CO2分压对碳钢海底管道CO2/H2S腐蚀的影响

目的：研究 CO2分压对 CO2/H2S腐蚀的影响规律,为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,对腐蚀前后的试样进行称量,计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌,通过 XRD 分析腐蚀产物膜成分。结果当 CO2/H2S 分压比较高（1200）时, CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a,随着CO2分压升高,腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO2/H2S分压比较低（200）时,CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a,CO2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO2/H2S分压比较高（1200）时,腐蚀产物以FeCO3为主,腐蚀受CO2控制;此时低CO2分压下的腐蚀产物膜较完整致密,高CO2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂,对基体保护性下降,因此腐蚀速率随CO2分压升高而增大。当CO2/H2S分压比较低（200）时,腐蚀产物以FeS为主,腐蚀受H2S控制;此时在不同CO2分压条件下,腐蚀产物均较完整致密,因此腐蚀速率相对较低,并未随着CO2分压升高显著增大。结论 CO2分压对CO2/H2S腐蚀速率的影响与CO2/H2S分压比密切相关,海底管道材料选择不仅要考虑CO2分压的影响,还要考虑CO2/H2S分压比的影响。     

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.     

含H2S/CO2环境中缓蚀剂对不同油管钢的缓蚀作用

选用一种自制缓蚀剂TG500(主要成分为咪唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯),对不同油管钢在含H2S/CO2腐蚀介质中进行试验。结果表明:TG500可明显降低溶液对N80、SM80SS、KO80SS油管钢的腐蚀速率,即使在较高的CO2/H2S分压下,缓蚀效率仍可达95%以上;油管钢中的合金元素Cr、Ni对于降低油管钢的腐蚀速率具有明显作用,但对于提高缓蚀剂的缓蚀效率无明显作用。     

咪唑啉缓蚀剂在CO_2/H_2S共存体系中的构效关系研究

合成了4种具有不同亲水基的油酸基咪唑啉衍生物。使用接触角测试、原子力力曲线、动态失重实验和分子动力学模拟研究了它们在20#碳钢表面的亲水和疏水性以及在CO2/H2S共存环境中不同流速下对20#碳钢的缓蚀行为。结果表明:静态条件下,侧链含有两个胺基乙撑的咪唑啉的缓蚀效果最好,在缓蚀剂浓度为100 mg/L时,缓蚀率达86.8%;流速为5.5 m/s时,侧链含有3个胺基乙撑的咪唑啉的缓蚀效果最好,在缓蚀剂浓度为100 mg/L时,缓蚀率达73.6%;咪唑啉缓蚀剂的疏水性、粘附力和吸附能均随胺基乙撑数的增多而逐渐增强。     

CO2分压对SM80SS套管钢在CO2/H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（XRD）对CO2分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表明：在试验条件下,低PCO2时,反应以H2S为主,FeS优先生成,腐蚀产物膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;PCO2不断增大后,反应以CO2为主,FeS逐渐全部转变为FeS0.9,腐蚀产物膜颗粒粗大、比较疏松,平均腐蚀速率较大;腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。     

温度和CO_2/H_2S分压比对BG90SS钢管腐蚀行为的影响

利用高温高压H2S/CO2腐蚀模拟实验及SEM,XRD等分析技术研究了H2S和CO2共存环境下温度和CO2/H2S分压比对BG90SS抗硫钢管腐蚀行为的影响。结果表明:在60~120℃的范围内,温度的变化对BG90SS油管钢的腐蚀速率的影响并不明显。在60℃和90℃条件下腐蚀由H2S控制,在120℃条件下腐蚀由H2S和CO2共同控制。CO2/H2S分压比低于14时,BG90SS的腐蚀速率变化不明显,分压比在14~28的范围内,腐蚀速率迅速升高,分压比高于28以后,腐蚀速率缓慢增加。随着CO2/H2S分压比的提高,腐蚀由H2S控制转变为H2S和CO2共同控制。     

H_2S分压对SM 80SS套管钢在CO_2/H_2S共存环境中高温高压腐蚀行为的影响

用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线能谱(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法,就H2S分压对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为的影响进行了试验研究。结果表明:在试验条件下,低PH2S时,以CO2腐蚀为主,腐蚀产物膜由FeS0.9和FeCO3组成,腐蚀产物膜颗粒细小、致密,平均腐蚀速率较低;随着PH2S的增大,反应逐渐变为以H2S为主,FeS0.9逐渐转变为FeS,腐蚀产物膜颗粒粗大、疏松,随后又变得细小、致密,腐蚀速率呈现先增大后逐渐减小的趋势;高PH2S时,FeS的生成较大程度阻碍了FeCO3的生成。腐蚀产物有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式均为均匀腐蚀。     

