高温高压H2S/CO2腐蚀产物膜对低铬钢氢渗透行为的影响

目的探讨含Cr腐蚀产物膜对油管钢氢渗透行为的影响。方法对80SS、P110-3Cr和P110-7Cr油管钢试样进行高温高压H_2S/CO_2腐蚀模拟实验,并利用双电解池技术测量试样腐蚀前、后的氢渗透电流密度。通过扫描电子显微镜、能谱分析仪和X射线衍射仪对腐蚀产物膜的微观形貌、成分和物相组成进行分析。结果三种材料的腐蚀产物主要由亚稳态的马基诺矿型硫铁化合物构成,没有发现典型的CO_2腐蚀产物FeCO_3晶体,在P110-3Cr(7.4%Cr)和P110-7Cr(14.75%Cr)钢的腐蚀产物膜中有Cr元素富集。随着钢中Cr含量的提高,120℃腐蚀后,试样的表观扩散系数减小。80SS、P110-3Cr和P110-7Cr油管钢试样表面无腐蚀膜时,吸附氢浓度分别为0.98×10~(-5)、9.54×10~(-5)、9.3×10~(-5) mol/cm~3。120℃腐蚀后,带有腐蚀膜试样的膜层/基体界面钢基体侧的吸附氢浓度分别为0.93×10~(-5)、5.17×10~(-5)、8.52×10~(-5) mol/cm~3。结论三种油管钢的腐蚀过程均由H_2S控制。腐蚀产物膜中Cr元素富集有助于降低带有腐蚀膜试样的表观扩散系数。与不带腐蚀膜的试样相比,三种带腐蚀膜试样的膜层/基体界面钢基体侧的吸附氢浓度降低,腐蚀产物膜对氢渗透具有明显的阻碍作用。     

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。     

P110钢在不同温度含饱和H_2S/CO_2腐蚀溶液中的腐蚀行为

利用腐蚀失重试验,电化学试验和扫描电子显微镜等方法研究了不同温度下P110钢在含饱和H_2S/CO_2气体的5%NaCl溶液中的腐蚀行为。研究表明:随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率呈现出了先增大后减小的规律;在含饱和H_2S/CO_2气体的5%NaCl溶液中,由于温度升高促进了点蚀的发生,在较高温度时形成全面腐蚀,但温度的升高导致H_2S、CO_2气体的溶解度降低,抑制了点蚀的发生,形成厚而致密的腐蚀产物膜,使腐蚀速率随温度升高而降低。     

低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展

介绍了低Cr油套管开发的工程背景。综述了低Cr油套管的耐CO_2/H2S腐蚀性能,详述了多种因素(如Cr含量、温度、p H值、流速等)对低Cr油套管在含甜性气体(仅含CO_2)环境中的腐蚀行为和腐蚀产物膜表面特征的影响,以及低Cr油套管在含酸性气体(H2S)环境中的腐蚀行为及其抗硫化物应力开裂(SSC)的性能。探寻了低Cr钢的抗CO_2腐蚀机理和H2S腐蚀机理。研究发现,低Cr钢因Cr元素能在产物膜中富集,形成非晶体化合物Cr(OH)3,腐蚀产物膜因此具有阳离子选择性,降低了腐蚀产物膜与金属基体界面处的阴离子浓度,抑制了阳极反应,进而提高了低Cr钢耐CO_2/H2S均匀腐蚀性能,同时也减少了Cl-在界面处团聚、形核的可能性,抑制了局部腐蚀,尤其是点蚀的发生。但是要想消除点蚀,钢基体中Cr元素的质量分数不应低于3%。另外,Cr元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出并弥散分布,进一步增强了其抗SSC性能。简述了低Cr油套管的应用现状,最后对其发展前景进行了展望,利用钢的化学成分-工艺-组织-性能"四位一体"法得到的"经济型"低Cr抗CO_2/H2S腐蚀的油套管,是未来发展趋势的代表。     

油管钢在CO_2/H_2S环境中的腐蚀产物及腐蚀行为

对CO_2/H_2S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,CO_2/H_2S共存环境中,油管钢表面形成的FeS膜的保护性优于FeCO_3,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CO_2分压保持不变,逐渐增加H_2S的分压,腐蚀速率会出现极值;第二类分压比,体系中的H_2S分压保持恒定,腐蚀速率会随着CO_2分压的升高而增加。这对于进一步完善CO_2/H_2S腐蚀理论以及油气田合理选择油套管材料均有一定指导意义。     

