乙二醇污水对碳钢的腐蚀性研究

生物流化床反应器是一种高效好氧水处理设备,用于乙二醇污水处理时效果良好。但在试验过程中,发现碳钢材质的反应器腐蚀严重。根据碳钢挂片在不同条件下的腐蚀速率,研究腐蚀发展程度和表面形貌图像特征的关系。重点通过不同条件下乙二醇污水对碳钢、不锈钢挂片的腐蚀速率对比,探讨其腐蚀机理,说明生物流化床处理乙二醇污水设备中腐蚀以点腐蚀为主的特征。结果表明,处理乙二醇污水生物流化床反应器选用碳钢材质腐蚀较严重,且表面形成较深的腐蚀坑,设备需要做防腐蚀处理或选用其它耐腐蚀材质。不锈钢材质在处理乙二醇污水生物流化床反应器中具有较好的抗腐蚀能力。     

宝浪油田三相分离器加热盘管腐蚀特性研究

通过对盘管腐蚀外貌特征、腐蚀产物、管材腐蚀形貌、表面成分及夹杂物、介质及环境影响等方面的分析、试验,指出宝浪油田三相分离器加热盘管的腐蚀主要为污水中的二氧化碳和氧对盘管外壁的腐蚀,其腐蚀速率随环境温度升高而增加。提高介质的pH值,可使腐蚀得到减缓。     

教你如何使用油气田腐蚀监测技术

<正>油气田日常生产中会产生含有大量杂质的污水,水中含有氯离子、二氧化碳、硫化氢、溶解氧、细菌等腐蚀介质,会对金属设备和管道产生腐蚀;另外,最近几年各油气田天然气产量不断增加,天然气中的二氧化碳、硫化氢等腐蚀介质对设备的腐蚀危害也日益严重。在日常生产中,如果不对设备的腐蚀过程进行监测,不     

油气田开采中管道微生物腐蚀防护技术研究现状与趋势

腐蚀是油气田管道设施运行中的关键共性科技问题。在油气田环境中,微生物腐蚀是油气田主要的腐蚀类型之一,也是油气田开采过程中的腐蚀控制难题。综述了目前油气田微生物腐蚀的研究认识现状、研究进展和当前的主要防腐蚀方法和控制技术,分别介绍了腐蚀微生物群落、微生物腐蚀机理、腐蚀微生物检测和管道微生物腐蚀控制措施等,并针对油气田微生物腐蚀研究和防护控制提出了相关建议。      

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天然气输送管道在长期运行过程中，存在介质对管道的内部腐蚀，此外，施工质量，绝缘层的缺陷，土壤，阴极保护不足等诸多因素还会引起外腐蚀，且内、外腐蚀会随着管道运行年限的增加而逐年加重，事故隐患逐渐增大。因此，如何对管道内、外腐蚀进行检测、评价，确保管道安全平稳运行便成为了管道输送企业所面临的重大课题。西南油气田分公司在国内首次引进国外漏磁式智能检测技术，对所属的部分管道进行了智能检测。章分析了该项技术的原理、检测参数、准确性、置信度、经济效果和存在的不足，论述了管道内、外腐蚀的原因，提出了减缓腐蚀的各项建议和措施。     

油气井中的二氧化碳腐蚀

油气田开发过程中，腐蚀是自始至终存在的严重问题，引起腐蚀的因素很多，其中CO2腐蚀最为突出。文中综述了油气井中的CO2腐蚀，对影响腐蚀速率的一些主要因素作了较详细的介绍，同时也给出了腐蚀速率预测公式，最后，提出了CO2腐蚀的控制手段，对油气井中的腐蚀研究具有一定的参考价值。     

防止酸化施工中硫化氢对油气田设备的损坏

在酸化施工中，硫化氢给油气田设备带来的主要危害是导致金属严重氢脆。特别是硫化氢的存在会加速盐酸对金属设备的腐蚀，使氢脆现象更为严重。为此我们研制了一种既能减缓硫化氢存在时的腐蚀速度又能抑制硫化氢引起设备氢脆的腐蚀抑制剂。文中还就硫化氢与金属反应机理进行了讨论。     

