石油管线钢在H2S,CO2环境中腐蚀行为的研究·吴明

合集下载

管线钢带状组织对CO2／H2S腐蚀行为影响的比较分析

精清洗、电吹风冷风吹干，电子天平（．ｍ）称重后，干在０１ｇ上置燥器中备用（尽快将试样放入待测介质中开始实验）应。
ｓａｓｂｅｔｒａａｎｔｔｅＣＯ２Ｈ２ｏｏｓｏｔｎｄｔｅｇｉｓｈ／Ｓｃｒｉｎ．ｔｅｇａｅｏａｄｄｓｒｃｕｅｓｏｌｘｍｉｅｏｒｌｄ．ｈｄｆｂｎｅｔｕｔｒｈｕｄｂｅｅａｎｄｃｎｔｏｌｒｅＫｅｗｏｄｓｙｒ：ｐｉｅｉｅｓｅｌｐｌｎｔｅ：ＣＯ２ｃｒｏｉｎ；ＣＯ２ｏｓｏ／Ｈ２Ｓｃｒｏｉｎ：ｂｄｅｔｕｔｒｏｒｓｏｎａｄｓｒｃｕｅ
Ｈｕｈｕ —ｃｅｇ。ＹａｇＸｉ — ｔｎｏＳｏｈｎｎｎｉａ
（．ａｓｏｔｈｉｃｌｇｉａｕｂｎｒｅｇｎｅｎ。ｕｅＧｎｕ３０６Ｃｉ１Ｇｎｕｌｅｎｃｏｅｅｆａｍｌｓａｄｙ＆ｎｉｅｉＷｗｉａｓ７３０。ｈｎｐｙｃｌｏｎｈｒｇａ；
关键词：钢；Ｏ腐蚀；Ｏ／２管线Ｃ２Ｃ２ＨＳ腐蚀；状组织带
中圈分类号：Ｅ８．Ｔ９８２文献标识码：Ａ文章编号：０７— ４４２０）５一Ｏ４— ２１０４１（０６０Ｏ４０
ＡｏｃｍｐａａｉｅａａｙｉｆｔｆｅｔｆＣＯ２Ｈ２ｏｒｓｏｎａｅｉｌｎｔｅｔｕｔｅｒｔｖｎｌｓｓｏｈｅｅｆｃｓｏ／ｃｒｏｉｎｏｂｎｄｄｐｐｅｉｅｓｅｌｓｒｃｕｒＳ

