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模拟油田H_2S/CO_2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究 被引量：144
1
作者 白真权 李鹤林 +1 位作者 刘道新 王献昉 《材料保护》 CAS CSCD 北大核心 2003年第4期32-34,共3页
模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐... 模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐蚀速率先增加后降低;当介质中CO_2含量增加时,腐蚀速率则是单调增大趋势;Ca^(2+)、Mg^(2+)的影响与CO_2类似,而Cl^-的影响则与H_2S具有基本相似的规律。在H_2S/CO_2混合介质中,N8O钢的腐蚀行为受各因素的交互影响,且影响程度不同,各因素作用由大到小依次是:H_2S含量、Ca^(2+)、Mg^(2+)含量、Cl^-浓度和CO_2含量。 展开更多
关键词 腐蚀因素 N80钢 油套管 高温高压 h2S/co2
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钻井完井高温高压H_2S/CO_2共存条件下套管、油管腐蚀研究 被引量：27
2
作者 王斌 周小虎 +2 位作者 李春福 李福德 钟水清 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2007年第2期67-69,共3页
在油气开发中,伴生气中多含有一定量的H2S与CO2,对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失,极大地制约了CO2和H2S共存条件下的油气开发。因此,开展高温高压CO2/H2S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此,以实验手段... 在油气开发中,伴生气中多含有一定量的H2S与CO2,对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失,极大地制约了CO2和H2S共存条件下的油气开发。因此,开展高温高压CO2/H2S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此,以实验手段模拟油气开发中高温高压H2S/CO2共存环境,用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明,在实验条件下,随着温度的升高,腐蚀速率呈先增加后下降的趋势,且温度越高,压力对腐蚀速率的影响越大;在腐蚀反应初期,腐蚀速率很高,但随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率明显下降;腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主,随时间延长转为稳定的FeCO3。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。 展开更多
关键词 钻井 完井 高温高压 h2S/co2 套管 油管 腐蚀
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高含H_2S环境中CO_2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响 被引量：22
3
作者 邓洪达 李春福 曹献龙 《石油与天然气化工》 CAS CSCD 2011年第3期275-279,297,共6页
通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂(SSC)、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,... 通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂(SSC)、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度(抗拉强度(bσ)和屈服强度(sσ))和延伸率(δ)下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率(J)小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度(J)都呈现随时间(t)延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。 展开更多
