含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

某海外高硫高盐油田地面油管的腐蚀失效原因

对服役于高硫高盐原油中的失效管段的化学成分和显微组织进行分析,对产出水进行微生物检测,采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)及X射线衍射(XRD)等手段对腐蚀产物进行分析。结果表明:微生物腐蚀(MIC)是导致管道发生腐蚀泄漏的主要原因。油田产量低于预期造成管内原油低流速、含水率高于预期,以及停产后未及时清管造成游离水析出并沉积在管道底部,这些都为硫酸盐还原菌(SRB)等细菌的滋生繁殖创造了有利条件,从而导致管道的腐蚀失效。介质中的H_2S、CO_2以及Cl~-共同参与了腐蚀过程。     

高含CO2-H2S-Cl-环境中井深温度对管线钢腐蚀的影响

利用高温高压反应釜模拟高含CO₂-H₂S-Cl^-的腐蚀环境,对X60管线钢进行恒定井深温度和阶变井深温度下的腐蚀模拟试验。通过失重法评价了X60管线钢的均匀腐蚀速率,并利用激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)等测试分析手段,研究了井深温度对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明：在高含CO₂-H₂S-Cl^-环境中,恒定井深温度下,X60管线钢表面均发生了点蚀,腐蚀速率随着温度升高而下降;X60管线钢在阶变井深温度下的均匀腐蚀速率低于恒定井深温度下的,其局部腐蚀风险随温降的增大而增大。     

X52管线钢在北阿模拟工况条件下的腐蚀行为

通过腐蚀模拟试验,研究了不同H_2S-CO_2分压下温度、压力、Cl-含量等主要腐蚀影响因素对X52管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,在低分压下,腐蚀产物为CaCO_3,且随温度和压力的升高,X52管线钢的腐蚀速率先增大后减小,随Cl-含量的增加,腐蚀速率先减小后增大;在高分压下,腐蚀产物主要为硫化铁FexSy和FeCO_3混合物,且随温度的升高X52腐蚀速率减小。     

H2S分压对双相不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,辅以失重法、SEM和EDS,对H2S/CO2共存环境下,H2S/CO2分压比一定时,H2S分压对2205双相不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响进行了研究。结果表明,60℃的工况条件下,在H2S分压较低时,2205双相不锈钢钝化膜趋于完整致密,随着H2S分压进一步升高,钝化膜出现破损。2205双相不锈钢硫化物应力腐蚀开裂的敏感性较高,裂纹多为沿晶扩展。     

几种常用管线钢在CO2及H2S/CO2环境中的腐蚀行为

对带状组织级别不同的管线钢在CO2及H2S/CO2饱和的NACE溶液中的腐蚀速率和腐蚀形貌进行了比较分析。结果表明,在CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,发生均匀腐蚀的特征越明显,通过生成保护性膜抵抗腐蚀的能力越强。而带状组织级别越高的材料,发生局部腐蚀,尤其是点蚀的特征越明显。在H2S/CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,越不易发生氢致开裂现象。为了提高管线钢抗CO2及H2S/CO2腐蚀的性能,应控制其带状组织。     

基于人工神经网络的CO2/H2S腐蚀速率预测模型

探索对油气管线CO2/H2S腐蚀速率的预测,应用LabVIEW软件中的MATLAB Script节点,通过Lab-VIEW与MATLAB混合编程构建了虚拟仪器程序,建立了油气管线腐蚀速率预测的BP神经网络模型。数值仿真试验结果表明,建立的模型稳定性好,预测精度高,使用效果良好。     

H2S和CO2分压及Cl-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。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,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;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,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。     

天然气井CO2分压对油管腐蚀行为的影响

CO2腐蚀是威胁油气开采过程中井下管柱服役安全的重要因素。本工作采用高温高压腐蚀模拟试验,研究了CO2分压对N80钢CO2腐蚀行为的影响。结果表明,在CO2腐蚀较为敏感的80℃时,N80钢腐蚀速率随CO2分压升高而上升,腐蚀类型与腐蚀产物膜形貌随CO2分压增加而变化,在相对低CO2分压下以全面腐蚀为主,高CO2分压下腐蚀类型由全面腐蚀转变为局部腐蚀。腐蚀产物膜的局部损伤是导致金属基体表面局部腐蚀的重要诱因。     

天然气管线钢CO2腐蚀研究进展

天然气管线面临日益严重的CO₂腐蚀问题。针对管线内特定的腐蚀环境,总结了当前CO₂腐蚀在反应机理、影响因素以及腐蚀控制方面的研究进展,最后展望CO₂腐蚀研究今后的发展方向。     

CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。     

介质流速对X60管线钢高压CO2腐蚀行为的影响

在60℃、5 MPa CO₂条件下,采用高压釜试验研究了腐蚀介质的流动对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,腐蚀介质的流动导致腐蚀速率增大,但流速与腐蚀速率之间不存在线性关系;随着流速的增加,腐蚀形态呈现均匀腐蚀-局部腐蚀-均匀腐蚀的特点,腐蚀产物膜的表面和截面形貌也随之发生变化。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

316L奥氏体不锈钢在高浓度H2S-Cl-环境中的腐蚀行为

H2S和Cl-对于促进316L不锈钢腐蚀具有协同作用。本工作利用线性极化、电化学阻抗(EIS)等电化学测试研究了316L不锈钢在高浓度H2S-Cl-环境中的腐蚀行为。在60℃、含1.5×105 mg/L Cl-的饱和H2S溶液中,316L不锈钢经过5至30天的腐蚀浸泡后,线性极化和EIS结果表明,随腐蚀时间增长,参与反应的电荷转移加快,钝化膜溶解加速,耐蚀性降低。     

H2S/CO2环境中L360钢点蚀行为研究

利用静态挂片失重法研究了含H₂S/CO₂模拟油田水溶液中, 温度及Cl^-浓度对L360管线钢点蚀的影响, 并利用Gumbel第一类近似函数分析了最深蚀孔概率. 结果表明, 在40℃~70℃之间, Cl^-浓度为10 g/L条件下, 点蚀的严重程度随温度增高而增大. 恒定温度下, Cl^-浓度对点蚀发生也有明显的影响, 当Cl^-在10×15 g/L范围时, 腐蚀试样发生明显的点蚀; 当Cl^-浓度大于20 g/L时, 试样主要发生均匀腐蚀, 随着Cl^-浓度的增大, 腐蚀产物膜变得更加疏松, 保护性能下降, 均匀腐蚀速率增大. 最深点蚀分布服从Gumbel第一类近似函数.     

钨含量对钢耐硫酸腐蚀的影响分析

研究了耐硫酸腐蚀钢中W含量对其腐蚀的影响,通过XRD、SEM和EDAX分析表面形貌及形成机理,解释了W含量增大对耐蚀性影响的原因.结果表明,随着W含量的增加,钢的耐硫酸腐蚀性明显升高.