N80油管钢CO2/H2S腐蚀的阳极过程EIS分析

为了找出油管钢CO2/H2S腐蚀的阳极反应与腐蚀时间的关系,采用高温高压釜装置,辅以交流阻抗谱(EIS)测试技术,在100 ℃,CO2分压241 kPa(180 psi)和H2S分压13.8 kPa(2 psi)的条件下,对N80油管钢在模拟油田采出液中CO2/H2S腐蚀的阳极过程进行了研究.结果表明,阳极反应的交流阻抗谱随着腐蚀时间发生变化:2 h后为两个容抗弧,反应受活化控制;12 h后高频区出现双电层容抗弧,低频区不仅出现Warburg阻抗,还有一个容抗弧叠加,说明阳极过程不只是受离子扩散穿过腐蚀产物膜控制,还有一个附加的电极过程;36 h和72 h后只出现Warburg阻抗,此时反应受离子扩散穿过腐蚀产物膜控制.     

N80油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极过程EIS分析

为了找出油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极反应与腐蚀时间的关系,采用高温高压釜装置,辅以交流阻抗谱(EIS)测试技术,在100 ℃时,CO2分压180 psi和H2S分压2 psi的条件下,对N80油管钢在模拟油田采出液中CO2/H2S腐蚀的阴极过程进行了研究.结果表明,阴极反应的交流阻抗谱随着腐蚀时间发生变化.2 h和12 h后交流阻抗谱呈现单容抗特征,腐蚀以H2S腐蚀为主;36 h和72 h后出现Warburg阻抗特征,分析认为这是由腐蚀产物膜引起的.     

125钢套管在气侵环空液中的腐蚀行为研究

采用腐蚀失重试验、动电位扫描法和交流阻抗技术,研究了套管材料125钢在溶有CO2的环空液中不同温度下的腐蚀行为.结果表明,静态下125钢的平均腐蚀速率随着温度的升高而增大,其自腐蚀电位随温度的升高而负移,同时腐蚀电流密度增大.交流阻抗谱表明,材料的腐蚀过程由电化学控制,阻抗谱呈单容抗弧特征,容抗弧的半径不同表明表面膜层的电阻大小不同.     

X56����������ܵ���CO2��ʴ�绯ѧ�о�

采用扫描电镜（SEM）和电化学测试，研究了在油气输运环境条件下（温度T=30～90 ℃、二氧化碳分压p_CO2=0.5～2 MPa），X56钢管道在油气采出液中的腐蚀状况及电化学行为。结果认为，X56钢管道在此环境下腐蚀速率随温度升高及二氧化碳分压增加而加大；根据X56钢极化曲线及交流阻抗谱(EIS)，提出了X56钢在此环境下的反应机制，二氧化碳促进了阴极反应，加速了阳极溶解，且随二氧化碳分压和温度的升高而反应加剧。理论计算值与电化学测试结果相符合。     

气液双相流条件下HCO3-对J55钢腐蚀行为的影响

HCO3-在油气田地下水中含量丰富,其电化学特性活跃,它对J55钢的电化学行为有着极大的影响。国内外大量学者对这一问题进行了研究,但他们的研究结论都是在静态条件下得出的,而对气液双相流条件下HCO₃^-对J55钢电化学性能影响的研究则较少,且没有具体的结论。为此,利用电化学阻抗谱技术（EIS）研究了NaHCO₃溶液浓度为0.1 mol/L时的气液双相流对J55钢腐蚀行为的影响。结果发现：阻抗谱由高频和低频两个容抗弧组成,腐蚀时间越长,钝化膜对基体的保护作用越好,容抗弧半径越大,试样的抗均匀腐蚀能力越大,试样表面腐蚀速度越慢。     

P110钢在有机盐完井液中的腐蚀行为

模拟油田腐蚀环境考察了有机盐完井液密度、温度、CO2分压、pH值等对P110钢腐蚀行为的影响。结果表明：随完井液密度的增加，P110钢平均腐蚀速率逐渐降低，密度越高，腐蚀产物膜的晶粒越均匀、细小、晶粒间堆积越致密，利于阻止腐蚀介质的侵入；温度越高，腐蚀越严重，低温时试片表面光亮，高温时存在点蚀坑较多的局部腐蚀；随CO2分压增加，平均腐蚀速率先是升高然后降低，在2．0MPa时出现最大值；随pH值增加，P110钢腐蚀速率逐渐下降。认为P110钢在高温（120℃）或低密度（1．05g／cm^3）下存在严重的局部腐蚀，应考虑防腐。     