模拟CO2驱环境下3Cr和20#集输管线钢防腐性能对比

利用高压反应釜模拟了陕北某油田CO2驱油环境进行了不同温度和不同CO2分压3Cr和20#集输管线钢的腐蚀行为以及三种缓蚀剂对其缓蚀性能进行了研究,计算并对比了其腐蚀速率及缓蚀效率,分析了腐蚀产物膜表面形貌,对两种材质经济性能进行了对比。结果表明,相同CO2分压下,20#钢55℃时的腐蚀速率明显大于3Cr钢甚至接近3倍,但较低温度30℃时3Cr和20#钢的腐蚀速率较接近;咪唑啉缓蚀剂能较好控制CO2腐蚀;低合金钢3Cr相对于20#钢具有更显著的经济效益。     

不同H2S分压下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为

采用高温高压釜试验,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同H2S分压(O.0015 MPa,0.015 MPa,0.02MPa,0.06 MPa,0.12 MPa)下N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,N80油管钢发生了极严重的CO2/H2S腐蚀;随着Hzs分压的升高,腐蚀速率先增加后降低,且在H2s分压为0.02 MPa时腐蚀速率取得最大值.     

水溶性缓蚀剂TP/K-3的研制与机理探讨

介绍了塔河油田生产系统产出液的腐蚀特性.根据现场用缓蚀剂油溶性好而缓蚀效果较差的状况,以油酸、二乙烯三胺和二甲苯为原料,通过合成、复配与评价试验,室内合成了五种水溶而油微缓蚀剂,确定了适用于该油田油井产出液的水溶而油微溶油井缓蚀剂系列TP/K-3,并通过红外光谱进行表征.应用静态挂片,电化学极化曲线评价其缓蚀性能及缓蚀机理.实验结果表明,TP/K-3系列缓蚀剂除具有很强的适应性外,还对20#钢具有抗CO2和H2S等酸性介质的优点.当缓蚀剂的加入量在100mg/L时,其缓蚀效果可达90%左右,平均静态腐蚀速率小于0.076mm/a.     

CO_2环境中咪唑啉缓蚀剂ZC-1对N80钢的缓蚀性能评价

采用失重法和极化曲线测试法评价了咪唑啉型缓蚀剂ZC-1在CO_2环境中对N80钢的缓蚀性能。结果表明:缓蚀剂ZC-1加量为200mg/L时,对N80钢具有良好的缓蚀效果,缓蚀率可达96%;温度高于60℃,随着CO_2分压的增大和温度的升高,腐蚀速率呈降低趋势;ZC-1是一种以阳极抑制为主的吸附型缓蚀剂,与杀菌剂和破乳剂有很好的配伍性。     

L80钢的H2S腐蚀行为及H2S缓蚀剂的性能

通过高温高压动态反应釜研究了温度、H₂S分压、流速对L80钢H₂S腐蚀行为的影响，对腐蚀产物进行SEM和EDS元素分析，优选了耐高温的H₂S缓蚀剂LH-11,并对其缓蚀性能进行研究。结果表明：L80钢的H₂S腐蚀速率在80℃达到最大值，在140℃达到最小值；L80钢的腐蚀速率随H₂S分压的升高而增大，随流速的增大逐渐增大，腐蚀产物主要为硫铁化合物，结构疏松不规则，且有孔隙。缓蚀剂LH-11对L80钢的缓蚀率可达到87.05%,耐温180℃;添加缓蚀剂后，L80钢的腐蚀速率可降至0.1 mm/a以内，该缓蚀剂适用于不同H₂S分压和不同流速条件，可对热采管柱起到较好的保护作用。     

丙炔醇改性硫脲基咪唑啉在CO2/H2S共存体系中对X65钢的腐蚀抑制作用

目的 提高硫脲咪唑啉类缓蚀剂在CO2/H2S共存体系中的缓蚀效果,并揭示缓蚀机理.方法 利用丙炔醇对硫脲基咪唑啉(TAI)进行改性得到双炔丙基甲氧基硫脲基咪唑啉(DPFTAI),通过动态失重试验、极化曲线测试、交流阻抗测试分析其腐蚀性能.采用Material Studio 7.0软件模拟计算其分子轨道能量、Fukui指数、表面相互作用力和吸附状态、缓蚀剂分子与侵蚀性离子间的相互作用情况等,验证DPFTAI的缓蚀效果.结果 在不含H2S的条件下,TAI和DPFTAI的缓蚀效率均高于93％,当含有2000 mg/L H2S后,DPFTAI的缓蚀效率仍高达91.96％,且比TAI高出18.22％.模拟计算表明,DPFTAI有3个吸附中心,分别为其咪唑啉环上的2个N原子和DPFTAI分子侧链上的S原子,其与铁表面的相互作用能为29.66 kcal/mol,而TAI只有一个吸附中心,为其分子上的S原子,其与铁表面的相互作用能为22.46 kcal/mol;DPFTAI周围的HS–浓度明显大于TAI周围的HS–浓度.上述结果说明在CO2/H2S腐蚀体系中,DPFTAI在钢材表面的吸附效果明显优于TAI,因此缓蚀效果更好.结论 通过丙炔醇对TAI进行改性后,缓蚀剂DPFTAI抗CO2/H2S的腐蚀性能明显提高.吸附能力的提升是DPFTAI腐蚀抑制性能提高的主要原因.     

