油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。     

高含硫气田腐蚀监测技术应用研究

高温、高压、高含H2S、CO2及Cl-地层水对作业生产系统的材料选择、腐蚀监测与防腐工艺提出了严峻考验.针对高含硫的复杂多变腐蚀环境,需开展生产设备腐蚀形态以及分布规律、高含硫气田地面集输系统腐蚀监测技术研究.论文对各种腐蚀监测技术的优缺点进行了比较分析,     

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。     

模拟塔里木油田环境中低Cr钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

通过高温高压腐蚀试验,运用SEM、XRD、EDS等分析技术.研究了普通P110与3Cr110钢在模拟塔里木油田现场环境中的CO2/H2S腐蚀特征.结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,这两种材料的腐蚀产物为FeCO3,3Cr110表现出良好的抗CO2均匀腐蚀及局部腐蚀能力,其平均腐蚀速率显著小于普通P110;模拟CO2/H2S腐蚀条件下,两种材料的均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境下的均匀腐蚀速率,表面腐蚀产物为FeS,H2S腐蚀占主导作用,Cr元素在低Cr钢腐蚀产物膜中的富集,其腐蚀产物Cr(OH)3改善了腐蚀产物膜的稳定性,显著提高了低Cr钢的抗均匀腐蚀及局部腐蚀能力.     

海底管线内涂层材料研究

采用附着力、耐磨损、耐盐雾、耐H2S渗透等测试方法,对不同类型的7种涂层材料进行测试分析,确定了整体防腐性能较好的2种防腐涂层材料,这2种涂料有较好的耐H2S和CO2腐蚀性能,可以用作海底管线内涂层材料.确定了海底管线内涂层材料的性能控制指标.     

双金属复合管在强腐蚀油气田环境下的应用分析及其在国内的发展

通过国外耐蚀合金在油气田中的应用,阐述了耐蚀合金在高含H2S、CO2、C1-等强腐蚀介质等环境条件具有很好的防腐作用,但与碳钢相比耐蚀合金将会使生产成本大为增加,而双金属复合管则很好的将耐蚀合金与碳钢管的性能进行了有机结合,可有效降低油气田中存在的高腐蚀、高成本难题,将成为高含H2S、CO2、C1-等强腐蚀油气田管材应用的一种趋势。     

经济型抗CO2、H2S腐蚀油套管的开发

简述了油井管在油田的CO2腐蚀原理和特点以及低Cr油套管的研制和开发过程。重点介绍了经济型抗CO2、H2S腐蚀大生产成品管的力学性能,抗CO2、H2S腐蚀开裂性能。运用SEM扫描电镜、X光电子能谱仪、X射线衍射仪、体视显微镜等设备分析了经济型钢管经CO2腐蚀后的表面腐蚀产物的组成以及抗CO2腐蚀的机理。     

抗硫碳钢在CO2/H2S条件下腐蚀产物膜特性及对腐蚀的影响

利用自制的高温高压釜,通过失重法、ESEM和EDS等分析技术研究了抗硫碳钢在高温高压CO2/H2S溶液中腐蚀产物膜特性及对腐蚀的影响.结果表明:抗硫碳钢在120℃不同介质条件下腐蚀产物膜的特性对材料的腐蚀有着决定性的作用,分别在CO2,H2S,CO2/H2S条件下,产物膜变得致密,晶柱变细,以无序状堆积,这种致密的腐蚀产物膜具有很好的保护性,降低了碳钢的腐蚀;当加入0.5%HAC时,腐蚀速率明显增大,从其表面膜的组成可以看出,Fe的硫化物含量有所减少,而表面膜中Cr、W的含量增加,使表面膜的骨架更加致密,但是,pH值的降低,加速了膜的溶解,在一定程度上使腐蚀速率比3%NaCl H2S 0.45MPaCO2增加;腐蚀产物膜结构、性质和组成对腐蚀速率有着重要的影响.     

含铬油套管钢材在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀规律

目的 研究不同含铬材质钢在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀行为，优化深井油套管抗腐蚀设计方案。方法 以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验，采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱仪(EDS)，揭示4种含铬材质钢在不同腐蚀环境中的腐蚀速率、腐蚀产物膜及应力腐蚀开裂特征，并建立高CO2与微量H2S共存环境下油套管防腐选材优化设计方法。结果 在高分压比条件下均发生了由CO2主导的腐蚀反应，腐蚀产物以FeCO3为主，加入微量H2S后低Cr材质产物膜的附着力较低，出现了疏松脱落现象，FeS优先成膜，含铬钢表面的腐蚀产物膜呈现“富铬”现象，膜的保护性能得到改善。3种腐蚀环境中3Cr钢对应的腐蚀速率分别为1.965 3、1.736 1、1.159 2 mm/a，均处于极严重程度，且表面出现了局部沟槽;9Cr钢的产物膜轻微覆盖，腐蚀较轻，13Cr和S13Cr基本无产物膜覆盖，未发生腐蚀。9Cr、13Cr和S13Cr在加载90%的屈服应力时均未发生应力腐蚀开裂，应力腐蚀敏感性较低。结论 含铬钢具有良好的抗腐蚀性能，基于腐蚀环境特点提出了井筒分段防腐选材设计方案“9Cr+13Cr+超级13Cr”，有效降低了防腐成本，研究结果对CO2和微量H2S共存环境中含Cr钢腐蚀特征和优化选材提供了理论依据。     

油气钻井工程中的腐蚀防护及一种新的防护方法

油气田勘探开发中金属设备的腐蚀类型主要有应力腐蚀、腐蚀疲劳、硫化物应力腐蚀开裂和点腐蚀等,目前国内外的研究主要集中在CO2、H2S和CO2/H1S的腐蚀与防护方面,主要有材料选择、钻井液的控制以及防腐蚀涂层等.介绍了一种新的防护方法-陶瓷复膜,试验结果表明,该方法极大地提高了工件的耐腐蚀性能,具有广阔的应用前景.     