关键词 套管钢 h2S/co2 SSC 氢渗透 腐蚀产物膜
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流速对L360管线钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响 被引量：22
4
作者 王霞 唐佳 +2 位作者 陈玉祥 任帅飞 王辉 《表面技术》 EI CAS CSCD 北大核心 2018年第2期157-163,共7页
目的为选取合适的流速来输送油气,降低流速对管线钢腐蚀造成的危害。方法以L360管线钢为实验用钢,流速(0、3、5 m/s)为变量,利用高压釜研究L360钢在含Cl-的H_2S/CO_2酸性环境中的腐蚀行为,采用极化曲线及交流阻抗研究L360钢的腐蚀电化... 目的为选取合适的流速来输送油气,降低流速对管线钢腐蚀造成的危害。方法以L360管线钢为实验用钢,流速(0、3、5 m/s)为变量,利用高压釜研究L360钢在含Cl-的H_2S/CO_2酸性环境中的腐蚀行为,采用极化曲线及交流阻抗研究L360钢的腐蚀电化学行为,利用SEM、EDS分析腐蚀后试样的微观形貌、结构特征以及腐蚀产物成分。结果失重法测定L360钢的腐蚀速率时,在实验条件完全相同的情况下,流速为5 m/s时的腐蚀速率(0.4824 mm/a)大于0 m/s时的腐蚀速率(0.3696 mm/a)。电化学测试中,3种状态对应的实验条件完全相同,可以发现流速为3 m/s时钢被腐蚀的难易程度位于0 m/s和5 m/s之间。随着流速的增加,试样表面腐蚀产物膜的破裂程度加剧。腐蚀产物以Fe的硫化物为主,流速为0 m/s时,有少量Fe CO3和Fe C3生成,流速为3 m/s时形成了四方硫铁和硫复铁矿晶体。随着流速从0 m/s增加到5 m/s,试样的腐蚀电位负移,腐蚀电流密度增大,在5 m/s时的腐蚀电位最负,此时自腐蚀电流密度最大,容抗弧半径最小,最易被腐蚀。结论结合腐蚀失重实验和电化学实验,发现流速在0~5 m/s范围内,流速越小,对L360管线钢造成的腐蚀作用越小,在不影响油气正常输送的情况下,尽可能选取小的流速,以保证管线钢的安全使用,提高管线钢的使用寿命。 展开更多
关键词 L360钢 流速 h2S/co2 腐蚀失重 电化学 SEM/EDS分析
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元素S对镍基合金G3在高温高压H_2S/CO_2气氛中腐蚀行为的影响 被引量：20
5
作者 钱进森 陈长风 +2 位作者 李晟伊 郑树启 翁永基 《中国有色金属学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2012年第8期2214-2222,共9页
利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟H2S/CO2及元素S共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,然后利用SEM、EDS及XPS等表面分析技术,探讨元素S对镍基合金G3高温高压H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:在元素S含量为0、1及1... 利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟H2S/CO2及元素S共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,然后利用SEM、EDS及XPS等表面分析技术,探讨元素S对镍基合金G3高温高压H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:在元素S含量为0、1及10 g/L时,镍基合金G3的平均腐蚀速率变化不大,钝化膜厚度约为11 nm,其结构呈双极性,外层以Cr、Ni的氢氧化物、氧化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;当元素S含量增大到100 g/L时,腐蚀速率急剧增大,钝化膜厚度也迅速增大到约90 nm,且结构转变为外层以Cr、Ni的硫化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;钝化膜结构的转变可能是导致镍基合金G3耐蚀性能降低的最主要原因。 展开更多