油气田开发中H_2S_CO_2腐蚀研究进展

收稿日期:2005205220作者简介:王成达(19702),男,河南台前人,主要从事腐蚀与防护研究. 文章编号:16732064X (2005)0520066205油气田开发中H 2S /CO 2腐蚀研究进展R esearch progress of H 2S/CO 2corrosion in oil and gas development王成达1,3,严密林2,3,赵新伟2,3,李平全3,王辉4(1.西安石油大学材料科学与工程系,陕西西安710065;2.中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点实验室,陕西西安710065;3.中国石油天然气集团公司管材研究所,陕西西安710065;4.宝鸡石油机械有限公司特车公司,陕西宝鸡721002)摘要:首先分别探讨了CO 2腐蚀和H 2S 腐蚀的机理及其影响因素;进而讨论了H 2S/CO 2共存条件下的腐蚀机理及其影响因素,分析了国内外H 2S/CO 2腐蚀研究的现状和趋势,提出了油井管H 2S/CO 2腐蚀的防护措施,探讨了高酸性油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向.关键词:油井管;硫化氢腐蚀;二氧化碳腐蚀;腐蚀防护中图分类号:TG 172.3 文献标识码:A 油气田的腐蚀问题是制约油气田开发的一个关键因素.在诸多的影响因素中,H 2S 和CO 2是最常见和最有害的两种腐蚀介质,它们会导致所谓的”酸性腐蚀”和”甜性腐蚀”.目前对单含H 2S 或CO 2(或含极少量H 2S )时的腐蚀机理和规律研究较多,而对类似四川罗家寨气田同时高含H 2S 和CO 2两种腐蚀性气体的腐蚀和防护方法的研究较少.1　CO 2腐蚀研究现状CO 2腐蚀是由于CO 2气体溶于水生成碳酸而引起电化学反应导致石油管材发生腐蚀.在相同p H 值下,由于CO 2的总酸度比盐酸高,因此它对钢铁的腐蚀比盐酸严重.G.Schmitt [1]认为,在整个油气井井筒中,油套管在位于80～90℃的井段局部腐蚀较严重,这是由于产出液中气相低于露点温度时凝析水析出和腐蚀产物膜不连续易发生点蚀所致.最典型的CO 2腐蚀特征是呈现局部点蚀、轮癣状腐蚀和台地腐蚀.其中,台地腐蚀坑蚀的穿孔速度可达3～7mm/a ,在厌氧条件下达20mm/a ,使油气井寿命下降至18个月,短的只有6个月[2].目前,大多数学者认为CO 2的腐蚀过程为:　CO 2+H 2O H 2CO 3,H 2CO 3H ++HCO -3,　HCO 3-H ++CO 2-3,FeFe 2++2e ,　2H ++2e H 2总的反应式是:Fe +H 2CO 3→FeCO 3+H 2许多学者认为CO 2腐蚀是由于钢铁材料表面覆盖的腐蚀产物碳酸盐(FeCO 3)、结垢产物(CaCO 3)形成的膜在不同区域的覆盖程度不同,从而在这些区域之间形成电偶腐蚀,加速了钢铁的局部腐蚀.如Xia.Z 等人的研究[3]指出,表面覆盖着FeCO 3的区域与另外一些没有覆盖腐蚀产物的裸露区域之间形成了电偶腐蚀,由此产生了点蚀.Rlesenfeld 等人也指出腐蚀产物如FeCO 3和水合氧化物等都能够和钢铁材料形成电偶腐蚀,进而加速材料的腐蚀[4].以上的研究结论在实际的油气田生产中已经得到证实.在油气田观察到的腐蚀破坏,主要是由腐蚀产物膜局部破损处的点蚀,引发环状腐蚀或台面腐蚀导致的蚀坑和蚀孔.这种局部腐蚀由于阳极面积小,往往穿孔的速度很快.此外,有研究表明在CO 2-H 2O 体系中,发现有阳极型的应力腐蚀开裂.2005年9月第20卷第5期西安石油大学学报(自然科学版)Journal of Xi ′an Shiyou University (Natural Science Edition )Sep.2005Vol.20No.5影响钢材CO2腐蚀的因素主要是CO2分压、温度、p H值、流速、介质组成、腐蚀产物膜、管材的材质和所承受的载荷等.2　H2S腐蚀研究现状在油气开采中的3种主要腐蚀介质CO2,O2和H2S中,H2S在水中的溶解度最高.H2S一旦溶于水,便立即电离,使水具有酸性,从而对金属管材产生腐蚀破坏作用.其腐蚀过程如下:H2S H++HS-,HS-H++S2-Fe+H2S+H2O FeHS-吸附+H3O+FeHS-吸附FeHS++2e-FeHS++H3O+Fe2++H2S+H2OFe2++HS-FeS+H+含H2S气田使用的管材绝大部分是碳钢和低合金钢.在酸性油气田的腐蚀中,H2S除作为阳极过程的催化剂,促进铁离子的溶解,加速管材质量损失外,还为腐蚀产物提供S2-,在钢表面生成硫化铁腐蚀产物膜.当生成的硫化铁致密且与基体结合良好时,对腐蚀有一定的减缓作用;但当生成的硫化铁不致密时,对钢铁而言,硫化铁为阴极,它在钢表面沉积,并与钢表面构成电偶,反而促使钢表面继续被腐蚀.扫描电镜和电化学测试结果均证实了钢铁这一电化学电池行为.因此,许多学者认为,在H2S腐蚀过程中,硫化铁产物膜的结构和性质将成为控制最终腐蚀速率与破坏形状的主要因素.H2S水溶液对钢材的电化学腐蚀的另一个产物是氢.氢原子被钢铁吸收后将破坏其基体的连续性,从而导致氢损伤.除此之外,H2S还起着毒化基体的作用,阻碍氢原子结合成氢分子的反应,于是提高了钢铁表面氢浓度,加速了氢向钢中的扩散溶解过程.钢铁材料中的缺陷与氢的结合能强,可以将氢捕捉,从而形成氢的富集区.氢原子在这些部位结合成氢分子,体积膨胀并产生氢压,有学者估算其压力可达303MPa,于是促使钢材脆化,局部区域发生塑性变形进而萌生裂纹,最后导致开裂.在含H2S酸性油气田,氢损伤通常表现为硫化物应力开裂、氢诱发裂纹和氢鼓泡等形式的破坏[5].影响H2S均匀腐蚀或/和点蚀的因素主要是H2S浓度、p H值、温度、流速、介质组成、腐蚀产物膜以及暴露时间等.对抗硫油管钢的研究表明,影响硫化物应力开裂、氢诱发裂纹和氢鼓泡的因素主要为环境因素和材料因素两大类.其中,材料因素中的硬度(强度)、显微组织和化学成分是主要因素.3　H2S/C O2共存条件下的腐蚀研究现状3.1　H2S/CO2共存条件下的腐蚀机理目前,对单含CO2或H2S时油井管的高温高压腐蚀机理和规律的研究,国内外均开展了大量工作,且已取得许多有应用价值的研究成果.而对系统中同时高含H2S和CO2两种腐蚀性气体时的研究在国内外虽然已经开展,但至今还未能形成较完善的理论体系,仍有许多理论及技术问题尚待更深入地研究.Fierro G[6,15],Masamura K[7]等人以及国内李鹤林院士[8]等在这些方面都作了一些卓有成效的研究工作,并在理论上取得了一些研究成果.在同时含有高浓度H2S和高浓度CO2的体系中,CO2对H2S腐蚀过程的影响国内外尚无统一认识.一般认为,CO2的存在对腐蚀起促进作用,CO2相对含量的增加导致腐蚀形态逐步转化为以CO2为主导因素,增加酸性气田防腐难度.H2S的存在既能通过阴极反应加速CO2腐蚀,又能通过FeS沉淀减缓腐蚀.因此,二者相对含量的不同,将决定腐蚀过程受H2S或CO2控制.有资料认为,H2S含量较小时以CO2腐蚀为主,腐蚀得到较大程度的促进;H2S含量增大,转化为以H2S腐蚀为主,出现局部腐蚀;继续增大H2S含量,局部腐蚀反而受到抑制.目前国内已有的关于在高压、高含H2S,CO2,Cl-等恶劣的腐蚀介质环境下油套管的腐蚀研究主要有:①中石油管材研究所采用加水增压的方法在H2S分压2.0MPa,CO2分压4.2MPa环境下的试验认为:抗硫套管的腐蚀主要由H2S控制,腐蚀产物主要由Fe及S形成的复杂腐蚀产物Fe X S Y组成,没有发现CO2特征腐蚀产物如碳酸盐层;②有研究[9]认为四川罗家寨气田中H2S的腐蚀只是一个重要的腐蚀影响因素,而不是主要腐蚀因素,主要腐蚀因素应该是CO2腐蚀.3.2　H2S/CO2共存条件下的腐蚀影响因素3.2.1　H2S浓度　李鹤林等人的研究[8]表明,在H2S和CO2共存条件下,当H2S含量较低(70 mg/m3)和较高(6000mg/m3)时,N80钢的腐蚀速率均较低;随着H2S含量的增加,N80钢呈现出明显的局部腐蚀特征,同时腐蚀倾向与腐蚀形态间也表现出一定的相关性.H2S含量的影响还取决于钢表面腐蚀产物及沉积物的结构和组成.钢表面生成FeS 膜或FeCO3膜情况不同,H2S的作用形式也不同.—76—王成达等:油气田开发中H2S/CO2腐蚀研究进展H2S浓度对腐蚀产物FeS膜也具有影响.有研究资料[5]表明,H2S为2.0mg/L的低浓度时,腐蚀产物为FeS2和FeS;H2S浓度为2.0～20mg/L时,腐蚀产物除FeS2和FeS外,还有少量的Fe9S8生成; H2S浓度为20～600mg/L时,腐蚀产物中Fe9S8的含量最高.上述腐蚀产物中,Fe9S8的保护性能最差.与Fe9S8相比,FeS2和FeS具有较完整的晶格点阵,阳离子在腐蚀反应期间穿过膜扩散的可能性处于较低状态,因此,保护性能比Fe9S8好.3.2.2　p H值　H2S水溶液的p H值为6是一个临界值.当p H值小于6时,钢的腐蚀率高,腐蚀液呈黑色,浑浊.因此NACE T2IC22小组认为气井底部p H 值为6±0.2是决定油管寿命的临界值,当p H值小于6时,油管的寿命很少超过20a.此外,通常在低p H值的H2S溶液中,生成的是以含硫量不足的硫化铁(如Fe9S8)为主的无保护性的产物膜,从而加剧了钢材的腐蚀;但随着溶液p H值的增高,FeS2含量也随之增大,于是在高p H值下生成的是以FeS2为主的具有一定保护效果的膜.张学元等人[2]认为p H值直接影响H2CO3在水溶液中的存在形式.当p H值小于4时,主要以H2CO3形式存在;当p H值在4到10之间,主要以HCO-3形式存在;当p H值大于10时,主要以CO2-3存在.一般来说p H值的增大,使H+含量减少,降低了原子氢还原反应速度,从而降低了腐蚀速度.Dugstad等人[10]认为p H值影响腐蚀速度有不同的机理:在给定电位下,阳极溶解速度与H+浓度成正比,直到p H=5时,溶解不受p H值增加的影响;p H值继续增加,H+阴极还原速度下降.p H值除了影响阴、阳极反应速度外,还对腐蚀产物膜的形成有重要影响,这是由于p H值影响FeCO3的溶解度的缘故.p H值从4增加到5,FeCO3溶解度下降5倍,而当p H值从5增加到6时,要下降上百倍,这就解释了为什么p H>5时腐蚀速度下降很快.因为低p H值时FeCO3膜倾向于溶解,而高p H值时更有利于FeCO3膜的沉积.一般地认为,p H值在5.5～5.6之间时,腐蚀的危险性较低,这与早在1949年Carlson已认识到的p H值5.4很接近.3.2.3　温度　温度对腐蚀的影响比较复杂.有研究表明:在10%H2S水溶液中,当温度从55℃升至84℃,腐蚀速度约增大20%;温度继续升高,腐蚀速率将下降;在110～120℃,腐蚀速率最小,使得在井底采气处腐蚀并不严重,腐蚀严重区处于产层上部的技术套管和表层套管中.H2S介质温度不仅对反应速度有影响,而且对腐蚀产物膜的保护性有很大的影响.有学者[11]认为,无水H2S在250℃以下腐蚀性较弱;在室温下的湿H2S气体中,钢铁表面生成的是无保护性的Fe9S8.在100℃含水蒸汽的H2S中,生成的也是无保护性的Fe9S8和少量FeS.在饱和H2S水溶液中,碳钢在50℃下生成的是无保护性的Fe9S8和少量FeS;当温度升高到100～150℃时,生成的是保护性较好的Fe1-x S和FeS2.