低铬X65管线钢CO2腐蚀产物膜的特征及形成机制

利用高温高压CO2腐蚀模拟实验以及ESEM,EDS,XPS和SEM等分析技术,研究了4种不同含Cr量的X65管线钢的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜结构特征.结果表明:含Cr量高的钢平均腐蚀速率小,无Cr和含1%Cr的钢的腐蚀形态为局部腐蚀,含3%和5%Cr的钢的腐蚀形态为全面腐蚀.在高温高压CO2腐蚀环境中,含Cr钢的腐蚀产物膜为FleCO3和Cr(OH)3竞争沉积形成的多层结构,其中1Cr-X65和3Cr-X65的腐蚀膜具有3层结构,5Cr-X65的腐蚀膜是双层结构.Cr在腐蚀产物膜层中出现局部富集,远高于基体中的Cr含量.高含Cr量使腐蚀产物膜中的Cr(OH)3含量高,并提高了腐蚀膜的保护性能,从而引起腐蚀形态发生转变,腐蚀速率降低.FeCO3和Cr(OH)a共沉积层膜对低铬钢的抗CO2腐蚀性能具有关键的影响.     

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。     

氯离子浓度和温度对Cr3钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

研究了25℃下不同Cl~-浓度和5g/L Cl~-浓度下不同温度对Cr3钢CO_2/H_2S腐蚀的影响。通过极化试验、失重试验、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法分析了腐蚀速率和腐蚀产物的形貌、成分和结构。结果表明,在25℃时,Cr3钢的腐蚀速率随着Cl~-浓度的增加大体呈降低的趋势;而随着温度的升高,Cr3钢的腐蚀速率逐渐增加;低温时的腐蚀产物主要是FeS,高温时主要是FeS_(1-x)。     

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.     

FV（520）B不锈钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为

目的研究长输管线压缩机叶片材料FV(520)B不锈钢在高含H_2S、H_2O、CO_2条件下的腐蚀行为。方法利用高温高压反应釜模拟特定工况,在H_2S分压为0.9 MPa、CO_2分压为0.6 MPa、温度为150℃的条件下于5 g/L的氯化钠溶液中制备硫化腐蚀层,利用XPS、SEM、XRD等手段对腐蚀层的成分及结构进行分析。结果 FV(520)B不锈钢的腐蚀速率逐渐降低,试样表面粗糙度先增大后下降,腐蚀产物主要为FeCO_3、Fe_3O_4、FeS、FeS_2、S、Cr_2S_3、Cr_2O_3和Cr(OH)_3。结论在腐蚀前期,FeS的形成速率大于FeS_2、S,腐蚀产物颗粒不断长大。形成完整的Cr_2O_3、Cr(OH)_3保护膜后,腐蚀得到抑制,此时腐蚀反应主要为FeS_2、S的生成,试样表面腐蚀产物颗粒尺寸变小,试样表面粗糙度降低。     

Fe的硫化物膜对UNSG11180钢在含H_2S的NaCl溶液中的腐蚀行为影响

通过动电位扫描和慢应变速率拉伸试验及X射线能谱技术,研究了H2S和钢铁所形成的硫化物膜对UNSG11180钢在含5%NaCl的溶液中均匀腐蚀和应力腐蚀的影响.研究结果表明:对于均匀腐蚀,无论试样施加应力与否,表面的硫化物膜对钢铁有一定的保护性;对于硫化物应力腐蚀破裂,这层膜没有明显的保护作用     

X65钢海管在CO2/H2S环境中的腐蚀研究

中海石油(中国)有限公司天津分公司为了节能减排,在渤海湾某油田开展了天然气利用项目,天然气外输海管选用X65管线钢铺设完成。随着油田不断深入开发,天然气中CO2和H2S含量都达到了较高水平,使该海底管线在运行过程中面临潜在的不确定性腐蚀风险。因此,本文研究了在不同运行工况条件下的X65钢海管焊缝区及热影响区的腐蚀形态和腐蚀规律。试验结果表明,在管线钢的焊缝区和热影响区存在不同程度的均匀腐蚀,而点蚀相对比较轻微;试样整体均匀腐蚀速率达0.1～0.3mm/a,属于中等偏高的腐蚀程度;pH降低、温度升高会使腐蚀速率增大,在管线运行和维护过程中需针对均匀腐蚀采取控制措施。本研究可以为今后海底管线选材、焊接工艺以及后期运维等工作提供借鉴。     