关键词 镍基合金 高温高压 元素S h2S/co2 XPS
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H_2S分压对13Cr不锈钢在CO_2注气井环空环境中应力腐蚀行为的影响 被引量：19
6
作者 王峰 韦春艳 +2 位作者 黄天杰 崔中雨 李晓刚 《中国腐蚀与防护学报》 CAS CSCD 北大核心 2014年第1期46-52,共7页
利用高压下的电化学实验及U型弯浸泡实验结合微观分析手段,研究了13Cr不锈钢在不同H2S分压下CO2注气井环空环境模拟液中的电化学特征及应力腐蚀规律。结果表明:油套管钢的刺漏现象以及环境中硫酸盐还原菌的存在使得环空环境成为复杂的高... 利用高压下的电化学实验及U型弯浸泡实验结合微观分析手段,研究了13Cr不锈钢在不同H2S分压下CO2注气井环空环境模拟液中的电化学特征及应力腐蚀规律。结果表明:油套管钢的刺漏现象以及环境中硫酸盐还原菌的存在使得环空环境成为复杂的高压H2S-CO2-Cl-环境,13Cr不锈钢在该种环境下具有明显的应力腐蚀敏感性。随着H2S分压的升高,13Cr不锈钢击破电位下降,应力腐蚀敏感性增强,这主要因为H2S分压的增大对不锈钢表面膜(钝化膜及腐蚀产物膜)的破坏作用加强。当H2S分压达到0.20 MPa时,13Cr不锈钢发生明显的应力腐蚀,断口表现为由沿晶应力腐蚀裂纹(IGSCC)和穿晶应力腐蚀裂纹(TGSCC)组成的混合断口,应力腐蚀受阳极溶解和氢致开裂共同控制。 展开更多
关键词 13Cr不锈钢h2S co2应力腐蚀h2S分压
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高温高压H_2S/CO_2环境中镍基合金825的腐蚀行为 被引量：15
7
作者 戈磊 陈长风 +1 位作者 郑树启 蔡晓文 《腐蚀与防护》 CAS 北大核心 2009年第10期708-710,716,共4页
针对高含硫油气田开发过程中所面临的材料腐蚀问题,采用高温高压哈氏合金反应釜,对镍基合金825在高含量H2S/CO2环境中的腐蚀行为进行了研究,利用SEM、EDS、电化学等手段分析了腐蚀试样的微观形貌和结构特征,探讨了腐蚀机理。结果表明,... 针对高含硫油气田开发过程中所面临的材料腐蚀问题,采用高温高压哈氏合金反应釜,对镍基合金825在高含量H2S/CO2环境中的腐蚀行为进行了研究,利用SEM、EDS、电化学等手段分析了腐蚀试样的微观形貌和结构特征,探讨了腐蚀机理。结果表明,在高温高压H2S/CO2环境中825合金腐蚀很轻微,其最大腐蚀速率仅为0.068mm/a,应力腐蚀试样表面没有出现裂纹,但有点蚀,点蚀在晶界处形核,表明镍基合金的晶面为其薄弱环节,容易遭到破坏。 展开更多
关键词 镍基合金825 h2S/co2 高温高压 腐蚀速率
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镍基合金G3在高含H_2S/CO_2环境中的腐蚀影响因素研究 被引量：14
8
作者 崔世华 李春福 +1 位作者 荣金仿 任强 《热加工工艺》 CSCD 北大核心 2009年第6期29-31,34,共4页
针对目前高含H2S和CO2油气田开发中的油套管严重腐蚀问题,通过动电位扫描、扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物膜等手段,研究了在高含H2S和CO2腐蚀环境中,CO2、pH值、Cl-等不同因素对镍基合金G3腐蚀行为的影响。结果表明:Cl-不利于G3钝化膜的形... 针对目前高含H2S和CO2油气田开发中的油套管严重腐蚀问题,通过动电位扫描、扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物膜等手段,研究了在高含H2S和CO2腐蚀环境中,CO2、pH值、Cl-等不同因素对镍基合金G3腐蚀行为的影响。结果表明:Cl-不利于G3钝化膜的形成,且使腐蚀加剧;CO2的加入促进了G3的腐蚀,pH值的增加使G3的自腐蚀电位出现较大负移,并影响了腐蚀产物膜的稳定性。 展开更多
关键词 镍基合金G3 h2S/co2 腐蚀 腐蚀影响因素
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L360钢在H2S/CO2共存体系中的腐蚀行为及腐蚀预测模型 被引量：13
9
