H2 S 对油气管材的腐蚀及防护研究综述

随着石油天然气工业的迅速发展,酸性气体引起的油气管材腐蚀问题日益突出,尤其是H2S引起的腐蚀广泛存在,严重影响着油气开采及输送管道和炼制加工设备的使用寿命。综述了H2S对油气管材腐蚀的机理、影响因素及防护方法,探讨了温度、H2S分压、p H值、流速、Cl-浓度、CO2分压及管材材质等因素对H2S腐蚀的影响,建立了H2S腐蚀速率预测模型并对其进行了相关分析,对H2S腐蚀防护方法进行了评述。最后,简述了H2S腐蚀的研究现状及发展趋势。     

基于优化随机森林的H2S腐蚀产物类型及腐蚀速率预测

目的研究H2S环境下碳钢腐蚀产物类型及失重腐蚀速率预测模型,为含硫油气田管道腐蚀防护设计与选材提供依据。方法整合H2S腐蚀模拟实验数据,采用随机森林算法对各腐蚀因素重要性进行排序,一方面以腐蚀产物类型为输出量,通过随机森林分类算法建立硫铁腐蚀产物类别预测模型,另一方面以腐蚀速率为输出量,通过随机森林回归算法建立腐蚀速率预测模型,并与其他模型进行比较。运用网格搜索方法对各类算法的超参数进行优选,以提高预测可靠性。结果随机森林算法得出的影响H2S腐蚀产物类型的因素重要性排序为:H2S分压、温度、pH值、实验周期、总压、CO2分压。基于网格搜索优化的随机森林分类模型交叉验证得分超过0.9,f1得分达到0.96,优于其他三种常用分类模型。采用网格搜索优化的随机森林回归模型预测结果与实际值的均方误差为0.86%。相关系数R值为0.979,优于其他两个回归模型。结论网格搜索优化后的随机森林分类、回归模型对含H2S复杂环境下的碳钢腐蚀产物类型及腐蚀速率预测准确性较高,能够为油气田管道腐蚀防护提供参考。     

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。     

L360钢在H_2S/CO_2共存体系中的腐蚀行为及腐蚀预测模型

以H_2S分压、CO_2分压、温度和流速为变量,采用高温高压反应釜模拟了L360天然气管道的腐蚀过程。进行了9组正交试验,采用SEM、EDS、XRD表征腐蚀产物。结果表明:当CO_2/H_2S分压比为33～300时,腐蚀产物主要为FeS,反应由H_2S主导且以均匀腐蚀为主,各影响因素排序为H_2S分压温度流速CO_2分压。建立了H_2S/CO_2分压比为33～300的腐蚀预测模型,考虑上述4个因素的影响,并采用MATLAB多元线性回归求得各参数值,验证可知建立的腐蚀预测模型精确度较好。     

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。     

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。     

N80钢在模拟深层气井水溶液中的CO2腐蚀行为

利用高压釜、扫描电镜（SEM）和X-射线衍射（XRD）等手段，研究了温度、CO2分压、Cl^-浓度、pH值和流速等因素对N80钢在模拟深层气井水溶液中腐蚀行为的影响．结果表明，温度对腐蚀速率的影响很大，随着温度的升高，腐蚀速率先增大后减小，80℃时腐蚀速率达到最大值，生成的腐蚀产物主要为FeCO3；降低溶液pH值、增加溶液中的Cl^-浓度、提高CO2分压以及介质的流速，均加剧了N80钢的腐蚀．     

Cl~-浓度对双相钢和镍基合金腐蚀速率的影响

针对H2S、CO2、Cl-同时存在的高温、高压腐蚀环境,选择22Cr、25Cr双相不锈钢和028铁-镍基合金、G3镍基合金进行对比试验,在其它条件相同的情况下(H2S/CO2分压、温度、液体流动等条件一致,仅Cl-浓度变化),分析Cl-含量对各种耐蚀合金管材发生均匀腐蚀与点蚀的腐蚀速率的影响。结果表明,在温度为160℃,CO2分压为4.13MPa,H2S分压为2.66MPa,流速为3m/s的条件下,随着Cl-浓度增加(25g/L、100g/L、120g/L、250g/L),UNS S32205和UNS S32750两种双相不锈钢的均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率增加;028和G3两种镍基合金的均匀腐蚀速率变化不大,且无局部腐蚀发生。UNS S32205、UNS S32750双相不锈钢试样表面钝化膜的主要成分为Cr2O3和/或Cr(OH)3;028和G3镍基合金试样表面钝化膜的主要成分为NiO、Cr2O3和/或Cr(OH)3。     