李国敏等人[12]的研究还表明,温度和H2S浓度对碳钢的腐蚀具有交互作用.碳钢在80℃,1MPa CO2饱和的3%NaCl溶液中腐蚀速率随硫化氢浓度的增大而增大,硫化氢浓度约为400mg/L时,腐蚀速率达到最大值(7.65mm/a),然后腐蚀速率随硫化氢浓度的增大而缓慢减小.这与相同实验条件下,极化曲线的实验结果一致.极化曲线的测试结果表明,当加入少量的H2S(50mg/L)时,阳极电流变大,而且随H2S浓度的加大,阳极过程逐渐加快,但同时发现高浓度的H2S对阴极过程有所抑制.与80℃时的情况相比,120℃时失重法研究表明,腐蚀速率随H2S浓度的增大而增大,H2S浓度达到400 mg/L时,腐蚀速率基本达到稳定.极化曲线表明, 120℃时H2S含量的增大抑制了阳极过程.温度也是影响CO2腐蚀的重要因素.当温度低于60℃时,由于不能生成对腐蚀有保护作用的产物膜,腐蚀速率由CO2水解生成碳酸的速度和CO2扩散至金属表面的速度共同决定,于是以均匀腐蚀为主.当温度高于60℃时,金属表面有碳酸亚铁生成,腐蚀速率由穿过阻挡层的过程决定,即垢的渗透率、垢本身的溶解度和介质流速联合作用而定.由于温度在60～110℃范围内腐蚀产物厚而松,结晶粗大不均匀,易破损,故局部孔腐蚀严重;而当温度高于150℃时,腐蚀产物细致紧密,从而腐蚀率下降[2].总之,温度对H2S及CO2腐蚀的影响主要体现在以下3个方面:①影响了气体(CO2或H2S)在介质中的溶解度,温度升高,溶解度降低,抑制了腐蚀的进行;②温度升高,各反应进行的速度加快,促进了腐蚀的进行;③温度升高影响了腐蚀产物的成膜机制,使得膜有可能抑制腐蚀,也可能促进腐蚀,视其他相关条件而定[13].3.2.4　介质中的离子　Hausler R H[14]认为介质—86—西安石油大学学报(自然科学版)中的Cl-对CO2腐蚀速率没有特别明显的影响, Schmitt[1]认为Cl-甚至有一定的缓蚀作用,增加其浓度反而会降低腐蚀速率,其原因可能是降低了CO2在溶液中的溶解度.Fierro等人[15]认为,Cl-的影响表现为两个方面:一方面降低试样表面钝化膜形成的可能性或加速钝化膜的破坏,从而促进局部腐蚀损伤;另一方面使得CO2在水溶液中的溶解度降低,有缓解碳钢腐蚀的作用.李鹤林等人[8]的研究也体现了Cl-的上述两种作用.Videm K和Dugstad A[16]认为HCO-3的存在会抑制FeCO3的溶解,有利于腐蚀产物膜的形成,容易使钢铁表面钝化,从而降低腐蚀速率.但Cl-又会明显破坏腐蚀产物膜,降低对基体的保护能力.Masamura等人[17]认为:Ca2+及Mg2+的存在增大了溶液的硬度,使离子强度增大,导致CO2溶解在水中的亨利常数增大,在其它条件保持不变的情况下,Ca2+及Mg2+含量增加使得溶液中的CO2含量减少;但是,Ca2+及Mg2+含量的增加也会使溶液中结垢倾向增大进而加速垢下腐蚀以及产物膜与缺陷处暴露基体金属间的电偶腐蚀.这两方面的影响因素使得平均腐蚀速率降低而局部腐蚀增强.3.2.5　H2S与CO2含量之比　当系统中同时存在CO2和H2S时,用p CO2/p H2S可以大致判定腐蚀是H2S还是CO2起主要作用.现有的研究资料表明:①在H2S分压小于7×10-5MPa时,CO2占主导作用,温度高于60℃时,腐蚀速率取决于FeCO3膜的保护性能,基本与H2S无关;②在p CO2/p H2S>200时,CO2占主导地位,温度低于120℃时,材料表面形成较致密的FeS产物膜,导致腐蚀速率降低.有研究[8]表明,在p CO2/p H2S=888时,H2S的存在有助于减缓腐蚀,在N80钢表面生成一层厚而均匀且附着力比较强的产物膜,此时钢的腐蚀倾向较低;③在p CO2/p H2S<200时,H2S的存在一般会使材料表面优先生成一层FeS膜,此膜的形成会阻碍具有良好保护性的FeCO3膜的生成,系统最终的腐蚀性取决于FeS和FeCO3膜的稳定性及其保护情况.一般认为,在60～240℃时,FeS能对金属提供保护.但在温度低于60℃或高于240℃时,FeS膜变得不稳定且多孔,从而加速钢材腐蚀[18].研究[8]表明,在p CO2/p H2S=7时,N80钢表面产物膜主要由FeS组成,并且膜层的致密性好,附着力高,由此使得N80钢的均匀腐蚀速率显著下降.3.2.6　暴露时间　在H2S溶液中,碳钢初始腐蚀速率约为0.7mm/a.随着时间延长,腐蚀速率会逐渐下降,2000h后趋于平衡,约为0.01mm/a[5].苏俊华等人[19]的研究表明,用失重法来测量CO2的腐蚀速率,在前50h的时间内,随时间的增加,碳钢的腐蚀速率增加.当测量时间大于50h后,碳钢的腐蚀速率随测量时间的增加而减小,这主要是由于保护性膜的形成.在150℃时,一般说来保护性的腐蚀产物膜在大约24h内可以形成,随后约300h内膜将缓慢增厚.3.2.7　流速　当流速较高处于紊流时,会促进腐蚀反应和离子交换,并阻碍在金属表面形成具有良好保护性能的腐蚀产物膜,使腐蚀保持初始的腐蚀速率,还可使缓蚀剂不能充分到达钢构件的表面而影响缓蚀剂的作用.在我国,当流速高于10m/s时缓蚀剂就不再起作用.所以,较高的流速往往腐蚀速率也较高,如果腐蚀介质中有固体颗粒,则在较高流速下将加剧冲刷腐蚀,因此必须控制流速的上限;但是,如果气体流速低,也可造成设备底部积液而发生水线腐蚀、垢下腐蚀等,故规定气体流速应大于3 m/s.综上所述,影响H2S/CO2共存条件下的腐蚀的因素很多,影响过程也较为复杂,除以上因素外,材质因素、载荷等对腐蚀的影响也不容忽视.4　H2S/CO2腐蚀的防护控制措施现有防护控制技术主要有以下3类:①采用耐蚀材料如耐蚀合金钢;②使用内壁涂层或衬里;③使用缓蚀剂.实践表明,这3类控制措施各有其不足,使其不能大规模地推广使用,只有将几种方法联合起来才能真正控制腐蚀.目前,针对高产油气井,国际上常用的方法主要还是采用比较保险的耐蚀材料.针对一些低产油气田,国际上采用价格较便宜的抗腐蚀经济型油套管,并配以缓蚀剂的使用以满足需要.国内的宝钢针对油气田井况,也开发了抗CO2及H2S 腐蚀性能良好的经济型低铬油井管.5　热点问题及发展方向随着西气东输工程的投入使用和四川盆地、华北、长庆等酸性气田的开发,尤其是具有很高储量的大型高含硫气田———四川罗家寨气田的开发,我国油气工业的H2S/CO2腐蚀与防护方面的研究正进—96—王成达等:油气田开发中H2S/CO2腐蚀研究进展入一个新的阶段,研究的热点问题及发展方向主要有以下几个方面:(1)高酸性油气田具有高压,高含H2S,CO2, Cl-地层水以及高流速等恶劣的腐蚀环境.如四川罗家寨气田埋藏深度3500～4200m,井底温度85～105℃,井口流速24m/s,井底流速5m/s.产出的天然气中H2S平均含量为10.49%,CO2平均含量为10.41%,Cl-含量达17500mg/L.在对这类气田的腐蚀与防护研究中,由于H2S与CO2的交互作用,使得高温高压流动状态下油—气—水等多相介质的腐蚀研究十分复杂,其研究过程涉及到多相流体力学、腐蚀动力学、高温高压电化学及其交互作用,使试验条件变得十分苛刻,并由于设备限制及安全原因致使试验评价困难.同时也缺乏高含H2S/CO2环境中油井管的苛刻腐蚀评价标准和规范.因此,建立一整套高流速、高含H2S和CO2的试验评价方法以及苛刻环境中油井管的腐蚀评价标准和规范就显得尤为重要.(2)现有关于高含H2S及CO2腐蚀的研究较少,对油气田开发缺乏足够的支持和支撑.应当深入研究H2S/CO2交互作用下的腐蚀机理以及腐蚀产物膜的形成和作用规律等方面的基础理论问题,尽快形成系统的研究成果并填补这方面研究的理论空白,为高酸性油气田的开发提供技术保证.(3)为保证高酸性油气田安全、高效地开发和生产,最有效的办法是使用耐蚀合金钢材甚至镍基合金油井管,但因价格昂贵,不可能大规模使用.因此,各油气田迫切需要“经济型”的抗腐蚀油井管和防护措施,以满足开发、生产过程中的成本控制.目前,经济型抗腐蚀油井管的研制开发和高酸性气田的腐蚀防护已在国际上形成一个热点领域,也必将在国内形成一个热门发展方向.参考文献:[1]　Schmitt G.Fundamental As pects of CO2Corrosion[A].Hausler R,G iddard H P.Corrosion[C].Houston,Texas:NACE International,1984.No.84010.[2]　张学元,邸超,雷良才.二氧化碳腐蚀与控制[M].北京:化学工业出版社,2000.15216.[3]　Xia Z,Chou K C,Szklarska2Smialowska Z.PittingCorrosion of Carbon Steel in CO22Containing NaClBrine[J].Corrosion,1989,45(8):6362642.[4]　Rlesenfeld F C,Blohm C L.Corrosion Problems in G asPurification Units Employing MEA S olutions[J].Petroleum Refiner,1950,29(4):1412150.[5]　《油气田腐蚀与防护技术手册》编委会.油气田腐蚀与防护技术手册(下册)[M].北京:石油工业出版社,1999.4712492.[6]　Fierro G,Ingo G M,Mancia F.XPS Investigation onAISI420Stainless Steel Corrosion in Oil and G as WellEnvironments[J].Materials Science,1990,25(2B):140721415.[7]　Bolmer P W.Polarization of Iron in H2S2NaHSBuffers[J].Corrosion,1965,21(3):69.[8]　李鹤林,白真权,刘道新,等.模拟油田H2S/CO2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究[J].材料保护,2003,36(4):32234.[9]　冯星安,黄柏宗,高光第.对四川罗家寨气田高含CO2、H2S腐蚀的分析及防腐设计初探[J].石油工程建设,2004,30(1):10214.[10]Dugstad A,Lunde L.Parametric Study of CO2Corrosionof Carbon Steel[A].Hausler R,G iddard H P.Corrosion[C].Houston,Texas:NACE International,1994.No.94014.[11]Mora2Mendoza J L,Chacon2Nava J G,Zavala2Olivares,G.Influence of Turbulent Flow on The Localized CorrosionProcesses of Mild Steel with Inhibited Aqueous CO2Systems[J].Corrosion,2002,58(7):6082619.[12]李国敏.碳钢在含硫化氢及高压二氧化碳饱和的NaCl溶液中的腐蚀行为[J].中国腐蚀与防护学报,2000,20(4):2042209.[13]周计明.油管钢在含CO2/H2S高温高压水介质中的腐蚀行为及防护技术的作用[D].西安:西北工业大学,2002.