含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

基于人工神经网络的CO2/H2S腐蚀速率预测模型

探索对油气管线CO2/H2S腐蚀速率的预测,应用LabVIEW软件中的MATLAB Script节点,通过Lab-VIEW与MATLAB混合编程构建了虚拟仪器程序,建立了油气管线腐蚀速率预测的BP神经网络模型。数值仿真试验结果表明,建立的模型稳定性好,预测精度高,使用效果良好。     

L360钢在H2S/CO2环境中腐蚀的预测

运用BP人工神经网络技术建立了预测L360钢在H₂S/CO₂环境中腐蚀的模型,神经网络拓扑结构为5-4-1,网络模型训练成功以后,应用它预测L360钢在H₂S/CO₂中的腐蚀速度.结果表明,人工神经网络模型预测的结果与实验数据相当符合,误差在14%以内.由此可见,BP神经网络模型可以作为预测H₂S/CO₂环境致集输管线腐蚀速率的工具.     

Ni-Fe-P镀层在H2S/CO2腐蚀环境中的腐蚀电化学研究

在油管常用钢N80钢表面制备了Ni-Fe-P化学镀层,采用SEM、EDS、XRD等分析手段,对所制备镀层的成分、微观形貌、结构等性能进行了分析研究;采用电化学方法评价了Ni-Fe-P镀层在H2S/CO2溶液中的耐蚀性。结果表明,N80钢表面经过化学镀Ni-Fe-P处理后,其耐蚀性得到很大的提高,镀层结构为非晶态;电化学测试结果表明该镀层在H2S/CO2溶液中具有极强的钝化倾向和很好的耐酸性,结果均证明Ni-Fe-P镀层具有良好的抗H2S/CO2腐蚀性能。     

H2S和CO2分压及Cl-浓度对L360QCS钢腐蚀行为的影响

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2S和CO2分压及Cl-浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS钢腐蚀行为的影响。采用失重法测试腐蚀速率,用四点弯曲法进行应力腐蚀试验,结合宏观形貌观察和扫描电镜(SEM)微观观察及能谱(EDS)分析,进行了综合研究。在H2S和CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高,腐蚀速率先降后升。压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡减少或者消失。腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增大,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,腐蚀产物的沉积可以抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低。     

碳钢在油水混相介质中的CO2/H2S腐蚀行为

采用极化曲线和电化学阻抗测试,研究了N80钢在50℃的3%NaCl盐水与凝析油混相溶液中,不同CO₂、H₂S分压比(θ=P_CO2/P_H2S)条件下的腐蚀规律;采用SEM、XPS等分析了N80钢表面腐蚀产物的形貌和组成。结果表明：在饱和CO₂溶液中,随着H₂S含量的增加,碳钢电极的腐蚀减弱;当θ<20时,随着θ增大,腐蚀电流密度逐渐减小,腐蚀主要由H₂S控制,在N80钢表面生成了均匀致密的针状晶型腐蚀产物,主要是FeS和FeS_1-x膜;当20<θ<500时,随着θ的增大,腐蚀电流密度先增大后减小,腐蚀由CO₂和H₂S共同控制,钢片表面生成了多种晶型腐蚀产物,主要是FeCO₃和FeS_1-x膜;当θ>500时,随着θ的增大,腐蚀电流密度增大,腐蚀反应由CO_...     

镍基合金G3在高含H2S和CO2环境中的腐蚀行为

采用高温高压模拟腐蚀试验、动电位扫描技术和X射线光电子能谱仪(XPS)等手段研究了镍基合金G3在高含H2S和CO2腐蚀环境中的腐蚀行为。结果表明,在高温高压(90℃,32 MPa,pH2S为3.4 MPa,体积分数10.49%,pCO2为3.3MPa,体积分数为10.41%)的模拟气田采出液中,镍基合金G3发生了明显腐蚀,腐蚀产物由片状晶粒构成;在含50%H2S气田采出水中加入CO2促进了合金的腐蚀,当CO2的体积分数进一步提高到50%,合金点蚀敏感性下降;在50%H2S和50%CO2环境中,Cl-提高了合金点蚀敏感性,同时高浓度Cl-破坏了合金钝化膜自修复能力,G3在该腐蚀环境中形成的钝化膜由Cr2S3,Cr2O3,FeS,Fe2O3,Ni(OH)2和MoO3等组成。随着使用环境条件的恶化,合金钝化膜遭到破坏,腐蚀加速。     

H2S分压对双相不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,辅以失重法、SEM和EDS,对H2S/CO2共存环境下,H2S/CO2分压比一定时,H2S分压对2205双相不锈钢应力腐蚀开裂行为的影响进行了研究。结果表明,60℃的工况条件下,在H2S分压较低时,2205双相不锈钢钝化膜趋于完整致密,随着H2S分压进一步升高,钝化膜出现破损。2205双相不锈钢硫化物应力腐蚀开裂的敏感性较高,裂纹多为沿晶扩展。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2环境中的腐蚀行为和硫化物应力开裂敏感性研究

利用高温高压反应釜模拟普光气田的工况环境,研究抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2环境中的腐蚀行为和硫化物应力开裂(SSC)敏感性.结果表明,随着温度和H2S/CO2分压的升高,P110SS的腐蚀速率先降低后升高,而在相当于井中部工况的环境中,钢的腐蚀速率最低,腐蚀产物膜明显脱落.在高含H2S/CO2环境中,采用四点弯曲法加载达到P110SS屈服强度的90%时,试样表面未发现裂纹,表明SSC敏感性比较低.     

