咪唑啉与硫脲在CO2腐蚀体系中的缓蚀协同作用机理

采用极化曲线和电化学阻抗技术(EIS)研究了油酸基咪唑啉季铵盐(OIMQ)与硫脲(TU)对Q235碳钢在CO2饱和盐水溶液中的缓蚀协同效应。结果表明,TU对碳钢腐蚀的阴极过程和阳极过程都有强烈的抑制作用,而OIMQ是一种以抑制阳极为主的混合型缓蚀剂。二者复配使用,可以有效降低使用浓度,表现出优异的缓蚀协同效应。OIMQ与TU在碳钢表面形成了一层双层结构的缓蚀剂吸附膜,TU可能主要存在于膜的底部,而OIMQ主要存在于膜的顶部,这种结构的缓蚀剂膜一方面阻止了腐蚀性离子的渗透,另一方面也限制了TU分子的脱附。     

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

CO2环境下油酸咪唑啉对X65钢异种金属焊缝电偶腐蚀的抑制作用研究

研究了X65管线钢与316L不锈钢、Inconel 625双金属复合管的异种金属焊缝在CO2环境下的电偶腐蚀行为,以及油酸咪唑啉的缓蚀作用。结果表明,随着电偶电位差的增大,异种金属焊缝的腐蚀速率明显升高,并且都显著高于母材。添加油酸基咪唑啉缓蚀剂能降低异种金属焊缝在CO2环境下的均匀腐蚀速率。但是,当缓蚀剂浓度添加较低时,异种金属焊接试样的碳钢一侧出现了严重的沟槽腐蚀或密集的点蚀坑;进一步增加缓蚀剂浓度才能消除沟槽腐蚀现象。讨论了缓蚀剂对异种金属焊缝电偶腐蚀的抑制机理,该项研究可为异金属焊接接头处的腐蚀防护提供借鉴。     

H_2S水溶液中的腐蚀与缓蚀作用机理的研究V.咪唑啉衍生物在H_2S溶液中的缓蚀作用特征

合成了１４种具有不同结构和官能团的咪唑啉衍生物,利用交流阻抗和动电位极化曲线,对其在Ｈ２Ｓ溶液中的缓蚀作用特征和性能,以及温度的变化对其缓蚀性能的影响进行了研究,结果表明咪唑啉化合物对Ｈ２Ｓ溶液中低碳钢的腐蚀具有良好的保护性能,这主要依赖于化合物分子与金属表面存在较强的化学作用;按其作用机制的不同,所研究的咪唑啉化合物大体可分为阳极型和阴极型缓蚀剂,且阳极型咪唑啉缓蚀性能优于阴极型;咪唑环上憎水或亲水支链的长短,或其它官能团的存在(如双键,羟基等),对化合物的缓蚀性能和作用机制有直接的影响．     

H2S分压对油管钢CO2/H2S腐蚀的影响

1974-）,男,硕士研究生,研究方向为腐蚀与防护.〖ZK)〗 Tel：0379-4231846〓E-mail：FQ)〗〖HT〗〖HJ〗〖HT5”SS〗 〖JZ(〗〖HT2H〗〖STHZ〗〖WTHZ〗 采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同H2S分压下(1.4 kPa,20 kPa,60 kPa,120 kPa)油管钢N80、P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为20 kPa时取得最大值.      

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.     

H2S水溶液中的腐蚀与缓蚀作用机理的研究(Ⅷ)咪唑啉衍生物在H2S溶液中的吸附作用行为

依据咪唑啉衍生物在H2 S溶液中的腐蚀电化学研究结果 ,分析探讨了系列咪唑啉化合物在碳钢电极表面的吸附作用规律及可能的吸附状态 ,并建立了该类化合物可能的吸附模型 .结果表明 ,研究的 13种咪唑啉衍生物的吸附均符合Langmuir单分子等温吸附规律 ,为具有较大表面吸附自由能的化学吸附 ;这种吸附主要来自分子中不饱和五元环与金属表面的强烈作用 .其可能的吸附方式是分子中咪唑环以近似平行金属表面的取向同金属表面发生相互作用 ,亲水支链骨架原子的奇偶性对分子的吸附作用方式具有重要影响 ,而憎水支链对分子的吸附过程贡献较小     