海底管道腐蚀产物对缓蚀剂效率的影响

目的：研究海底管道中的腐蚀产物对缓蚀剂效率的影响,对海底管道运行过程中缓蚀剂的使用提出建议。方法采用高温高压反应釜模拟现场作业条件进行CO2腐蚀实验,采用失重法测定海底管道钢试片的全面腐蚀速率,采用扫描电子显微镜观测试片微观表面形貌,实验评价已发生腐蚀试片和清除腐蚀产物试片的全面腐蚀速率和缓蚀剂效率。结果在经过CO2预腐蚀并覆盖腐蚀产物膜后,高效缓蚀剂H的缓蚀效率为75%,低于直接作用于裸钢时的缓蚀效率90%。清除腐蚀产物后,缓蚀剂H的效率为80%,比未清除前的缓蚀效率有所提高,低于常用的缓蚀剂效率设计值85%,且试片的全面腐蚀速率有所降低。结论在海底管道投产后,应避免初期缓蚀剂加注不当或不足发生的CO2腐蚀,如果通过铁离子含量检测等方法已检测发生比较严重的 CO2腐蚀,应及时采取清管和后续预膜措施,必要时应及时调整缓蚀剂加注剂量或缓蚀剂类型。     

油管钢在C02/H2S环境中的腐蚀产物及腐蚀行为

对C02/H2S环境中常规油管钢的腐蚀产物的已有研究成果进行了归纳分析,结果表明,在100℃附近,CO2/H2S共存环境中,油管钢表面形成的FeS膜的保护性优于FeCO3,对金属腐蚀有抑制作用.总结出了油管钢的两类分压比规律:第一类分压比,体系中的C02分压保持不变,逐渐增加H2S的分压,腐蚀速率会出现极值;第二类分压...     

咪唑啉和季铵盐类缓蚀剂对P110S钢的缓蚀作用和机理研究

采用失重法、极化曲线、电化学阻抗谱(EIS)和扫描电镜(SEM)研究了咪唑啉和季铵盐缓蚀剂在H_2S/CO_2环境中对P110S钢的缓蚀作用和缓蚀机理。结果表明,咪唑啉缓蚀剂和季铵盐缓蚀剂均为阳极型缓蚀剂;在120℃,H_2S分压为0.55 MPa、CO_2分压为0.80 MPa的环境中,两种缓蚀剂均有一定的缓蚀作用,能有效抑制P110S钢的腐蚀;添加浓度为200 mg·L~(-1)时,咪唑啉缓蚀剂的缓蚀效率可达87.23%。     

动态和静态下CO_2分压对P110钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜设备辅以失重法、采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)技术,研究了在动静两种状态下CO2分压对P110钢腐蚀产物膜的影响。结果表明,P110钢在不同CO2分压条件下的产物膜特征(形貌、厚度、晶粒度大小等)相差很大,腐蚀产物膜在不同CO2分压条件下的不同特征及其稳定存在的热力学条件导致P110钢的腐蚀速率随着CO2分压的增大呈现不同的趋势,在静态时腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,且在4 MPa时取得最大值;而在动态时呈上升趋势。     

模拟CO2驱油环境下温度对J55油管钢腐蚀行为的影响

利用高压反应釜模拟CO2驱油环境对不同温度下J55油管钢的腐蚀行为及两种咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀性能进行了研究,计算了腐蚀速率及缓蚀率,分析了腐蚀产物膜的表面特征,分析了试验产出水的离子含量变化。结果表明,J55油管钢的腐蚀速率随温度升高而不断增大,咪唑啉类缓蚀剂对CO2腐蚀缓蚀率高,且改性咪唑啉的缓蚀效果明显更佳,缓蚀剂作用下ΣFe含量比空白试验条件下小得多,而HCO3-离子浓度比其在相同条件空白试验的稍低,缓蚀剂对CO2溶解有一定抑制作用。