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。     

酸性环境用X60管线钢热轧卷板的研制

采用低碳低锰微合金化设计,并结合纯净钢冶炼技术、动态轻压下连铸技术和热机械轧制工艺,在2150ASP生产线成功研制酸性环境用X60管线钢热轧卷板。产品组织均匀、晶粒细小,具有高强度高韧性及优异的抗HIC性能及抗SSCC性能。     

高含H2S/CO2环境中套管钢腐蚀行为与腐蚀产物膜关系

研究了在高含H1S/CO2环境中腐蚀产物膜在套管钢腐蚀过程中作用.通过模拟某气田井下腐蚀环境,采用失重腐蚀方法研究了NT80ss和L80钢钢在1.5MPu、30～120℃环境中腐蚀规律,并采用电化学交流阻抗(EIS)技术和扫描电镜(SEM)分析了腐蚀产物膜和腐蚀行为的关系.结果表明:60℃为NT80ss和L80钢腐蚀的临界温度,低于60℃时.随温度增加,腐蚀速率降低,高于60℃时,腐蚀速率随温度增加而增大;与其它温度相比,在60℃环境中NT80ss和L80钢腐蚀产物膜的阻抗能力最强、膜的致密性最好,相应腐蚀速率最低.     

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。     

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

H2S分压对油管钢CO2/H2S腐蚀的影响

1974-）,男,硕士研究生,研究方向为腐蚀与防护.〖ZK)〗 Tel：0379-4231846〓E-mail：FQ)〗〖HT〗〖HJ〗〖HT5”SS〗 〖JZ(〗〖HT2H〗〖STHZ〗〖WTHZ〗 采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同H2S分压下(1.4 kPa,20 kPa,60 kPa,120 kPa)油管钢N80、P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为20 kPa时取得最大值.      

管线钢在硫化氢水溶液中的台阶状氢致开裂分析

对管线钢室温分别在H2S NACE溶液和H2S 人工海水溶液中的氢致开裂进行了研究。管线钢在NACE试验介质中发生了氢致开裂(HIC)，沿夹杂物／基体界面及轧制方向的(珠光体 铁素体)带状组织导致了台阶状裂纹；而其在人工海水中则对HIC不敏感。为了提高管线钢的抗氢致开裂性能，应控制带状组织形态和级别。     

耐硫化氢腐蚀钢在硫化氢介质中的腐蚀行为

采用电化学方法、X射线光电子能谱仪和扫描电镜等方法对抗硫化氢腐蚀的套管钢BG110S在含饱和硫化氢的NACE溶液中的腐蚀行为进行了研究。结果表明:耐硫化氢腐蚀钢在25℃含饱和硫化氢的NACE溶液中与硫化氢发生了反应,形成双层结构的腐蚀产物膜,外层是以四方晶系FeS为主的腐蚀产物膜,内层为铬、铜等合金元素硫化物的腐蚀产物膜;腐蚀产物膜能够阻挡基体合金元素与硫化氢发生进一步的腐蚀反应,降低了氢原子渗透量,从而提高了耐硫化氢腐蚀钢的抗硫化氢腐蚀的性能。     

腐蚀产物晶体结构及离子选择性对P110S低合金钢在H2S/CO2环境中腐蚀行为的影响

目的研究P110S低合金钢在H2S/CO2环境中的腐蚀行为及腐蚀产物对其影响机理。方法通过P110S低合金钢在不同温度下的腐蚀失重实验、微观SEM形貌观察、XRD分析和离子选择性实验,探究腐蚀产物的晶体结构以及离子选择性对腐蚀行为的影响。腐蚀实验环境为模拟我国西北某油田现场不同井深的腐蚀工况,其中CO2与H2S的分压比为2.5。结果温度低于100℃时,腐蚀产物主要为马基诺矿型FeS,其为阳离子选择性,能够阻碍阴离子与基体接触,起到抑制腐蚀的作用,因此腐蚀速率较低,约为0.15 mm/a,且随温度升高基本保持不变,试样表面的腐蚀产物膜平整未脱落;温度达到120℃后,腐蚀速率急剧增大,部分腐蚀产物由马基诺矿转变为磁黄铁矿,腐蚀产物膜因下层腐蚀产物挤压而发生破裂脱落,试样发生局部腐蚀;温度高于160℃时,腐蚀产物全部为磁黄铁矿型FeS,其为阴离子选择性,无法阻碍阴离子穿过腐蚀产物膜与基体接触,因此随着温度的升高,腐蚀速率逐渐增大并趋于平缓,达到3.6 mm/a。结论H2S/CO2环境中低合金钢腐蚀行为与腐蚀产物晶体构型及离子选择性密切相关,若腐蚀产物为马基诺矿型FeS时,其具有阳离子选择性,能够抑制金属基体腐蚀溶解;而若腐蚀产物为磁黄铁矿型FeS时,因其具有阴离子选择性,则不能抑制金属基体发生腐蚀溶解。