作者 廖柯熹 赵建华 +3 位作者 夏凤 周飞龙 赵帅 景红 《腐蚀与防护》 CAS 北大核心 2020年第3期16-21,共6页
以H2S分压、CO2分压、温度和流速为变量,采用高温高压反应釜模拟了L360天然气管道的腐蚀过程.进行了9组正交试验,采用SEM、EDS、XRD表征腐蚀产物.结果 表明:当CO2 /H2S分压比为33~300时,腐蚀产物主要为FeS,反应由H2S主导且以均匀腐蚀为... 以H2S分压、CO2分压、温度和流速为变量,采用高温高压反应釜模拟了L360天然气管道的腐蚀过程.进行了9组正交试验,采用SEM、EDS、XRD表征腐蚀产物.结果 表明:当CO2 /H2S分压比为33~300时,腐蚀产物主要为FeS,反应由H2S主导且以均匀腐蚀为主,各影响因素排序为H2S分压>温度>流速>CO2分压.建立了H2S/CO2分压比为33~300的腐蚀预测模型,考虑上述4个因素的影响,并采用MATLAB多元线性回归求得各参数值,验证可知建立的腐蚀预测模型精确度较好. 展开更多
关键词 高温高压反应釜 h2S/co2 管道内腐蚀 腐蚀预测模型 正交试验 影响因素
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高温高压H_2S/CO_2环境缓蚀剂分子结构与缓蚀性能关系的研究 被引量：12
10
作者 董猛 刘烈炜 +1 位作者 刘月学 张大同 《中国腐蚀与防护学报》 CAS CSCD 北大核心 2012年第2期157-162,共6页
用静态和动态腐蚀失重法研究喹啉季铵盐、吡啶季铵盐、曼尼希碱和咪唑啉季铵盐四种不同主体类型缓蚀剂在高温高压H_2S/CO_2环境中N80钢的缓蚀性能,并结合扫描电子显微镜(SEM)和X射线光电子能谱(XPS)表面分析技术研究了不同缓蚀剂主体分... 用静态和动态腐蚀失重法研究喹啉季铵盐、吡啶季铵盐、曼尼希碱和咪唑啉季铵盐四种不同主体类型缓蚀剂在高温高压H_2S/CO_2环境中N80钢的缓蚀性能,并结合扫描电子显微镜(SEM)和X射线光电子能谱(XPS)表面分析技术研究了不同缓蚀剂主体分子结构与缓蚀性能的关系。结果表明,四类缓蚀剂的缓蚀效率的大小顺序是:喹啉季铵盐>吡啶季铵盐>曼尼希碱>咪唑啉季铵盐。喹啉季铵盐与其他三种缓蚀剂主体分子结构相比具有更好的抗硫性能,其对N80钢具有良好的吸附性能,可形成抗腐蚀性介质渗透能力强的致密均匀和稳定不易分解的有机膜。其缓蚀剂用量为0.15%时,缓蚀率可达97%。 展开更多
关键词 高温高压 h2S/co2 分子结构 碳钢 缓蚀剂
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碳钢在H_2S/CO_2体系中的应力腐蚀开裂机理 被引量：12
11
作者 黄金营 吴伟平 +1 位作者 柳伟 路民旭 《材料保护》 CAS CSCD 北大核心 2011年第8期32-33,40,共3页
应力腐蚀开裂是含H2S/CO2天然气输送管线腐蚀破坏的主要形式,探究其开裂机理有利于实施有效的防护,目前相关研究尚不够深入。采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表面分析技术对U形环X52钢试样在H2S/CO2介质中的应力腐蚀开裂(SCC... 应力腐蚀开裂是含H2S/CO2天然气输送管线腐蚀破坏的主要形式,探究其开裂机理有利于实施有效的防护,目前相关研究尚不够深入。采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表面分析技术对U形环X52钢试样在H2S/CO2介质中的应力腐蚀开裂(SCC)行为进行了研究,并分析探讨了其发生SCC的机理。结果表明:X52钢的脆性断裂是由于在腐蚀环境中吸收了H原子,H原子扩散并在高应力部位聚集而引起的,在H2S存在且腐蚀产物膜被破坏的情况下发生脆断的可能性会大幅提升。 展开更多
关键词 应力腐蚀开裂 X52钢 h2S/co2 阳极溶解 氢致开裂
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H_2S/CO_2环境中元素硫对L360钢腐蚀行为的影响 被引量：11
12
作者 魏辉荣 熊金平 +1 位作者 赵景茂 左禹 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2011年第3期342-345,共4页