热媒水系统换热器腐蚀原因分析

某炼油厂热媒水系统先后有12台换热器从2012年11月开始发生腐蚀泄漏.从腐蚀形貌来看,换热器泄漏的原因是热媒水侧腐蚀,主要腐蚀形态是点蚀.从热媒水的水质情况来看,该系统因与外界大气连通,水中含有1.03 mg/L的溶解氧,这是造成腐蚀的主要原因.从实验室腐蚀挂片试验结果来看,在有氧存在的热媒水环境中,碳钢的平均腐蚀速率为0.298 mm/a,09Cr2AlMo钢的平均腐蚀速率为0.244 mm/a,奥氏体不锈钢材质腐蚀轻微.腐蚀产物中含有大量铁的氧化物,说明腐蚀以铁的氧腐蚀为主.工艺侧介质中含有1％以上的硫化物,也存在一定的腐蚀问题.分别从控制氧进入、材质升级、工艺防腐、腐蚀监控等方面提出了防护措施.     

新型井下动态腐蚀试验装置的研制与应用

为了解江苏油田CO2腐蚀套管的机理及其影响因素,制定合理的套管防腐技术措施,自主研制了新型井下动态腐蚀试验装置,并利用该试验装置进行了井下动态腐蚀模拟试验。选择1/4圆弧N80钢挂片试样,模拟实际工况条件下流体对套管的腐蚀情况,对腐蚀速率及腐蚀形态进行测试评价,并对腐蚀产物的微观形貌进行了分析。试验结果显示,在试验研究的参数范围内,N80套管钢腐蚀速率较高,不同部位的平均腐蚀速率为0.168 9~0.571 8 mm/a,并随CO2分压、温度、流速增大而增大,表现出较严重的CO2局部腐蚀形态特征。微观形貌分析表明,流速是导致抽油泵吸入口附近套管腐蚀速率最大的主控因素,其腐蚀速率达到0.5718 mm/a,这与现场腐蚀套管穿孔情况相符。研究结果表明,该试验装置具有较好的模拟性和适用性,可为油套腐蚀机理试验研究提供新的测试手段。      

油气田CO2腐蚀研究进展

油气田设备的CO2腐蚀破坏经常表现为局部腐蚀,而腐蚀产物膜是腐蚀速率和腐蚀形态的决定因素.综述了油气田CO2腐蚀形式、腐蚀机理、腐蚀产物膜的形成过程、局部腐蚀的诱因及动力增长机理.由于现场的实际腐蚀是多种因素综合作用的结果,室内试验模拟条件的局限性使得目前的试验数据与实际的腐蚀结果还有较大的差距.采用更为先进的试验设备,结合数值模拟和理论分析,将是今后CO2腐蚀研究的趋势.     

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中原油田气田气井油管的内腐蚀严重,时常发生油管穿孔,断裂事故,直接影响了气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清气井腐蚀原因,在对油管进行管材失效分析和室内模拟试验的基础上,应用灰色理论中的灰关联分析方法对中原油田现场实测的腐蚀环境数据进行了相关处理,分析了影响气井油管腐蚀的主要因素并探讨了其腐蚀规律。分析处理结果表明,产出气中所含的ＣＯ２和水导致油管发生电化学腐蚀,而产出气的冲蚀作用又加剧了一过程     

溶解性气体对油井腐蚀速度影响分析

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一,边底水发育,采出液组分复杂,H_2S、CO_2溶解性气体含量高,油井套管腐蚀速度快,严重影响了油井正常生产。通过以元城油田采出水为基液,开展了H_2S、CO_2、O_2单一气体和三种气体共存状态下,不同浓度对油井腐蚀速度的影响情况的分析研究,并取得了一些认识:H_2S、CO_2单一气体腐蚀速度存在极限值,含氧后钢腐蚀速度随含氧量增加而增加;另外,在三种溶解气体共存体系中,起主要因素的是H_2S,其次是CO_2和O_2。     