[14]Hausler R boratory Investigations of The CO2Corrosion Mechanism As Applied to Hot Deep G asWells[A].Hausler R,G iddard H P.Corrosion[C].Houston,Texas:NACE International,1984.No.84072. [15]Fierro G,Ingo G M,Mancia F.XPS investigation on thecorrosion behavior of13Cr martensitic stainless steel inCO22H2S2Cl-environments[J].Corrosion,1989,45(10):8142823.[16]Videm K,Dugstad A.E ffect of flow velocity,p H,Fe2+concentration and steel quality on The CO2corrosion ofcarbon steels[A].Hausler R,G iddard H P.Corrosion[C].Houston,Texas:NACE International,1990.No.90042. [17]Masamura K,Hashizume S,Sakai J.polarization behaviorof high2alloy OCTG in CO2environment as affected bychlorides and sulfides[J].Corrosion,1987,43(6):3592365.[18]李鹤林.石油管工程[M].北京:石油工业出版社,1999.79280.[19]苏俊华,张学元,王凤平,等.高矿化度介质中二氧化碳腐蚀金属的规律[J].材料保护,1998,31(11):21223.编辑:田美娥—7—西安石油大学学报(自然科学版)is forecast.K ey w ords:calcium carbonate;scale inhibitor;scale inhibiting mechanismZHA N G Gui2cai1,GE Ji2jiang1,H E Xiao2j uan1,S ON G Zhao2zeng2(1.Faculty of Petroleum Engineer2 ing,China University of Petroleum,Dongying257061,Shandong,China;2.Faculty of Chemical Engineering, China University of Petroleum,Beijing102249,China)J XSYU2005V.20N.5p.59262Development of an oil2soluble viscosity2reducing agent for extra2viscous crude oilAbstract:Firstly,a polyacrylic acid with certain molecular mass is synthesized,then sorbic alcohol and stearic acid are added into it separately,and finally,an oil2soluble viscosity2reducing agent is obtained by two2 step esterification reaction.The effects of the reaction conditions on the viscosity2reducing result of the product are studied,and the optimal reaction conditions are obtained:the substance mass ratio of polyacrylic acid to sor2 bic alcohol to stearic acid is1∶0.6∶0.6;reaction temperature is110～115℃;reaction time is5～7h.The ef2 fects of the dose of the viscosity2reducing agent and temperature on its viscosity2reducing result are also studied, the studied result shows that,it has the best viscosity2reducing result when its concentration in crude oil is0.8 g/L and temperature ranges from42.5℃to50℃.K ey w ords:extra2viscous crude oil;viscosity2reducing agent;synthesis conditionY U Hong2jiang,L IU Xiang(Chemistry and Chemical Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an 710065,Shaanxi,China)J XSYU2005V.20N.5p.63265R esearch progress of H2S/CO2corrosion in oil and gas developmentAbstract:First,the mechanisms of H2S corrosion and CO2corrosion and the influencing factors of them are discussed,and then the corrosion mechanism under the condition of H2S and CO2coexistence and its influencing factors are discussed.The present situation and development trend of the study on H2S/CO2corrosion at home and abroad are analyzed,and the protection measures to the H2S/CO2corrosion of oil2well tubular goods are pre2 sented.The concerned problems and the development tend about corrosion research of high2sour oil and gas fields are also discussed.K ey w ords:oil2well tubular goods;H2S/CO2corrosion;corrosion protection measuresW A N G Cheng2da1,2,YA N M i2li n2,3,ZHA O Xi n2wei2,3,L I Pi ng2quan2,W A N G Hui4(1.Department of Material Science and Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,Shaanxi,China;2.Tubular G oods Research Center of CNPC,Xi’an710065,Shaanxi,China;3.The K ey Laboratory of CNPC for Mechani2 cal and Environmental Behavoir of Tubular G oods,Xi’an710065,Shaanxi,China;4.Special Vehicle Company, Baoji Oilfield Machinery Co.Ltd.,Baoji721002,Shaanxi,China)J XSYU2005V.20N.5p.66270Edge detection of image based on f uzzy reasoningAbstract:A new image edge detection method based on fuzzy reasoning is proposed to improve the insensi2 tivity of traditional image edge detection method to image edge.The method determines the fuzzy programming of an edge point according to the features of the gray scale distribution near the point,and it fuzzily reasons the member2ship grade of the point using min2max mass centroid method.A case shows that the new image edge de2 tection method is more effective than the traditional method.K ey w ords:edge feature;fuzzy reasoning;image edge detectionS U N Fu2li,KON G Xiang2wei(College of Electron and Information,Dalian University of Technology, Dalian116024,Liaoning,China)J XSYU2005V.20N.5p.71273Measurement method of velocity without computational errorAbstract:A novel computational method for velocity measurement is described.A quadruplicated frequency pulse circuit,phase detection and synchronous trigger technique and changeable gate time for different encoders are applied in the measurement system according to the characteristics of encoders.This method transforms complicated multiplications and divisions into simple multiplications,which reduces the workload of computa2 tion,absolutely eliminates the computational errors and shortens the measuring time,so the measuring precisionⅨ。