利用静态失重法和电化学动电位扫描技术,辅以X射线衍射(XRD)技术,研究了在含H2S/CO2的模拟油田水溶液中元素硫含量和温度对L360管线钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明:元素硫的存在加速了L360管线钢的全面腐蚀,并导致严重的局部腐蚀;腐... 利用静态失重法和电化学动电位扫描技术,辅以X射线衍射(XRD)技术,研究了在含H2S/CO2的模拟油田水溶液中元素硫含量和温度对L360管线钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明:元素硫的存在加速了L360管线钢的全面腐蚀,并导致严重的局部腐蚀;腐蚀速率随着含H2S/CO2的模拟油田水溶液中元素硫含量和温度的升高先增加后减小,在元素硫含量达到20 g/L及温度为70℃时腐蚀速率最大。L360管线钢在含硫的H2S/CO2模拟油田水溶液中的腐蚀产物与未添加元素硫时一致,均为马基诺矿型晶粒(FeS1-x,Mackinawite)。 展开更多
关键词 元素硫 失重法 极化 hS/co L360钢
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管线钢在湿气介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究 被引量：8
13
作者 杨建炜 张雷 +1 位作者 丁睿明 路民旭 《材料工程》 EI CAS CSCD 北大核心 2008年第11期49-53,58,共6页
利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高... 利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高而增加,X60腐蚀速率略高于X52,随着H2S分压由0.15MPa增至2.0MPa,腐蚀形态由全面腐蚀趋向局部腐蚀,腐蚀过程由H2S控制,腐蚀产物以四方晶系的FeS1-x(Mackinawite)为主。X60钢表面出现氢鼓泡,内部发生氢致开裂。 展开更多
关键词 h2S/co2 腐蚀 管线钢 氢鼓泡
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酸气回注井管柱剩余寿命预测及选材研究 被引量：8
14
作者 杨利萍 王建海 +3 位作者 李海霞 彭政德 喻智明 曾德智 《石油与天然气化工》 CAS CSCD 北大核心 2020年第4期62-68,共7页
为得出酸气回注环境下不同油管钢的腐蚀规律和安全服役寿命,利用高温高压釜模拟酸气回注井井下工况,在温度90~150℃、H 2S体积分数为55%、CO 2体积分数为45%的条件下开展了腐蚀失重实验,研究了不同温度下T95钢、P110SS钢、G3钢的腐蚀性... 为得出酸气回注环境下不同油管钢的腐蚀规律和安全服役寿命,利用高温高压釜模拟酸气回注井井下工况,在温度90~150℃、H 2S体积分数为55%、CO 2体积分数为45%的条件下开展了腐蚀失重实验,研究了不同温度下T95钢、P110SS钢、G3钢的腐蚀性能,并结合SEM与EDS对腐蚀产物进行了表征分析,最后基于均匀腐蚀速率对油管柱的腐蚀寿命进行了预测。结果表明:随着温度的升高,T95钢及P110SS钢在液相中的腐蚀速率先增大后减小,120℃时达到最大值,T95钢的腐蚀速率为1.3379 mm/a、P110SS钢为0.8426 mm/a;在气相中,两种钢的腐蚀速率均随温度升高而增大,150℃时达到最大值,T95钢的腐蚀速率为0.2490 mm/a、P110SS钢为0.2339 mm/a;G3镍基合金钢表现出良好的抗腐蚀性能,各工况下均满足油田腐蚀控制指标0.076 mm/a。在120℃液相苛刻工况下,T95油管钢的安全服役年限为2.8年,P110SS油管钢为6年;在150℃气相苛刻工况下,T95油管钢的安全服役年限为14.9年,P110SS油管钢为21.3年。由于G3镍基合金钢在不同工况不同温度下均无明显腐蚀,则不对其作腐蚀寿命预测。明确了酸气回注环境中3种油管钢的腐蚀性与其安全服役年限,为酸气回注井的选材和针对性制定腐蚀防护对策提供了依据。 展开更多
关键词 h 2S/co 2 温度 油管钢 腐蚀 寿命预测
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酸性气井不同井段三种套管钢的适用性评价 被引量：8
15
作者 曾德智 张乃艳 +3 位作者 陈睿 汪枫 施太和 任呈强 《石油与天然气化工》 CAS 北大核心 2015年第4期69-74,共6页
