绍了CO_2,H_2S和CO_2/H_2S的腐蚀模型。为了提高多相流海底管道腐蚀模型预测的准确性,综合考虑了流速,CO_2,H_2S和Cl~-不同因素的影响,再结合其腐蚀机理和现有的腐蚀模型,提出了一个适用于多相流海底管道的内腐蚀模型,修正后的内腐蚀模型的最大预测误差为15.198%,比Norsok腐蚀模型的预测精度高10倍。     

油田地面集输管道腐蚀穿孔风险分析

地面集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,因此明确管道腐蚀穿孔的风险显得至关重要。通过对某油田腐蚀穿孔的碳钢管道化学成分、金相组织和腐蚀产物形貌等分析,发现管样内壁的均匀腐蚀为CO_2、H_2S在高矿化度地层水中的电化学腐蚀所致;局部腐蚀及腐蚀穿孔为高矿化度地层水中CO_2电化学腐蚀、Cl~-局部催化所致,并伴随有一定程度的H_2S腐蚀。据此识别该油田碳钢管道腐蚀穿孔的关键风险因素为采出液含水率高、CO_2与H_2S共存及Cl-加速腐蚀。可根据关键风险制定防治措施,如加大内涂层管、双金属复合管或非金属管的投用,连续加注缓蚀剂等,从而逐步改善该油田的腐蚀现状,降低腐蚀穿孔次数,确保油田安全正常生产。     

高压燃料气管线的腐蚀与防护

对高压燃料气管线的腐蚀情况进行了调查,结果表明,高压燃料气管线的腐蚀主要发生在弯头的背弯处及直管段低点沉积凝液的部位,腐蚀均为大量结垢及明显蚀坑。高压燃料气中的H_2S,HCl,CO_2等腐蚀介质形成了H_2S+H_2O,H_2S+HCl+H_2O,H_2S+CO_2+H_2O等复杂的湿硫化氢腐蚀体系,与管道垢下腐蚀相互促进,导致高压燃料气管线的蚀坑深度快速增加,并最终穿孔泄漏。提出了建立脱硫装置、加强管道排凝、评选耐蚀防护涂料、开展腐蚀监测等防护建议。     

高含盐含硫工况下高压容器金属涂层防腐研究

针对国内外高含H_2S、CO_2、Cl~-等恶劣腐蚀工况下压力容器的防腐要求,通过实验研究,攻克了现有金属涂层与基体结合强度低(小于80 MPa)、涂层孔隙率高(大于1%)等技术难题,开发出适用于高含盐含硫腐蚀工况下压力容器使用的新型金属涂层材料和喷涂成型工艺的专有技术,为解决高含盐含硫腐蚀工况下压力容器的防腐技术难题提供参考。     

海上平台油气处理系统腐蚀及风险分析

通过分析海上平台油气处理设备的相关资料并结合装置的腐蚀监测数据,计算出油气处理系统主要设备风险;分析了海上平台主要油气处理设备的腐蚀类型、腐蚀机理及风险分布。结果表明:腐蚀性介质主要有H_2S,CO_2和Cl~-;该海上平台设备整体风险不高,中高风险的设备主要集中在气相系统(失效概率中、后果严重程度高),生产水处理系统设备主要处于中风险区域(失效概率高、后果严重程度低)。为提高海上平台设备的管理、维护水平,制定了优化的风险检验策略及日常维护计划。     

油井缓蚀剂的现场应用

1.油田腐蚀状况简述 中原油田(文明寨、卫城、马寨断块油田)自1982年投入开发,目前有计量站66座,生产油井580口,综合含水达86％,产出水具有“五高一低”的特点:即产出液含水高、矿化度高、Cl~-含量高、CO_2含量高、H_2S含量高、pH值低。产出液强腐蚀性造成管网穿孔,管杆泵腐蚀,油     

湿气管道内腐蚀直接评估法在靖边气田的应用

靖边气田属于中含CO_2,低含硫气藏。采出天然气中含有CO_2,H_2S和高矿化度水等腐蚀性介质,会对管线内部产生一定的腐蚀,随着投运年限的不断增加,腐蚀程度也随之加剧。本文主要阐述了WG-ICDA(湿气管线内腐蚀直接评估方法)在靖边气田天然气管线上的应用效果,并通过管线取样检测方式对检测结果进行准确性验证,明确了WGICDA在靖边气田采气管线全线内腐蚀检测中的适用性。     