CO2腐蚀环境下油套管防腐技术

CO2腐蚀环境下油套管防腐技术摘要：研究了CO2对油管的腐蚀机理、特征及影响因素，并提出了使用耐蚀合金管材、涂镀层管材、注入缓蚀剂、阴极保护和使用普通碳钢等五类防腐技术，可有效延缓气体对油套管的腐蚀、预防套管漏失的发生。

关键词：CO2腐蚀电化学腐蚀影响因素防腐蚀技术CO2气体溶于水中形成碳酸后引起电化学腐蚀，如不及时采取有效措施，将导致油套管的严重破坏甚至油井报废。

CO2对油、套管的腐蚀是油田开发的一个亟待解决的重要课题。

一、CO2的腐蚀机理CO2对金属的腐蚀主要表现为电化学腐蚀，即CO2溶解于水生成碳酸后引起的电化学腐蚀，其化学反应式主要为CO2+H2O H2CO3Fe+ H2CO3 FeCO3+H2水中溶解了CO2使pH值降低，呈酸性，碳酸对钢材发生极化腐蚀。

随着碳酸的增多，溶液酸性增加，加快了钢铁的腐蚀速度。

CO2对碳钢的腐蚀为管内腐蚀，表现为3种腐蚀形式：均匀腐蚀、冲刷腐蚀和坑蚀，其产物为FeCO3和Fe3CO4。

在一定条件下，水汽凝结在管面形成水膜，CO2溶解并吸附在管面，使金属发生均匀的极化腐蚀。

管柱内的高速气流冲刷带走腐蚀物，使得金属表面不断裸露，腐蚀加速。

腐蚀产物FeCO3和Fe3CO4在金属表面形成保护膜，但这种膜生成的很不均匀，易破损，出现典型的坑点腐蚀，蚀坑常为半球形深坑。

CO2生产井的腐蚀部位主要集中在管串的上部位置及内壁，这是因为井筒的中上部位压力低、井温低，凝析水易产出，与CO2作用生成腐蚀介质H2CO3的浓度高，随着气体流动，酸液以液滴形式附着在管内壁上形成局部的严重蚀坑蚀洞，造成了油套管的腐蚀现象。

二、影响因素（1）CO2分压。

在影响CO2腐蚀速率的各个因素中，CO2分压起着决定性的作用，它直接影响CO2在腐蚀介质中的溶解度和溶液的酸度，即溶液的酸度和腐蚀速度皆随CO2分压的增大而增加。

在气井中，当CO2的分压大于0.2MPa 时，将发生腐蚀，分压小于0.021MPa时，腐蚀可以忽略不计。

油田集输管线的腐蚀原因与防腐对策分析

油田集输管线的腐蚀原因与防腐对策分析发布时间：2022-08-17T09:06:28.752Z 来源：《工程管理前沿》2022年8期作者：刘栋国1 徐千贻2 李明1 王瑞1[导读] 对于油田集输管线而言刘栋国1 徐千贻2 李明1 王瑞11.新疆油田公司准东采油厂沙南作业区新疆阜康市 8315112.新疆油田公司准东采油厂火烧山作业区新疆阜康市 831511摘要：对于油田集输管线而言，其自身的主要作用就是运输石油、天然气等资源，是重要的能源运输通道，所以，在对集输管线进行运用时，应该保证其本身的质量，使其能够正常、安全的运输能源。

不过，随着时间的推移，油田集输管线在运输能源的过程中会受到多种因素的影响，以至于产生腐蚀问题，若是不对其进行及时有效的解决，就会影响到能源运输的安全性。

因此，相关单位应该加大对集输管线腐蚀问题的重视，并且要结合实际情况，采用合适的措施对集输管线进行有效的防腐处理，降低其腐蚀问题的产生机率，促使集输管线在运输过程中能够保持较高的安全性。

关键词：油田集输管线；腐蚀原因；腐蚀对策引言：现阶段，石油、天然气等是社会经济建设发展所需的重要能源，在对其进行开采以及运输时，应该做好相应的安全防护工作。

在对其进行运输时，会使用金属材料为主的集输管线，不过，运输的原油本身就含有比较多的腐蚀物质，再加上其他因素的影响，就导致集输管线被腐蚀，这就会导致运输的能源出现泄露问题，不仅会导致经济受到严重损失，还会对环境造成污染，甚至引发安全事故。

面对这种情况，相关单位应该加大对集输管线的重视以及管理，并且要做好防腐工作，可以采用合适的防腐材料、技术等，尽量减少集输管线的腐蚀反应，使其能够保持正常的能源运输状态。

一、油田集输管线腐蚀原因分析（一）防腐层存在损坏、老化问题对于油田集输管线而言，其中含有很多四氧化三铁，主要是因为铁元素与氧气之间的化学反应形成的，若是处在比较潮湿的环境中，这种化学反应很容易产生，少数管道也会因此产生少量的硫酸铁，这就会导致管线受到腐蚀影响。

浅论油气开发中硫化氢对钢材的腐蚀及对策

浅论油气田开发中硫化氢对钢材的腐蚀及对策摘要本文从材料因素和使用环境因素分析了油气田开发中硫化氢对钢材的腐蚀问题．提出了在实践中钢材从选择材料及其热处理方法、合理选择工艺及设计思路和其它方法防止预防对策进行探讨，以期对油气田生产、科研中对刚才的选择有所参考。

关键词钢材硫化氢防腐蚀对策油气田生产中起腐蚀作用的主要是盐水、硫化氢、二氧化碳和有机酸。

在各种腐蚀介质中硫化氢的腐蚀最为严重，它是造成材料快速破裂的主要原因之一。

本文试从钢材硫化氯腐蚀的因素进行分析并对预防对策进行探讨，以期对油气田生产、科研中对钢材的选择有所参考。

1 钢材硫化氢腐蚀的因素分析1.1材料因素在油气田开发、使用过程中发生的腐蚀类型里面，以硫化氢腐蚀时材料因素的影响较大，材料因素主要有材料的显微组织、机械性能指标及合金元素等。

l.1.1 材料的机械性能指标一般认为，强度越高的钢材对腐蚀的敏感性越大。

在含硫化物的介质中，屈服点高于630Mpa的钢管由介质引起的性质改变会突然发生破裂，随着拉伸性能的增加，即使硫化氢含量减少到极小的数量，也会引起突然破坏。

在很大的应力作用下，只需有低达千万分之一的硫化氢就足以使抗拉强度为1050Mpa的钢管产生脆性破坏。

同样，在没有一点硫化氢存在的情况下，当二氧化碳的分压力为0．21kg／mm2时，也可以引起脆性状态而使钢材破坏，因此材料强度的提高对硫化物应力腐蚀的敏感性越高，材料的断裂大都出现在硬度大于HRC22(当于HB200)的情况下，因此通常HRC22可能作为判定钻柱材料是否适合于含硫油气井钻探的标准。

1.1.2 材料的显微组织材料的性能是由它内部的组织和相结构决定的。

有些科研人员认为，钢的组织比成分对在硫化物中应力腐蚀开裂的稳定性的影响要大。

组织为马氏体或铁素体的钢在高应力及高的含氢条件下对硫化物中的腐蚀开裂是高度敏感的，尤其是马氏体对硫化氢应力腐蚀开裂（以下简称SSCC）和氢致开裂非常敏感，但在其含量较少时，敏感性相对较小，随着含量的增多，敏感性增大，严重时即时加上百分之几屈服强度的应力也可能发生断裂。

X65管线钢在微量H2S环境中的腐蚀行为试验研究

４４ — ４７．
２）具有操作简单、震击力大、调节方便、连接强度高、性能稳定、安全可靠、便于维修等诸多
优点。
［５］贺志刚，陈
平．随钻震击器安放位置优化设计［Ｊ］．石
胡徐彦，张炜强，蒋满军，薛艳
（１．中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江５２４０５７２．西安摩尔石油工程实验室有限公司，西安７１００６５）
摘要：为解决部分油田在设计之初未考虑ＨＳ腐蚀的问题，分析了微量Ｈ。Ｓ在目前和未来工况下对Ｘ６５管线钢的腐蚀规律，检测Ｈ。Ｓ应力腐蚀开裂（ＳＳＣ）及氢致开裂（ＨＩＣ）倾向，并对常用缓蚀剂进行评价。结果表明：在模拟环境下，试样均匀腐蚀速率随Ｈｓ质量浓度的下降和含水率的升高而增大，未发现ＳＳＣ和ＨＩＣ裂纹。通过评价ＨＹＨ一１１４型缓蚀剂满足使用要求，其质量浓度为
Ｅｅｌ丰士俊．整体机械式随钻震击器研制及应用［Ｊ］．石油
矿场机械，２Ｏ１０，３９（１）：８９９０．
ｒ３］ＳｋｅｅｍＭＲ，ＦｒｉｅｎｄｍａｎＭＢ，ＷａｌｋｅｒＢＨ．Ｄｒｉｌｌｓｔｒｉｎｇ
ｄｙｎａｍｉｃｓｄｕｒｉｎｇｊａｒｏｐｅｒａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＪＰＴ，ｌ９７９，３ｌ（ ¨）：