H2S水溶液中的腐蚀与缓蚀作用机理的研究——Ⅵ. H2S溶液中咪唑啉衍生物分子结构与其缓蚀性能的关系

利用交流阻抗、极化曲线和腐蚀失重法，在H2S溶液中研究了咪唑啉分子结构的变化与其缓蚀性能间关系。结果表明：位于中心咪唑环1，2位置上憎水和亲水支链长短结构的变化，极性官能团的存在对其缓蚀性能均具有较大的影响。当憎水支链碳原子为7和17时，化合物具有较好的缓蚀性能；憎水支链中双键的存在，可有效提高化合物的缓蚀性能，而羟基基团的引入，对其缓蚀性能却没有明显的改进。当亲水支链中含有两个氨基乙撑基团时，化合物缓蚀效果最好，硫脲基团的存在，也可有效提高咪唑啉化合物的缓蚀性能。唑咪环本身化学性质的改变，虽可改善其缓蚀性能，但因其水溶性较差不易用作缓蚀剂。     

X60管线钢在湿气和溶液介质中的H2S/CO2腐蚀行为

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,分别在流动湿气和溶液介质中进行API-X60腐蚀实验,探讨了高H2S分压对腐蚀行为的影响.X60管线钢的腐蚀速率在湿气介质中随H2S分压升高而增加,在溶液介质中则先升高后降低,腐蚀形态均由全面腐蚀趋于局部腐蚀,腐蚀产物以硫铁化合物(FexSy)为主.H2S分压为2.0 MPa条件下,溶液介质中形成的腐蚀产物中富S相比例明显增加,HS-和Cl-穿过膜层缺陷引发点蚀,多孔且不连续的富S膜层进一步促进点蚀发展.     

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。     

H2S水溶液中的腐蚀与缓蚀作用机理的研究——Ⅶ.H2S溶液中咪唑啉衍生物对碳钢腐蚀电极过程的影响

利用电化学测试技术，在H2S溶液中分别研究了14种咪唑啉衍生物浓度的变化对其缓蚀性能以及碳钢腐蚀电化学过程的影响，并对其缓蚀作用过程、缓蚀类型进行了分析探讨。结果表明，随药剂浓度升高，体系的自腐蚀电流和电极表面电容迅速减少，极化电阻增大，表明缓蚀剂分子在电极表面的吸附随药剂浓度的增加而增加，屏蔽效应增强；咪唑啉分子结构中憎水支链的长短对其缓蚀作用类型有重要影响，随支链中碳原子增加，化合物的缓蚀作用类型逐渐由阴极型向阳极型转变；按其对电极过程作用性质的不同，所研究的14种咪唑啉衍生物可分为阳极阴极缓蚀剂两组，其缓蚀作用主要是由于咪唑啉分子在电极表面的化学吸附所至。     

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。     

腐蚀产物晶体结构及离子选择性对P110S低合金钢在H2S/CO2环境中腐蚀行为的影响

目的研究P110S低合金钢在H2S/CO2环境中的腐蚀行为及腐蚀产物对其影响机理。方法通过P110S低合金钢在不同温度下的腐蚀失重实验、微观SEM形貌观察、XRD分析和离子选择性实验,探究腐蚀产物的晶体结构以及离子选择性对腐蚀行为的影响。腐蚀实验环境为模拟我国西北某油田现场不同井深的腐蚀工况,其中CO2与H2S的分压比为2.5。结果温度低于100℃时,腐蚀产物主要为马基诺矿型FeS,其为阳离子选择性,能够阻碍阴离子与基体接触,起到抑制腐蚀的作用,因此腐蚀速率较低,约为0.15 mm/a,且随温度升高基本保持不变,试样表面的腐蚀产物膜平整未脱落;温度达到120℃后,腐蚀速率急剧增大,部分腐蚀产物由马基诺矿转变为磁黄铁矿,腐蚀产物膜因下层腐蚀产物挤压而发生破裂脱落,试样发生局部腐蚀;温度高于160℃时,腐蚀产物全部为磁黄铁矿型FeS,其为阴离子选择性,无法阻碍阴离子穿过腐蚀产物膜与基体接触,因此随着温度的升高,腐蚀速率逐渐增大并趋于平缓,达到3.6 mm/a。结论H2S/CO2环境中低合金钢腐蚀行为与腐蚀产物晶体构型及离子选择性密切相关,若腐蚀产物为马基诺矿型FeS时,其具有阳离子选择性,能够抑制金属基体腐蚀溶解;而若腐蚀产物为磁黄铁矿型FeS时,因其具有阴离子选择性,则不能抑制金属基体发生腐蚀溶解。     