自制缓蚀剂对井下管材CO_2/H_2S腐蚀的缓蚀行为

利用高温高压硫化氢腐蚀测试仪研究了自制缓蚀剂MSY-1对不同井下管材的缓蚀行为,并从静态、动态、CO2和H2S分压变化等方面评价了缓蚀剂的缓蚀能力。结果表明,CO2,H2S共存时,在相同试验条件下,动态腐蚀速率明显高于静态腐蚀速率,前者为后者的1.5~2倍;0.02%的MSY-1可明显降低静、动态腐蚀速率,缓蚀率达90%以上;CO2、H2S共存时,H2S的存在一定程度上减缓了CO2对钢材的腐蚀,且随着H2S分压的增大,腐蚀速率降低,而CO2分压增大使腐蚀速率增加。     

储气库用注采管汇腐蚀因素分析

结合某气田储气库注采管汇实际的工况条件,应用失重法考察H2S含量、Cl浓度、温度、压力等四个因素对注采管材腐蚀的影响。实验结果表明,该气田工况条件下,储气库注采管汇处于较为严重的腐蚀程度;对腐蚀数据进行了单因素方差分析;方差分析结果显示,四种因素对腐蚀均具有较为显著的影响;根据方差分析结果,排列了在该气田工况条件下四个因素对注采管材腐蚀影响的不同程度,从大到小依次为H2S含量、温度、压力、Cl-浓度。该实验结果对气田进行注采管材的防腐工作具有重要的指导意义。     

塔河油田单井注采交替缓蚀剂的筛选与复配研究

目的有效治理注采交替工况对井下管柱造成的严重腐蚀,促进缓蚀剂技术在塔河油田的广泛应用。方法采用红外光谱法验证了四种有机缓蚀剂的主要成分,测试了缓蚀剂的理化性能,采用失重法评价了缓蚀剂在塔河油田井下注采交替工况的缓蚀效率,并利用电化学方法研究了两种缓蚀剂的复配性能。结果四种缓蚀剂的有效成分分别为油酸酰胺、芳香酮曼尼希碱、油酸咪唑啉和苄基喹啉盐,理化性能测试全部通过。其中,芳香酮曼尼希碱和油酸咪唑啉在井下注采交替工况下具有良好的缓蚀性能,缓蚀效率分别达到73%和67%。油酸咪唑啉和芳香酮曼尼希碱的复配能进一步提升缓蚀效率,当芳香酮曼尼希碱和油酸咪唑啉的质量比为1:3时,复配缓蚀剂的缓蚀效率能达到90%。结论芳香酮曼尼希碱-油酸咪唑啉复配型缓蚀剂是一种适用于塔河油田注采交替工况的缓蚀剂。     

对苯二酚对 C38 碳钢在盐酸溶液中的缓蚀探究

目的研究对苯二酚对碳钢在1 mol/L盐酸溶液中的腐蚀抑制行为。方法通过失重法、电化学法(交流阻抗和动电位极化)、扫描电镜分析对苯二酚与KI复配后的缓蚀效率、机理以及金属表面腐蚀形貌。结果失重实验表明,在25℃,单独使用对苯二酚时的缓蚀效率达36.2%;当与0.01 mol/L KI复配后,随着对苯二酚用量的增加,缓蚀效率增大,最大可达81.4%。对苯二酚在碳钢表面的吸附符合朗缪尔吸附等温式,以物理吸附为主。动电位极化曲线研究表明,对苯二酚是一种阳极作用型缓蚀剂。交流阻抗谱研究表明,盐酸溶液中存在该复配缓蚀剂时,碳钢的电荷转移电阻随对苯二酚用量的增大而增大。SEM分析表明,对苯二酚与KI复配可有效减弱盐酸对C38碳钢表面的侵蚀。结论对苯二酚与KI复配是有效的酸洗缓蚀剂。     