CO2对套管钢的腐蚀行为及气液两相缓蚀剂研究要点

摘要在油气田开发过程中，CO2腐蚀是困扰世界各国油气工业发展的一个极为突出问题，也成为今后油气工业及油管生产厂家的一个急需解决重要课题。

本文针对川西某气井井筒中的CO2气液两相腐蚀现象，在实验室进行研究并研发出针对CO2腐蚀体系的气液两相缓蚀剂。

针对川西某气井CO2腐蚀体系，开展了介质温度、CO2分压、介质流速、Cl-浓度及pH值等对N80套管钢腐蚀行为的影响，结果表明，CO2腐蚀体系对N80钢气相腐蚀速率明显小于液相腐蚀速率，动态腐蚀速率显著高于静态腐蚀速率。

温度和CO2分压对N80钢腐蚀的影响均存在一个极值；Cl-浓度和pH值变化对液相腐蚀速率比较明显，而对于气相腐蚀速率甚微。

针对CO2气液两相腐蚀的特点，通过合成液相成分的双咪唑啉季铵盐和气相成分的多单元吗啉环己胺缓蚀剂，再与含硫有机物、炔醇类缓蚀剂及表面活性剂B进行正交实验复配，得到抑制CO2腐蚀的气液两相缓蚀剂SM-12B，其配方为双咪唑啉季铵盐:多单元吗啉环己胺:含硫有机物:炔醇类:表面活性剂B=3:3:1:1:2。

通过失重法研究了SM-12B缓蚀剂的缓蚀率，结果表明，使用SM-12B缓蚀剂存在一个极值浓度为400mg/L，其气相缓蚀率达到77%以上，液相缓蚀率达到85%以上；SM-12B缓蚀剂在温度小于90℃具有相对较高的缓蚀率，属于低温型缓蚀剂；SM-12B 缓蚀剂适用于CO2分压低于1.0MPa的CO2腐蚀环境；随着介质流速的增大，气液两相缓蚀率都降低；Cl-浓度对气相缓蚀率影响不大，而在一定程度上Cl-浓度能明显影响液相缓蚀率；SM-12B缓蚀剂在16~24h内，SM-12B缓蚀剂一直保持较高的缓蚀率。

用极化曲线、扫描电镜及XRD等研究了SM-12B缓蚀剂的缓蚀机理，极化曲线结果表明，SM-12B缓蚀剂的缓蚀作用类型为以阳极为主的混合型缓蚀剂，其缓蚀机理为“负催化效应”，即缓蚀剂的缓蚀效应主要是通过吸附改变电极反应的活化能，从而减缓腐蚀反应的速率。

H2S介质中的腐蚀行为研究的开题报告

L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为研究的开题报告一、研究背景和意义随着石油和天然气的开发和利用，管道输送成为了常见的方式。

而管道输送过程中，管线钢及其焊接接头在介质中的腐蚀问题是一大难点，特别是在含二氧化碳和硫化氢的介质中，可能会出现严重的腐蚀现象，从而引发生产事故，造成重大经济损失和环境污染。

因此，开展L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为研究，对于提高管道输送的安全性和稳定性，推动我国石油和天然气产业的持续健康发展具有重要意义。

二、研究内容和步骤1. 研究对象：L360管线钢和其焊接接头。

2. 系统地分析CO2/H2S介质对L360钢和其焊接接头腐蚀的影响机理。

3. 研究L360钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为，包括腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物等。

4. 探究不同因素对L360钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为的影响，包括介质参数、材料表面状态等。

5. 提出相应的防腐措施和维护方法，以降低L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀风险和损害程度。

三、研究方法和技术路线1.术前研究与资料调研，获取相关问题的最新信息和研究进展。

2.采用电化学方法研究样品在CO2/H2S介质中的腐蚀行为，并进行扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表征手段的表征。

3.将电化学方法和表征手段相结合，探寻不同腐蚀因素的影响机理和作用方式，建立相应的腐蚀模型。

4.优化防腐措施和维护方法，包括采用防腐涂料进行保护，提高设备可靠性等。

四、研究成果与预期目标1.建立L360管线钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀评价体系。

2.明确CO2/H2S介质对L360管线钢和其焊接接头腐蚀的机理和影响因素。

3.提出相应的防腐措施和维护方法，从根本上解决管线腐蚀问题。

4.该研究结果预计能为CO2/H2S介质下管线生产和运输提供技术支持，从而提高石油和天然气工业的发展水平，减少生产事故和环境污染问题。

油气田金属材料H2S腐蚀及影响因素

油气田金属材料H2S腐蚀及影响因素1. H2S腐蚀机理自20世纪50年代以来，含有H2S气体的油气田中，钢在H2S介质中的腐蚀破坏现象即被看成开发过程中的重大安全隐患，各国学者为此进行了大量的研究工作。

虽然现已普遍承认H2S不仅对钢材具有很强的腐蚀性，而且H2S本身还是一种很强的渗氢介质，H2S腐蚀破裂是由氢引起的；但是，关于H2S促进渗氢过程的机制，氢在钢中存在的状态、运行过程以及氢脆本质等至今看法仍不统一。

关于这方面的文献资料虽然不少，但以假说推论占多，而真正的试验依据却仍显不足。

因此，在开发含H2S酸性油气田过程中，为了防止H2S腐蚀，了解H2S腐蚀的基本机理是非常必要的。

(1) 硫化氢电化学腐蚀过程硫化氢(H2S)的相对分子质量为34.08，密度为1.539kg/m3。

硫化氢在水中的溶解度随着温度升高而降低。

在760mmHg，30℃时，硫化氢在水中的饱和浓度大约3580mg/L。

在油气工业中，含H2S溶液中钢材的各种腐蚀(包括硫化氢腐蚀、1应力腐蚀开裂、氢致开裂)已引起了足够重视，并展开了众多的研究。

其中包括Armstrong和Henderson对电极反应分两步进行的理论描述；Keddamt等提出的H2S04中铁溶解的反应模型；Bai和Conway对一种产物到另一种产物进行的还原反应机理进行了系统的研究。

研究表明，阳极反应是铁作为离子铁进入溶液的，而阴极反应，特别是无氧环境中的阴极反应是源于H2S中的H+的还原反应。

总的腐蚀速率随着pH的降低而增加，这归于金属表面硫化铁活性的不同而产生。

Sardisco，Wright和Greco研究了30℃时H2S-C02-H20系统中碳钢的腐蚀，结果表明，在H2S分压低于0.1Pa时，金属表面会形成包括FeS2，FeS，Fe1-X S在内的具有保护性的硫化物膜。

然而，当H2S分压介于0.1～4Pa时，会形成以Fe1-X S为主的包括FeS，FeS2在内的非保护性膜。

油气开发中的二氧化碳腐蚀问题及抗腐蚀措施研究

油气开发中的二氧化碳腐蚀问题及抗腐蚀措施研究摘要：为了最大限度保护油气开发中的管材，减少腐蚀问题发生，工作人员要根据二氧化碳的腐蚀特点，合理检测和调节pH值，并注意对设备施行防腐措施，减少腐蚀问题的发生几率，让油气开发的效益得到充分保证。

本文主要分析油气开发中的二氧化碳腐蚀问题及抗腐蚀措施研究。

关键词：二氧化碳；油气开发；腐蚀机理；影响因素；抗腐蚀思路引言近些年，国内能源市场扩大，对油气田开发的力度提高，二氧化碳腐蚀现象也更加频繁。

在油气开发中，二氧化碳腐蚀时常出现，要彻底避免的可能性过低，其原因在于二氧化碳是石油和天然气开发中容易生产的常见气体，在溶于水之后，二氧化碳会表现出对金属材料的强腐蚀性，且在pH值一致的情况，其总酸度要超过盐酸。

所以在油气开发中，二氧化碳的腐蚀危害尤为突出，油气开发项目的管理人员也要重视这一问题，注意二氧化碳腐蚀带来的严重后果，并及时加以控制和预防，避免二氧化碳腐蚀造成的油井寿命降低，最大程度保护油气开发的效益成果。

1、二氧化碳腐蚀分析二氧化碳腐蚀主要是由于地层中的二氧化碳溶于水后对部分金属管材有极强的腐蚀性，从而引起材料的破坏，腐蚀程度取决于多种因素：温度、二氧化碳分压、压力、流速、天然气含水量、氯离子等影响。