为考察含H2S/CO2酸性气井不同井段3种常用套管钢（T95钢、110SS-2Cr钢和825钢）的适用性及温度对其腐蚀行为的影响,利用高温高压釜在H2S分压0.55 MPa、CO2分压0.75 MPa、温度55~100℃条件下,对3种钢材的失重腐蚀性能进行了测试,并辅以... 为考察含H2S/CO2酸性气井不同井段3种常用套管钢（T95钢、110SS-2Cr钢和825钢）的适用性及温度对其腐蚀行为的影响,利用高温高压釜在H2S分压0.55 MPa、CO2分压0.75 MPa、温度55~100℃条件下,对3种钢材的失重腐蚀性能进行了测试,并辅以扫描电镜观察腐蚀产物膜的微观形貌和能谱仪定性分析其化学成分,探讨了腐蚀机理。实验结果表明,模拟井筒腐蚀工况下,825钢腐蚀轻微,腐蚀速率远低于SY 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》规定的腐蚀控制指标0.076mm/a;T95钢和110SS-2Cr钢的腐蚀速率随温度的升高而增加,110SS-2Cr钢的耐电化学腐蚀性能远优于T95;随着温度的逐渐升高,T95钢和110SS-2Cr钢腐蚀产物膜变厚、结晶和结块趋势明显,主要成分是FexSy、FeCO3和含有少量Cr的化合物,110SS-2Cr钢腐蚀产物膜中,Cr含量比T95钢高,对基体的保护作用较强,因而在3个温度条件下的腐蚀速率均低于T95钢。结果表明,T95钢用于油层套管井口段具有较好的经济性和适用性,825钢用在封隔器及以下井段具有较好的适用性,中间段油层套管采用110SS-2Cr钢具有较好的适用性。 展开更多
关键词 h2S/co2 油层套管 腐蚀速率 极化曲线 腐蚀产物膜 适用性评价
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塔中I气田H_2S/CO_2共存气藏地面管道缓蚀剂复配与评价 被引量：7
16
作者 裘智超 赵志宏 +3 位作者 常泽亮 叶正荣 刘翔 赵春 《油气储运》 CAS 2013年第9期962-965,970,共5页
针对塔中I碳酸盐岩气田CO2、H2S共存的腐蚀环境,通过模拟地层水环境,初步筛选复配适应此环境下的地面管道用缓蚀剂,并通过模拟塔中83井和62-3井地面管道环境的腐蚀实验,对复配缓蚀剂YT-1进行适用性评价,结果表明:YT-1缓蚀剂可以使L360... 针对塔中I碳酸盐岩气田CO2、H2S共存的腐蚀环境,通过模拟地层水环境,初步筛选复配适应此环境下的地面管道用缓蚀剂,并通过模拟塔中83井和62-3井地面管道环境的腐蚀实验,对复配缓蚀剂YT-1进行适用性评价,结果表明:YT-1缓蚀剂可以使L360管材的腐蚀速率小于0.076 mm/a,同时具有良好的抗硫化物应力开裂腐蚀的能力。将YT-1缓蚀剂应用于塔中I气田塔中83井和塔中62-3井,腐蚀监测结果表明:缓蚀效果较好,地面管道平均腐蚀速率为0.016 mm/a,同时管道未发生开裂。(表3,图5,参11) 展开更多
关键词 塔中I气田 气井 h2S co2 缓蚀剂 腐蚀
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含H_2S/CO_2气田中基于腐蚀风险的管道完整性设计 被引量：6
17
作者 鲜宁 姜放 +2 位作者 施岱艳 荣明 吴知谦 《天然气与石油》 2012年第5期68-70,82,共4页
管道系统的完整性管理贯穿于全生命周期,涵盖设计、建设、投产、运行、延寿各个阶段,设计是整个生命周期中的起点,因此,在管网设计中融入完整性概念十分重要。腐蚀是一种与时间有关的危害因素,将贯穿于管网系统的运行阶段,对于含H2S/CO... 管道系统的完整性管理贯穿于全生命周期,涵盖设计、建设、投产、运行、延寿各个阶段,设计是整个生命周期中的起点,因此,在管网设计中融入完整性概念十分重要。腐蚀是一种与时间有关的危害因素,将贯穿于管网系统的运行阶段,对于含H2S/CO2气田集输管网系统,腐蚀问题会影响管道完整性。针对H2S/CO2气田,介绍工程设计阶段材料选择过程中需要考虑的主要因素、腐蚀风险评估的方法以及腐蚀控制框架的基本要求,为管网设计期间融入基于腐蚀风险的管道完整性设计理念提供参考。 展开更多
关键词 腐蚀风险 完整性 设计 h2S/co2 腐蚀控制框架
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温度对80SS油管钢腐蚀行为的影响 被引量：6
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作者 田伟 谢发勤 +1 位作者 严密林 周卫军 《电镀与环保》 CAS CSCD 2008年第1期34-37,共4页