酸性天然气气田井筒管材腐蚀及缓蚀剂筛选

某气田属典型的中等含硫酸性气田,对井筒管材具有潜在的强腐蚀破坏性。在对该气田18口生产井井筒腐蚀进行分类的基础上,室内模拟研究了CO_2+模拟地层水及H_2S/CO_2+模拟地层水介质环境对P110、P110S、P110SS三种管材的腐蚀规律,并筛选出满足该气田防腐需要的缓蚀剂。实验结果表明:三种井下管材在CO_2+模拟地层水及H_2S/CO_2+模拟地层水介质中抗腐蚀性顺序分别为P110P110SP110SS及P110SP110SSP110;当所筛选的ZJ-1、ZJ-2两种抗温性缓蚀剂加入浓度为120~300 mg/L及200 mg/L时,可将三种管材腐蚀速率控制在0.076 mm/a以内,为该气田的安全稳产提供了技术保障。     

卧式双筒分离器下筒腐蚀及对策

中国石油天然气股份有限公司长庆气田分公司某采气厂4台卧式双筒分离器下筒为储液区,均采用碳素钢腐蚀较为严重,腐蚀速率平均达1.7~2.3 mm/a,实际运行寿命仅为设计约定寿命的五分之一.在Cl~-,H_2S和CO_2的联合作用以及p H值偏低的情况下,分离器的下筒采用碳钢且内壁不防腐的做法需要慎重。提出从涂层、衬里、牺牲阳极、复合以及直接采用高合金等方面措施,并从设备制造、防腐施工、现场运行、定期检验及建设成本等方面进行了对比。从设计、材料、制造以及运行综合考虑,并加大现场检测,才能保证设备在寿命期内安全运行。     

什么叫做油、气井缓蚀剂?

加入少量化学物质到油气井中去以减缓油气井设备的腐蚀,这种物质叫散油气井缓蚀剂。油气井的腐蚀一般有 H_2S、CO_2、有机酸、卤水和氧(对注水采油的井来说)等腐蚀介质,其中以 H_2S 最严重。根据腐蚀介质的情况,现在广泛采用的缓蚀剂主要有酰胺、咪唑啉、季胺盐,含 N 杂环化合物和磷化物等有机缓蚀剂。一般来说,油气井在开采初期由于无水或少水,腐蚀微不足道,因为腐蚀介质主要是以水为媒介,使得油气井发生电化学腐蚀。所以随着油气井的开发,地层水不断涌     

干气提纯氢装置局部腐蚀分析及防护措施

中国石油某石化公司炼油厂干气提纯氢气装置运行一年半后停车检修,出现了包括压缩机本体在内的局部设备及管道腐蚀。结合操作介质中的腐蚀成分(CO_2,H_2S)以及腐蚀产物进行分析,认为游离水是产生腐蚀的必要条件,腐蚀为CO_2腐蚀为主、H_2S腐蚀为辅的复合型腐蚀。对压缩机本体部分配件及管道进行了材质升级并优化布置,提出了防腐措施:改变压缩机级间冷却器型式并优化布置;重整富氢原料气增设精细过滤器;压缩机操作调整及压缩机部分零部件材质升级,局部管道材质升级等。确保装置可长周期稳定运行。     

抗H_2S腐蚀的缓蚀剂

在石油和天然气工业中,缓蚀剂得到了广泛而充分的应用,其原因是油、气采炼所遇到的是含有H_2S或CO_2的严重腐蚀性介质,若不使用缓蚀剂,各种机件与管、泵、阀、槽、塔等将迅速遭受腐蚀破坏,甚至酿成燃烧、爆炸的恶性事故;而若选用恰当的工艺缓蚀剂,例如,能保护碳钢而抗H_2S与CO_2腐蚀的缓蚀剂,则能明显阻抑碳钢的腐蚀,取得显著的经济效益。     

某海底输送管线腐蚀失效分析

通过宏观形貌观察、理化性能检验、扫描电镜及能谱分析等分析方法,对某海底输送管线穿孔原因进行失效分析。结果表明:弯管内壁腐蚀产物成分主要为FeCO_3和Fe_3O_4,弯管外壁腐蚀产物成分主要为FeCO_3和FeOOH;含腐蚀性气体的水介质、压强较大的点主要分布在弯管外侧,弯管外弧侧的腐蚀环境较内弧侧更恶劣,腐蚀趋势较内弧侧更大,易发生腐蚀穿孔;弯管内壁外弧侧穿孔前为CO_2腐蚀,穿孔方向由内壁向外壁,穿孔后,弯管内、外壁同时遭受CO_2和氧腐蚀。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

多因素共同作用对Q235B钢管腐蚀行为的影响

为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。