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环境中Gemini表面活性剂对L360钢的缓蚀性能

采用静态失重法、动电位极化法和电化学阻抗法研究了三种Gemini表面活性剂12-2-12,16-2-16和18-2-18在H2S/CO2环境中对L360钢的缓蚀性能,并探讨了缓蚀机理.研究表明,在本试验条件下,三种表面活性剂均表现出一定的缓蚀性能,其中,12-2-12效果最优,16-2-16其次,18-2-18缓蚀效果...     

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。     

不同温度下H2S/CO2腐蚀产物膜对T95套管腐蚀行为的影响

目的探究不同温度下H_2S/CO_2腐蚀产物膜对T95钢腐蚀行为的影响。方法将T95油管钢切割成15 mm×10 mm×3 mm的规格,表面经抛光打磨后,利用千分尺测量具体尺寸,用AR2140电子天平称量。试片分别垂直置于上支架与下支架,下支架平稳放入釜底,而后加入模拟地层水,确保实验介质浸没下支架试样而不与上部挂片试样接触。在气密性良好的基础上连续2 h通入N_2除氧,而后顺序通入H_2S、CO_2和N_2,并升温升压至实验要求。72 h后将试样从气、液相中取出,分别取样采用电子显微镜观察腐蚀产物膜的微观形态,并利用X射线能谱仪分析腐蚀产物膜的成分,并计算去除腐蚀产物后试样在气相/液相中的腐蚀速率。结果 T95试件在H_2S/CO_2的液相环境中的腐蚀速率整体比气相环境大,这可能是因为液相腐蚀产物膜较气相腐蚀产物膜疏松。温度对H_2S/CO_2腐蚀产物膜的形成具有重要影响,随着温度的升高,H_2S/CO_2腐蚀产物膜逐渐变厚,但成膜效果变差,高温下的腐蚀产物膜具有一定保护作用而使得腐蚀速率增大的幅度变缓。T95钢腐蚀产物膜的主要成分是FexSy系列化合物和FeCO_3,同时还形成Cr(OH)_3和Cr_2O_3非晶态产物,这些产物起到了阻隔阴离子穿透腐蚀产物膜的作用,使与金属基体界面接触的阴离子溶度降低,抑制了金属基体的阳极反应而减小腐蚀速率。而形成的腐蚀产物膜,造成界面反应的时间常数和Rt值明显增大,一定程度上阻碍腐蚀的继续发展。结论温度对H_2S/CO_2腐蚀产物膜的形成具有重要影响,H_2S/CO_2腐蚀产物膜随着温度的升高逐渐变厚,但成膜效果变差,温度大于120℃时,腐蚀产物膜具有一定的保护作用而使得腐蚀速率增大的幅度变缓。     

CO_2/H_2S腐蚀速率测试除氧方法的改进

对动态CO_2/H_2S腐蚀测试除氧操作进行了改进,建立了新的测试溶液预除氧装置和方法。采用测试溶液先外部预除氧,然后液体由真空负压吸入测试釜内,进一步除氧1h的操作流程,并通过平行试验验证。结果表明:该方案可确保腐蚀测试溶液除氧完全,保证了腐蚀试验的准确性与可重复性。