二氧化碳的腐蚀机理十分复杂，本文着重分析三个影响二氧化碳腐蚀的因素：（1）温度。

在不同温度情况下，二氧化碳对钢铁的腐蚀情况也不同，主要分以下几种情况：①温度低于60℃，腐蚀产物膜为碳酸亚铁，产物较软，附着力差，金属表面光滑，主要发生均匀腐蚀；②60~110℃，铁表面可生成具有一定保护性的腐蚀产物膜，局部比较突出；③110~150℃，均匀腐蚀速率高，局部腐蚀也很严重，腐蚀产物是厚而松的碳酸亚铁结晶。

该气田主流物的温度范围在20~93℃，井口温度在55℃左右，地面流程温度在20~55℃，主要发生均匀腐蚀，井下易发生局部腐蚀。

（2）二氧化碳分压。

油气田工业中二氧化碳分压的腐蚀判断经验规律如下：当二氧化碳分压低于0.021MPa时，不发生腐蚀；当二氧化碳分压介于0.021~0.21MPa时，腐蚀可能发生；当二氧化碳分压超过0.21MPa，发生严重腐蚀。

油田用抗H2S／CO2共同腐蚀的单一缓蚀剂研究进展

油田用抗Ｈ２ｓ／ｃｏ２共同腐蚀的单一缓蚀剂研究进展
徐燕国家知识产权局专利局专利审查协作江苏ｅＯ，ｂ
［ｇｉ要ｌ针对油田Ｈｓ／ｃｏ共存腐蚀问题，综述了Ｈｓ／ｃｏ共存条件下成多中心吸附，有利于在金属表面形成配位键和反馈键，使缓蚀剂分子单一缓蚀剂的研究现状。介绍了最新研究的针对Ｈｓ／ｃｏ共存作用的咪唑啉在金属表面的吸附更加稳定；同时缓蚀剂ＩＭ— Ｓ供出电子的趋势要大于类、季铵盐类、酰腙类单一缓蚀剂，为此类缓蚀剂的研究与开发提供一定的接受电子的趋势。指导。唐善法等开发了一种多苯基多环咪唑啉缓蚀剂，其结构如下所【关键词】缓蚀剂；Ｈｓ／ｃｏ；共同作用
ＩＣＨ２ｃＨ２ＮＨ｝ｋ —ｃ
对目前已经开发的单一抗ＨＳ和ＣＯ共同作用的缓蚀剂的研究进展进行综述。１．咪唑啉类
咪唑啉及其衍生物以其自生具有的优异缓蚀性能、无特殊的刺激其中Ｒ选自十一烷基、十三烷基、十五烷基、十七烷基、十七烯点，成为国内外油气田中使用最己烯基、苯基中的一种，ｋ为整数，且ｋ ≥０；ｒ、ｓ、ｔ、ｘ、Ｙ、ｚ均为大于或等广泛的缓蚀剂品种。现有的咪唑啉类缓蚀剂对Ｈ２Ｓ￣ＵＣＯ２单独存在时引于零的整数，且满足６ ≤ｒ＋ｓ＋什ｘ＋ｙ＋ｚ ≤２０。该咪唑啉缓蚀剂分子结构起的腐蚀较为有效，然而对于Ｈ：Ｓ和ＣＯ共存条件下防腐蚀效果好的缓中不含离子电荷，水溶性好，其对油田系统普遍存在的ｃｒ、ＨＳ、ＣＯ腐蚀剂却不多见Ｊ。蚀均具有优良的缓蚀效果，并且其与其他油田化学药剂如破乳剂、阻垢胡松青等“ 在现有咪唑啉类缓蚀剂的基础上开发了一种新型缓蚀剂、杀菌剂等具有良好的配伍性。剂ＩＭ—Ｓ，其分子结构如下所示：陈云峰等合成了一种苯并三唑咪唑啉及其衍生物缓蚀剂，其结构

N80级油管钢H2SCO2腐蚀行为研究的开题报告

N80级油管钢H2SCO2腐蚀行为研究的开题报告
研究背景：
油管是石油开采和输送的重要设备，其耐蚀性能对于保障石油工业生产安全和延长设备寿命非常关键。

在实际工作中，油管通常要受到各种介质的腐蚀，尤其是二氧化碳（CO2）和硫化氢（H2S）的共同腐蚀作用，这对油管的耐蚀性能提出了更高要求。

因此，为深入了解油管钢在H2S-CO2体系中的腐蚀行为，有必要开展相应的研究。

研究内容：
本文拟从以下两个方面展开研究：
1.材料测试
使用传统的腐蚀试验法、电化学测试法和表面形貌观测等手段，评估N80级油管钢在H2S-CO2体系中的腐蚀行为。

通过对试验数据进行分析，并结合SEM、XRD等测试结果，综合研究油管钢在不同介质中的腐蚀行为和机理。

2.防腐涂层研究
通过调整复合膜涂层的组成和结构，寻求一种耐腐蚀性能较好的防腐涂层。

通过复合膜涂层的制备，对其进行表征，并进行腐蚀实验，评估涂层的耐腐蚀性能。

研究意义：
1.能够全面地了解H2S-CO2体系对油管钢腐蚀的影响及机理，为工程实践提供参考。

2.针对现有的一些防腐涂层不够耐腐蚀的问题，本文通过寻求适合H2S-CO2体系的防腐涂层，可以为油管钢的使用提供更好的保障。

预期成果：
1.得到N80级油管钢在H2S-CO2体系中的腐蚀评价结果，掌握其腐蚀机理。

2.开发出一种更为耐腐蚀的防腐涂层。

3.为油管钢的安全生产提供参考和保障。

H2S／CO2共存条件下油井管材及工具腐蚀试验研究

作业时间较短时也使用Ｎ０１０管材；井下工８、Ｐ１具及井口悬挂器常用３ＣＭｏ０ｒ低合金钢制５ｒ、４Ｃ等
造；地面管汇、接头常用２０号钢、４５号钢等优质碳素钢制造。因此，笔者即以上述管材、低合金钢及优质碳素钢为研究对象，进行ＨＳＯ共存条、Ｃ件下腐蚀性能试验研究。试验试件均取自于四川油田及塔里木油田实际所用管材或工具，试件材料的化学元素质量分数见表１～。３
材料
均匀腐蚀速率／（ｍ・）ｍａ
ｌ．４Ｏ４３８１９０３４．９９．５３６８１７８９５．６
行。试验前，先通人高纯氮除氧１，装上试样后０ｈ再将高压釜密封，升到设计温度后，分别调整Ｃ：Ｏ和ＨＳ分压及总压到预定值，达到预定试验时间后，将试样从釜中取出，放人清洗液中剧烈搅拌至腐蚀产物除净为止。清洗液配方为：ＨＣＬ１１、
张明友姜学海赵国仙。窦益华４
（．四川石油管理局油气井测试公司２１．塔里木油田分公司３．西安管材研究所４．西安石油大学）
摘要针对ＨＳＣ共存条件下油井管材及工具材料腐蚀试验研究相对较少的情况，以常用／Ｏ的Ｎ０１０９、Ｐ１Ｓ材、常用井下工具、常用井口制造材料３ＣＭ、４Ｃ、常用地面８、Ｐ１、Ｃ０１０Ｓ管５ｒｏ０ｒ管汇制造材料２０号钢、４５号钢为研究对象进行试验研究，以了解上述材料的腐蚀性能，供选材、

油管钢的H2S／CO2动态腐蚀行为

，％
试验前，１０３０８０１００１２０和２００用８，８，０，０，００号水砂纸逐级打磨试样表面，然后用清水冲洗试样
前通人高纯氮２ｈ除氧，以模拟油井下无氧的实际情况。升温至预定温度，人Ｃ２ＨＳ至预定通Ｏ和２
ｌ０口井１７次发生管柱穿孔与断脱事故；中国石油
天然气股份有限公司吉林油田分公司万五井投产
不到３年，油套管即被Ｃ气体腐蚀，使８０ｍＯ致０油管掉落井下，报废。国内其他一些主力油田油井也均出现因ＨＳ和Ｃ：蚀导致油井报废的事Ｏ腐故。近年来，随深层含油气藏的开发，伴油气田钻
在着ＨＳ和Ｃ蚀，Ｏ腐造成了巨大的经济损失。美国的ＬｔｅＣｅｋ油田在未采取抑制ＨＳ和Ｃｉｌｒｅｔ２Ｏ腐蚀措施的油井套管不到５个月便腐蚀穿孔，腐蚀
速率高达ｌ．ｍ／；斯敦北Ｐｒｎｉｅ油气田２７ｍａ休ｅｓｖｌｏｌＮ０套管使用不到一年即腐蚀穿孔，蚀速率为８腐５６ｍｍａ．／。中国石油化工股份有限公司中原油田分公司１９９５年以来就因ＨＳ和Ｃ：Ｏ腐蚀而造成
研
广
究
Ｃｏ化ｏｅｔ腐ｔｏｃ与ｎｔｙ石ｒｉＰｒｔ工ｏｎｎｅ蚀ｈｅｍｉａｌＩｄｕｓ护ｏｓ油ｒｏ防ｒｎ＆ｃｉｉＰｒｃ
２１００，２７（６）・１・７