CO2对H2S／CO2环境中P110钢应力腐蚀的影响研究

采用恒载荷拉伸法、腐蚀电化学测试和断口分析技术等,研究了P110钢在不同H2S／CO2含量的NACE-A溶液中的硫化物应力腐蚀（SSCC）行为．结果表明,在加载初期,P110钢的自腐蚀电位Ecorr）急剧下降,至极小值后缓慢升高,达到稳定值后直至断裂,试样断口呈脆性解理状．当通入CO2量达到17％时,P110钢的自腐蚀...     

On the distribution of Ni3S2 in corrosion layers of NiO−Ni3S2

Qualitative studies have been made of the interfacial tension between Ni_3±xS₂ and different oxides (NiO, CoO, and feldspar). The results suggest reasons why Ni_3±xS₂ is distributed as an interconnected network along NiO grains in rapidly growing scales formed during reaction of nickel with SO₂ and SO₂+O₂ at temperatures from about 550 to 850°C. In the system NiO–Ni_3±xS₂ interfacial energies may stabilize a network of sulfide along edges of NiO grains. Ni_3±xS₂ does not wet the silicate material (feldspar), and this is consistent with previous interpretations that silicates formed by segregation of silicon to NiO interfaces disrupt the sulfide network in scales and thereby provide improved corrosion resistance.     

硫化氢腐蚀与防护

本文分析了硫化氢的腐蚀机理,列举了硫化氢腐蚀的影响因素,总结了常用的防护措施。现场实践证明,只有针对性的研究介质类型和运行条件,才能制定出相应的防护措施,最终达到确保系统安全运行的目的。     

某油气田井口平台超重力脱硫现场试验

针对某油气田井口平台硫化氢含量上升的问题,采用"超重力+硫化氢清除剂"的工艺,并进行了现场试验。在本文中,考察了超重力设备的转速、混相流体温度、硫化氢清除剂添加量对脱硫效果的影响。现场试验结果表明,随着转速、混相流体温度、硫化氢清除剂添加量的增加,硫化氢脱出率增加。研究还发现,在硫化氢清除剂添加少量的吸收活化剂可以降低硫化氢清除剂的添加量。     

油田排海污水中H2S的分布及其对平台钢结构设施腐蚀行为的影响

研究了W11—4油田A平台排海污水中H2S、钢桩上附着生物状态以及白色沉积物对平台海域钢结构设施腐蚀与防护的影响，测定了H2S的浓度、分布以及含H2S海水的腐蚀特征，研究了各种附着生物和白色沉积物的状态及组成。结果表明，H2S主要集中在海面海流下方区域，并与海水流速密切相关，最大可能H2S浓度低于19mg／L；白色沉积物为附着生物受硫化氢影响的生理分泌物，海水中的H2S及白色生理分泌物对平台钢结构设施的腐蚀过程没有影响。     

H2S水溶液中的腐蚀与缓蚀作用机理的研究1.酸性H2S溶液中碳钢的腐蚀行为及硫化物膜的生长

利用交流阻抗（EIS）和极化曲线,结合扫描电镜（SEM）和能谱分析, 对常温下低碳钢在含H2S的模拟炼厂常减压塔顶冷凝水中的腐蚀电化学行为和不同浸泡时间下硫化物膜的生长过程进行了研究。结果表明,H2S对腐蚀反应的阴极过程有很大的促进作用,搅拌条件下尤甚;随介质pH值升高,其腐蚀性减弱。腐蚀浸泡初期（小于8h）,电极表面硫化物膜的生长遵循抛物线机制,随浸泡时间的延长,硫化物膜变得疏松、易于破裂和脱落,并出现二次生长、修复过程,最终达到膜生长和溶解的平衡。实验条件下电极表面所生成的硫化物膜,不足以对碳钢起到保护作用。