N80钢在模拟油田采出液中的腐蚀行为研究

本文采用动电位极化和电化学阻抗谱技术着重研究了N80钢在模拟油田采出液(除氧条件下含Ca2 、HCO3-的NaCl溶液)中的腐蚀行为,分析比较了pH值、温度、流动条件等因素对腐蚀行为的影响,探讨了可能的阴、阳极反应机理。研究结果表明:随着温度升高,N80钢在该介质中的腐蚀机理有可能发生变化,而溶液pH值的不同,亦对N80钢的阳极溶解机理有较大的影响。     

不同温度下抗酸性套管用钢腐蚀行为研究

在模拟油田环境中,根据国产100S套管用钢的腐蚀速率、表面腐蚀形貌、腐蚀产物的成分和基体组织,研究了其H2S/CO2的腐蚀行为。结果表明,在模拟的温度范围内,100S套管的均匀腐蚀速率在110℃附近出现最小值,但随着温度升高,电化学腐蚀的阴极及阳极过程都得到加速,腐蚀产物膜的溶解加速,腐蚀速率增加。100S套管在4种不同温度的H2S/CO2腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,没有出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。     

模拟油田CO2/H2S环境P110钢的腐蚀行为研究

模拟含CO2／H2S高温高压井下多相流腐蚀环境，研究P110钢在模拟井下采油腐蚀环境务件下的腐蚀行为。结果表明，P110钢的平均腐蚀速率受到温度、CO2分压和H2S分压等参数的影响，其表面形成3层形貌及成分各异的腐蚀产物，宏观腐蚀形态基本为均匀腐蚀，但是在扫描电镜下观察，金属遭受的破坏是以局部腐蚀为主。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

咪唑啉类缓蚀剂腐蚀抑制作用

CO2-H2S腐蚀一直是石油工业的一个棘手问题和研究热点。CO2-H2S腐蚀引起的设备和管道腐蚀失效,造成了巨大的经济损失以及严重的社会后果,所以开展抑制CO2-H2S腐蚀的研究具有深远的经济和社会效应。而咪唑啉类缓蚀剂具有优良的缓蚀性能,随着缓蚀剂质量浓度增加,缓蚀率增加,当N-烷基苯并咪唑啉阳离子缓蚀剂质量浓度为50 mg/L时,缓蚀率达到97.15%。近年,针对CO2-H2S腐蚀问题,采用咪唑啉缓蚀剂处理的研究较多,通过金属与酸性介质接触在其表面形成单分子吸附膜,从而降低其电位达到缓蚀的目的。文中对新型咪唑啉类缓蚀剂(季铵盐、酰胺基、硫脲基、苯并和膦酰胺味唑啉类缓蚀剂)的缓蚀机理以及研究现状作了详尽的概述。     

咪唑啉型复配缓蚀剂的缓蚀性能

为满足现场缓蚀要求,咪唑啉型缓蚀剂在实际应用中存在用量大、成本高的问题。对咪唑啉型缓蚀剂进行复配能够提高其缓蚀效果,降低使用成本。按现场要求,对缓蚀剂原液进行复配、稀释,并在饱和CO2模拟盐水和高矿化度模拟盐水中进行静态挂片实验。结果表明,复配后的缓蚀剂加药浓度为5.1 mg/L时具有良好的缓蚀效果;当咪唑啉型缓蚀剂、亚硫酸钠、硫脲和水以质量比为30∶2∶3∶65复配时,复配缓蚀剂的效果最好,适用于含有CO2和高矿化度的油田水处理。     

油品储罐的腐蚀检测与腐蚀防护

分析了油品储罐的腐蚀现象及腐蚀原因 ,指出采用漏磁检测仪代替传统的超声波测厚可以更真实地反映储罐底板的腐蚀情况。涂料 -电化学联合保护是防止油罐底板腐蚀的最佳方案     