缓蚀剂在PVC热稳定剂生产废水作为冷却水用过程中的应用研究

目的通过在生产废水中加入缓蚀剂,减少废水中氯离子的腐蚀性能,使其成为生产中的冷却水,实现节能环保。方法采用失重法,研究废水温度对Q235钢腐蚀速率的影响,确定废水的腐蚀温度。研究L-抗坏血酸和L-半胱氨酸在废水中的最佳用量,制备成复配缓蚀剂,研究复配缓蚀剂膜形成的最佳时间。用塔菲尔曲线、阳极极化曲线及交流阻抗法,研究存在与不存在复配缓蚀剂膜的Q235钢的自腐蚀电流密度、极化腐蚀电流密度和极化阻抗。用SEM研究复配缓蚀剂膜腐蚀前后的形貌变化。结果在60℃的生产废水中,L-抗坏血酸的最佳用量为165 mg/L,L-半胱氨酸的最佳用量为18 mg/L,复配缓蚀剂膜的形成时间为24h。无缓蚀剂膜时,Q235钢的自腐蚀电流密度为4.918×10-5 A/cm~2;在500 m V过电位下,极化腐蚀电流密度为1.667×10-2 A/cm~2,极化阻抗为529?×cm~2。形成复配缓蚀剂膜的Q235钢片的自腐蚀电流密度为3.433×10-7 A/cm~2,极化腐蚀电流密度为4.132×10-6 A/cm~2,极化阻抗很大。复配缓蚀剂的缓蚀率为80.15%,明显高于单一缓蚀剂。SEM测试表明,在过电位为500 m V时,无缓蚀剂膜的Q235钢腐蚀十分严重,有复配缓蚀剂膜的Q235钢几乎不腐蚀。结论在PVC热稳定剂生产废水中加入适量的缓蚀剂,具有较好的缓蚀性能,基本满足作为冷却水的要求。     

低碳微合金钢的耐CO_2/H_2S腐蚀性能

采用金属腐蚀电化学法、失重法及SEM、XRD等对低碳微合金钢分别在单一H2S(pH=2.9)、CO2/H2S流量比为1∶1(pH=2.9)、CO2/H2S流量比为1∶1(pH=5.3)条件下的腐蚀规律进行了研究。结果表明:低碳微合金钢在有CO2存在的情况下,能形成致密的吸附膜,提高了自腐蚀电位,减缓了腐蚀速率;腐蚀产物膜存在微裂纹。     

三次指数平滑法预测管道腐蚀速率的应用

为准确预测管道腐蚀速率并得到精度较高的腐蚀速率预测模型,采用已有统计数据作为研究对象。首先,采用三次指数平滑法,建立管道腐蚀速率预测模型,对腐蚀速率数据进行拟合与预测分析;然后,得出预测模型中最合理的权重系数α;最后,通过与一次指数平滑法、二次指数平滑法进行对比分析,得出了三次指数平滑法预测精度较高,预测值与实际值相符合的结论。结果表明,三次指数平滑法预测模型符合管道腐蚀速率的特点,对有效预测管道腐蚀具有一定的参考价值和指导意义。     

复配咪唑啉缓蚀剂性能评价

以水溶性咪唑啉为主剂与其它增效剂复配出一种用于催化裂化分馏塔顶的缓蚀剂。通过失重法分析了缓蚀剂在盐酸介质和催化裂化分馏塔顶酸性水介质中A3钢的缓蚀率。结果表明,pH为3.5,腐蚀时间8h,温度50℃,该缓蚀剂加剂量150μg/g时,缓蚀率可达98.24%,远低于我国石油天然气行业标准规定的指标。     

乙烯生产压缩工段缓蚀剂性能研究

将咪唑啉型缓蚀剂与其它三种物质进行复配得到一种新型缓蚀剂。利用静态失重法测定了咪唑啉型缓蚀剂在盐酸介质中及乙烯压缩单元中的混合液对Q235钢的腐蚀速度和缓蚀效率,同时考察了该缓蚀剂的抗乳化性能。结果表明,该咪唑啉型缓蚀剂在盐酸介质中对Q235钢有较强的缓蚀能力。在pH=5盐酸溶液中,腐蚀时间为6h及缓蚀剂用量是100μg/g时,缓蚀率达到了98．2％,腐蚀速率仅为0．0018mm／a,远好于我国石油天然气行业标准规定的指标,并且具有良好的抗乳化性能。     

接触网部件材料在模拟典型大气环境介质中的腐蚀—铝合金材料的腐蚀(Ⅱ)

本文研究了铝合金接触网构件材料在模拟典型大气环境中的腐蚀,结果表明,在不同大气环境中,铝合金在城市环境中的腐蚀性最强,其次是工业环境,海洋环境腐蚀性最弱。接触网构件表面的局部破损会引起腐蚀加重,且破损面积越大腐蚀越严重。而接触网构件和不锈钢偶接形成电偶腐蚀,较大程度的加重了接触网的腐蚀。