电弧喷涂防腐蚀涂层研究

介绍了电孤喷涂稀土铝、铝合金涂层抗腐蚀性能试验,高速电弧喷涂锌、铝涂层的防腐蚀性能试验结果.指出喷涂材料和喷涂设备的发展情况,提高了涂层的防腐蚀性能,使电弧喷涂能够在防腐蚀领域得到更广泛的应用.     

钢结构热喷涂长效防腐蚀技术的研究与发展

综述了热喷涂技术在钢结构长效防腐蚀方面的研究与发展概况。对锌、铝及锌铝合金涂层的耐蚀机理和防护特点作了比较,从国内外对长效防腐蚀涂层的耐蚀性研究、热喷涂防腐蚀材料的开发、防腐蚀喷涂工艺等方面阐述了该项技术的发展,指出了热喷涂长效防腐蚀技术存在的问题并对其发展前景作了展望。     

管道内防腐技术现状与研究进展

介绍了石油管道内溶解氧、二氧化碳、硫化氢、以及二氧化碳和硫化氢协同腐蚀的机理。综述了油气管道内防腐技术,现阶段主要的处理方式是选择耐蚀金属材料或非金属材料、添加缓蚀剂、涂层防腐和衬里防腐。分析了各种内防腐技术的优缺点,认为管道内防腐在未来的发展方向是将基材选择、添加缓蚀剂、内涂镀层和内衬里技术进行综合,以减缓管道内的腐蚀。低碳钢表面镀镍层自纳米合金化技术,即是集中内防腐技术的综合运用,得到了表面无缝冶金结合的高耐蚀性能管材,是未来发展趋势的代表。     

再制造防腐蚀技术在中国的发展及应用

再制造防腐蚀是针对在役装备或腐蚀装备所进行的高技术防护。再制造通过使用优于原始制造的先进技术,充分挖掘了腐蚀装备中蕴含着的高附加值,使得再制造具有显著的节能环保特色。通过再制造关键技术对装备进行腐蚀控制,将提高装备防腐性能,赋予装备新的寿命,最大限度的保障装备的循环利用。文中着重介绍了高速电弧喷涂长效防腐技术、纳米电刷镀防腐耐磨涂层技术、非晶态合金化学镀层防腐技术、纳米固体薄膜减摩防腐技术和纳米防腐涂料及涂装等再制造防腐技术的实际应用。再制造工程在国内外得到了快速发展,推动了"资源节约型、环境友好型"两型社会的建设,已经引起了国家的高度重视和支持,中国已成为国际再制造中心之一,且已将具有中国特色的再制造工程发展到了一个新阶段。     

含硫钻井液中碳钢的腐蚀及腐蚀疲劳行为

通过滚轮失重,电化学极化曲线测量,氢扩散,腐蚀疲劳,扫描电镜分析,对碳钢在含硫聚合物钻井液中的腐蚀及腐蚀疲劳行为进行了研究。结果表明：硫化物的存在能减缓碳钢的均匀腐蚀,但增大其点蚀敏感性,促进碳钢中氢的扩散进入,从而加速碳钢的腐蚀疲劳破坏。     

YH23-1-18气井采油树立管失效分析

对YH23-1-18采油树立管失效从材料、外部环境以及腐蚀形态等方面进行了分析,结果认为,立管失效为二氧化碳腐蚀所致,腐蚀产物为FeCO_3,并据此提出了预防措施。     

气井采油树腐蚀检测与分析

对YH23-1-18采油树阀门、立管进行了腐蚀检测，并从二氧化碳分压、温度与腐蚀产物膜以及腐蚀形态等方面进行了分析，结果认为，阀门、立管腐蚀为典型的二氧化碳腐蚀，并提出了预防措施。     

The corrosion behavior of hard W–C system chemical vapor deposition layers in HCl and H<Subscript>2</Subscript>S aqueous solutions

The results of a study of anticorrosion performance of low carbon containing tungsten-based hard chemical vapor deposition (CVD) coatings with microhardness from 5 to 17 GPa are presented in this work. Their high corrosion resistance in hydrochloric acid and hydrogen sulfide solutions is noted, as their corrosion rate does not exceed 6 μm per year in hydrochloric acid solution and 15 μm per year in hydrochloric acid solution saturated with hydrogen. The open circuit potentials correspond to tungsten (VI) oxide formation so the corrosion process supposedly runs in passive state. Taking into account the low porosity of the CVD layers, which is lower than 0.02%, these coatings are promising for application as anticorrosion wear-resistant coatings for chemical and oil and gas apparatus responsible units.     

新旧海底输气管道联网供气的内腐蚀可能性分析

渤海某油田新建的输气管道并入原有输气管道,本文讨论了该联网供气过程中二氧化碳和硫化氢的腐蚀影响,模拟分析了二氧化碳对输气管道用钢的腐蚀,并分析了油田所产气中的二氧化碳和硫化氢对新旧管道腐蚀的可能性.     

石油钻杆H2S腐蚀研究进展及其综合防腐

石油钻杆是钻井装备中重要的钻具,其腐蚀失效是阻碍钻井效率提升的重要因素.本文综述石油钻杆的硫化氢(H2S)腐蚀现状,阐述钻杆的H2S腐蚀影响因素与机理,提出石油钻杆的综合防腐措施及发展趋势.