油管离子渗氮方法及防腐蚀耐磨性能分析

磨损和腐蚀是造成油管失效的主要原因,通过对油管内壁进行离子渗氮,以提高油管的使用寿命。介绍了离子渗氮油管的特点,着重介绍了利用大型油管离子渗氮专用设备对油管内壁进行离子渗氮的基本原理和工艺过程。将经离子渗氮后的油管在万能磨损机上进行磨损试验,测定其耐磨性能;在盐雾腐蚀试验箱中进行中性盐雾腐蚀试验,以测定离子渗氮油管的耐腐蚀性能。通过对渗氮油管与未经离子渗氮油管的试验数据进行比较分析后发现,离子渗氮油管不仅耐磨性得到了很大的改善,而且其耐腐蚀能力也明显提高。离子渗氮油管在油井中使用结果表明,其使用寿命比其它类型的耐磨油管提高了3倍,延长了油井的免修期,并且离子渗氮油管的性能和价格均优于其它类型油管。     

采油集输系统腐蚀防护技术研究

近年来文南油田油气集输系统管线腐蚀穿孔频繁,严重影响了油田正常生产。为系统了解腐蚀因素、为防腐蚀工作的开展提供科学的决策依据,开展了油气集输系统的腐蚀调查、研究,通过现场腐蚀监测以及对输送介质、管材的剖析,结果表明地层产出水以及大量硫酸盐还原茵的存在是造成腐蚀的主要原因。     

油井管接箍失效原因分析

基于失效油井管接箍宏观分析的初步判断,采用扫描电镜微观分析、金相组织分析等方法,对失效的油井管接箍展开了系统分析。但是从EDS分析结果来看,腐蚀产物成分中含有C元素和O元素,该腐蚀区域位于井下166~176m,此处为套管气,湿度较大,具备发生腐蚀的条件,电化学测试,测其腐蚀电位、腐蚀电流及腐蚀速率,二者电位差为13mV,低于可以激发电偶腐蚀的阀值50mV,说明失效接箍和油管发生电偶腐蚀的概率极低。但是对工况进行分析发现,电缆存在漏电现象。造成局部带电,可以增加电偶腐蚀的阈值,故更容易发生电偶腐蚀。     

油气管道交流杂散电流腐蚀研究进展

系统综述了交流杂散电流对油气管道腐蚀速率、腐蚀电位、腐蚀形貌、阴极保护的影响及交流杂散电流腐蚀机理等方面的国内外研究进展。研究结果表明，交流干扰不仅会改变油气管道腐蚀电位、加速腐蚀及造成局部腐蚀，而且会使油气管道阴极保护电位发生偏移及在保护电位满足标准要求的情况下发生腐蚀。同时，腐蚀介质环境也对油气管道交流杂散电流腐蚀行为具有重要影响。由于交流腐蚀的影响因素众多，目前提出的各种交流杂散电流腐蚀机理虽然能解释部分腐蚀现象，但仍存在较多问题，进一步展望了交流杂散电流腐蚀的未来重点研究方向。     

镀钨合金防腐油井管试验研究及应用

油井管服役条件日趋恶化,这就要求油井管具有优异的抗H2S、CO2、Cl-腐蚀性能。通过对油井管腐蚀机理和特征的研究,指出在开发高难度的油气田时使用防腐油井管的必要性,并对镀钨合金防腐油井管工艺技术及应用情况进行了介绍。镀钨合金防腐油井管耐H2S、CO2、C1-腐蚀性能好,具有广阔的市场前景。     

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四川省德阳市新场气田须二段气藏埋藏深、地层压力大、温度高、气体中的CO₂对井口装置具有较强的腐蚀性，新851井是全国陆相油气田中罕见的同时具备“高温、高压、高产”的三高井，其开发难度较大。文章针对新851井井口装置的损坏情况，采用X射线衍射和能谱分析，对腐蚀产物、腐蚀形态进行了研究；从气体流体力学角度，通过物理、化学和金属结构分析，研究新851井井口装置腐蚀损坏的机理、腐蚀的原因和影响程度。为高温、高压、高产且含CO₂腐蚀介质的天然气井井口装置提供了选材依据。     

管道内CO2腐蚀分析

CO_2腐蚀是造成管道运营失效的主要原因之一。文章针对目前油气管道的运行情况,在大量的文献调研基础上,阐述了油气管道CO_2腐蚀情况及特点,着重分析了油气管道CO_2腐蚀形成机理,对存在的主要问题进行了分析,从而对油气管道内CO_2腐蚀现象有了一些规律性的认识,可为管道内CO_2防腐蚀技术的研究提供参考。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。