长输管道腐蚀及检测技术

文章分析了长输管道的腐蚀原因,由外及里的土壤腐蚀和由里及外的输送介质腐蚀是长输管道失效的主要原因。介绍了长输管道腐蚀的常用检测技术,比较了常用检测技术的优缺点,指出对管道进行外防腐蚀层、阴极保护效果和内壁检测是全面评价管道腐蚀状况的有效手段。开发智能检测爬行机、管道腐蚀风险评估和预测技术应成为国内管道监检测技术的研究重点。     

咪唑的缓蚀性能研究

为解决钢材在高硬度电解质水溶液中引起的垢下腐蚀问题,通过测试碳钢在模拟腐蚀体系中腐蚀速率的方法,着重考察了咪唑的缓蚀性能及其复配效应,所用主要仪器为CMB-4510A腐蚀速率快速评定仪。研究结果表明:温度为40℃,质量浓度为0.50g/L时,咪唑的缓蚀效果最好;对于N80和316L钢咪唑与钼酸钠有较好的复配效应,且加上硫脲后的三元复配具有更好的缓蚀效果。     

使用新型二元防腐剂提高油气井防腐效果

油田化学防腐剂又取得了新的进展,一种由环氧树脂和胺类固化剂组合而成的新型二元防腐剂已获专利批准,并且已通过了现场检验。正确使用这种独特的化学剂可在井下金属表面形成氧化膜附着层,即形成防腐剂隔层。与常规极性成膜胺类防腐剂相比,这种化学剂的附着性更强,可减少防腐剂注入次数,降低人力成本,尤其是可减少井下事故。该二元防腐剂比其他类的环氧树脂胺类防腐产品性能更好,应用范围更广。     

糠醛精制装置的腐蚀与缓蚀剂的研制

兰州石化公司糠醛精制装置于 2 0 0 1年投产 ,在第 1生产周期 (8月 10日～ 14日 )内 ,抽出油系统的多台换热器发生泄漏被迫停工检修 ;在第 2生产周期 (2 0 0 1年 9月 2 5日～ 2 0 0 2年 4月 10日 )内 ,又有多台换热器及溶剂 (系统的水封管道 )发生泄漏。腐蚀调查发现 ,糠醛酸是造成腐蚀的主要原因 ,为此研制了一种含氮的有机专用缓蚀剂—SB - 2 0 16。工业试验表明在正常投加量为 0 .75‰的情况下 ,脱水塔底排水的pH值由 4 .70上升到 7.80 ,Fe2 + 含量平均由 19.2 7mg/L下降到 2 .75mg/L ,缓蚀效果明显     

柴油加氢精制装置的腐蚀与缓蚀剂的应用

中国石化股份公司济南分公司0.6Mt/a柴油加氢精制装置发生的腐蚀主要是S—H2S—RSH介质腐蚀,另外还有HCl—H2S-H2O介质腐蚀。针对装置腐蚀特点,分别在加氢精制装置空冷部位和分馏塔塔顶系统试用了缓蚀剂JH-2和BH-913,与以前使用的缓蚀剂多硫化钠和WS-1进行了缓蚀效果对比,结果表明缓蚀剂JH-2和BH-913的缓蚀效果优于多硫化钠和WS-1,能够满足铁离子浓度小于3μg/g的缓蚀指标要求。     

谈海上平台的腐蚀与防护

分析了海洋平台结构处于不同环境下的腐蚀机理，提出了相应的防护措施，以保证海洋平台的使用安全性和可靠性。     

缓蚀剂HC01缓蚀行为研究

加工高酸、高硫原油过程中,减粘顶水对塔顶冷凝系统和材质为20号钢的流出管线腐蚀严重,为了减少腐蚀过程对管线和设备的危害,有必要提出有效的防腐措施。通过失重法和电化学交流阻抗法,对11种顶水介质常用缓蚀剂进行筛选,研究了不同浓度下各缓蚀剂的缓蚀性能,针对缓蚀效果优良的咪唑啉缓蚀剂HC01最佳用量及其在20号钢表面的吸附行为进行了研究。结果表明:缓蚀剂HC01最佳浓度为145.5 mg/L,缓蚀率高达90.26%,在20号钢表面的吸附行为服从Langmuir吸附等温式,属于化学吸附。咪唑啉缓蚀剂HC01在减粘顶水介质中对20号钢的缓蚀效果明显,建议现场应用。