模拟含H2S/CO2高温高压井下腐蚀环境,研究温度对80SS油管钢腐蚀行为的影响。结果表明:随着温度升高,80SS油管钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在100℃时腐蚀速率达到最大(6.13 mm/a);150℃时腐蚀速率下降到4.14mm/a。随着温度升高,... 模拟含H2S/CO2高温高压井下腐蚀环境,研究温度对80SS油管钢腐蚀行为的影响。结果表明:随着温度升高,80SS油管钢的腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势,在100℃时腐蚀速率达到最大(6.13 mm/a);150℃时腐蚀速率下降到4.14mm/a。随着温度升高,材料表面形成的腐蚀产物膜由致密、覆盖均匀逐渐变得颗粒粗大且疏松,当温度超过100℃时,腐蚀产物膜又变得颗粒较小且致密;膜的厚度也呈现先增加后减小的趋势;80SS油管钢的腐蚀形态为均匀腐蚀;在温度低于100℃时腐蚀产物膜主要由FeCO3和FeS0.9组成;高温(150℃)时,腐蚀中夹杂了Fe的氧化,产物膜主要由FeO(OH)、FeCO3和FeS0.9组成。 展开更多
关键词 腐蚀 高温高压 h2S/co2
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油气集输管道内涂层在H_2S/CO_2环境中的性能评价 被引量：6
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作者 朱原原 肖雯雯 +2 位作者 匡园 杨立红 韩阳 《新技术新工艺》 2017年第7期6-11,共6页
通过无溶剂环氧涂层、环氧黑陶瓷涂层等2种涂层在高温高压H_2S/CO_2腐蚀环境前后的性能对比试验,评价涂层在塔河典型工况下的适应性。结果表明,在H_2S主导和H_2S-CO_2共存腐蚀条件下,无溶剂环氧涂层试样表面颜色变化明显,表面有明显腐... 通过无溶剂环氧涂层、环氧黑陶瓷涂层等2种涂层在高温高压H_2S/CO_2腐蚀环境前后的性能对比试验,评价涂层在塔河典型工况下的适应性。结果表明,在H_2S主导和H_2S-CO_2共存腐蚀条件下,无溶剂环氧涂层试样表面颜色变化明显,表面有明显腐蚀产物,涂层与金属基体存在间隙,说明在这2种条件下使用无溶剂环氧涂层存在失效风险。在H_2S主导、H_2S-CO_2共存和CO_2主导等3种腐蚀试验条件下,环氧黑陶瓷涂层未出现颜色变化,电化学阻抗和抗阴极剥离性能均较好,说明环氧黑陶瓷涂层可以适应试验条件模拟的工况环境。在相同腐蚀条件下,环氧黑陶瓷涂层电化学阻抗和抗阴极剥离性能均优于无溶剂环氧涂层。 展开更多
关键词 集输管道 内涂层 h2S/co2
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元素S对镍基合金718在含H2S和CO2盐溶液中腐蚀行为的影响 被引量：5
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作者 张瑞 李夯 +1 位作者 阮臣良 路民旭 《材料保护》 CAS CSCD 北大核心 2020年第3期61-65,77,共6页
目前就元素S对高酸性油气井中常用的金属材料镍基合金718腐蚀行为影响的研究较少。在模拟高温、高含H2S/CO2和高Cl-浓度的腐蚀环境中,通过高温高压腐蚀模拟试验,结合失重测量、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)等技术手段研究... 目前就元素S对高酸性油气井中常用的金属材料镍基合金718腐蚀行为影响的研究较少。在模拟高温、高含H2S/CO2和高Cl-浓度的腐蚀环境中,通过高温高压腐蚀模拟试验,结合失重测量、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)等技术手段研究了元素S对镍基合金718腐蚀行为的影响。试验表明:在205℃,CO2分压3.5 MPa、H2S分压3.5 MPa、Cl-浓度200 g/L环境下,1 g/L元素S的加入加剧了镍基合金718的腐蚀,增加了应力腐蚀开裂的敏感性。点蚀主要源于Cl-参与的歧化反应,而均匀腐蚀是高温下的单质S直接或间接与金属发生反应导致的。开裂的成因是单质S的加入加速了点蚀坑的形成和发展,导致多个点蚀坑连通构成长条状的腐蚀坑,最终形成裂纹导致开裂。 展开更多
关键词 镍基合金718 h2S/co2 元素S 均匀腐蚀 应力腐蚀
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