材料在h2s和co2环境中的腐蚀机理和控制研究

材料在h2s和co2环境中的腐蚀机理和控制研究材料在h2s和co2环境中的腐蚀机理和控制研究一、引言在实际工程中，材料腐蚀一直是一个重要的问题。

尤其是在含有H2S 和CO2等腐蚀性气体的环境中，材料的腐蚀问题更加突出。

对材料在H2S和CO2环境中的腐蚀机理和控制研究具有重要的实际意义。

本文将从腐蚀机理、腐蚀控制以及个人观点和理解等方面展开探讨。

二、材料在H2S和CO2环境中的腐蚀机理1. 概述H2S和CO2是常见的腐蚀性气体，它们可以在一定条件下对金属材料进行腐蚀。

在H2S和CO2环境中，腐蚀机理主要包括化学腐蚀和电化学腐蚀两种类型。

2. 化学腐蚀化学腐蚀是指金属材料在H2S和CO2环境中直接与腐蚀性气体发生化学反应，导致金属表面的腐蚀。

在H2S环境中，金属很容易与H2S 气体发生反应生成金属硫化物，从而导致材料的腐蚀。

3. 电化学腐蚀电化学腐蚀是指金属材料在H2S和CO2环境中通过电化学过程引起的腐蚀。

这种腐蚀机理与材料的电化学性质有关，主要包括阳极溶解和阴极还原等过程。

三、材料在H2S和CO2环境中的腐蚀控制1. 表面涂层表面涂层是一种常见的腐蚀控制方法，通过在金属表面涂覆一层具有良好腐蚀性能的材料，来提高材料的抗腐蚀能力。

对电力设备中的金属部件进行漆包处理，可以有效地防止H2S和CO2对金属的腐蚀。

2. 硬质合金涂层硬质合金涂层是一种新型的腐蚀控制技术，它具有高硬度、耐磨损和良好的耐腐蚀性能。

这种涂层可以有效地提高材料在H2S和CO2环境中的抗腐蚀能力。

3. 材料合金设计通过合金设计，可以改变材料的化学成分和微观结构，从而提高材料的抗腐蚀能力。

向铁基材料中加入Cr、Ni等合金元素，可以明显地提高材料在H2S和CO2环境中的抗腐蚀能力。

四、个人观点和理解在我看来，材料在H2S和CO2环境中的腐蚀问题是一个复杂而又重要的课题。

腐蚀是材料科学中的一个长期研究课题，而在含有H2S和CO2等腐蚀性气体的环境中的腐蚀问题更加突出。

二氧化碳驱采油井油管腐蚀规律研究

二氧化碳驱采油井油管腐蚀规律研究发布时间：2021-05-25T10:10:49.417Z 来源：《基层建设》2021年第2期作者：冯萌萌韩英文尹笋[导读] 摘要：在油田环境中CO2对于金属的腐蚀影响因素较多，诸多的腐蚀影响因素，加之数千米的井筒深度，使得现场腐蚀速率的测试条件极其苛刻。

天津市大港油田公司第二采油厂摘要：在油田环境中CO2对于金属的腐蚀影响因素较多，诸多的腐蚀影响因素，加之数千米的井筒深度，使得现场腐蚀速率的测试条件极其苛刻。

而目前存在的各类CO2腐蚀预测模型并非建立在统一的基础之上，对于特定腐蚀环境的腐蚀预测结果，不能很好地反应真实工况下材料的腐蚀情况。

因此，需要根据特定研究区块腐蚀环境情况，开展模拟实验研究清楚油田CO2驱开发过程中油管的腐蚀规律，这样不仅有助于油管腐蚀防护，也可以促进CO2驱提高原油采收率技术推广应用。

引言虽然世界石油工业长期采用CO2多级混相驱油的实践已证明，向油层中注入CO2进行原油增产，最终可以提高原油采收率。

但是油田实施CO2-EOR之后，CO2将不可避免的存在于原油生产的诸多环节，CO2溶解于油田水介质中会引起金属设备腐蚀破坏，尤其是在油藏采出液含水率较高的情况下，CO2对金属设备的腐蚀趋于严重。

1 CO2驱采油井腐蚀问题在进行CO2驱开发过程中，根据生产过程中注采作用的不同，油井可分为CO2注入井，采油井。

采油井采出储层流体包括原油、地层水、油藏伴生气、以及储层中注入的CO2。

CO2属于弱酸性气体，以单质存在时或者干燥的条件下，对钢材无腐蚀作用。

遇到含水环境后，CO2便溶于水，并与水反应形成碳酸，此时对钢材存在电化学腐蚀。

受高温高压、高矿化度等腐蚀介质影响，CO2对钢材腐蚀行为将趋于严重。

油田实施CO2驱油技术后，直接将CO2引入原油的生产系统，使得采油井井筒内形成了高含水，高含CO2，高矿化度的腐蚀环境。

其结果造成井筒油套管完全暴露在恶劣的腐蚀环境中，造成油套管不同程度和不同形态的局部腐蚀现象，比如钢材腐蚀穿孔、开裂等现象，这些情况都会严重影响井筒的完整性，而采油井井筒作为原油自储层流至地面的唯一通道，井筒的完整性直接决定着油田正常生产。

油气田开发中H2S对钢材腐蚀因素分析与预防

油气田开发过程中，腐蚀现象非常普遍，由此造成的损失也是非常之大，尤其是硫化氢应力腐蚀，它是在没有任何先兆、硫化氢浓度较低、工作人员难以发现的情况下就可以发生，特别是对于一些强度较高的钢材而言，即使在正常的载荷下，没有明显的腐蚀迹象，就可能发生硫化氢脆性开裂，可见，硫化氢脆性开裂的危害性与防腐的紧迫性。

对于硫化氢含量较高的油气田而言，这种腐蚀尤为严重。

在我国油气田开发过程中，曾发生过许多硫化氢氢脆和应力开裂事故，比如四川龙会2井井喷、渡1井井喷；川西北7井，钻具氢脆断裂，直接损失100万元[1]；威远气田23井（H2S含量为1.2%），N80套管加固焊缝发生脆裂，导致井喷44天；较为典型的如卧龙河气田卧31井（H2S量为9.55%），C-75套管由于冷变形致使硫化物应力开裂而脆断[2]；2003年四川罗家寨气田井喷，硫化氢介质造成百余人伤亡；2005年中原油田输油管道因未作防腐处理，导致四个月后，管线多处穿孔，被迫更换管道[3]。

鉴于硫化氢对油气井腐蚀造成的巨大损失，开展油气田防腐技术研究与开发具有实用价值的防腐技术已迫在眉睫。

1　硫化氢对油气用钢腐蚀机理与腐蚀类型1.1　腐蚀机理钢材在含H2S的酸性水溶液中受到电化学腐蚀，阴极和阳极均有反应，整个电化学反应过程至少有下面三个阶段：H2S电离：H2S→HS-+H+阳极反应：Fe+HS-→FeS+H++2e-阴极反应：2H++2e-→2H→H2（一部分H原子会渗透到碳钢中）钢材在含硫化氢的水溶液中的应力腐蚀，主要是阴极反应析出的氢原子向钢材内部扩散，而被金属内部缺陷处或空隙处所形成的隐阱捕集，继而结合成氢分子，在钢材内部产生巨大的内应力，使钢材脆化或开裂，其特征是属于低应力的破坏，开裂的断口无塑性变形，呈脆性破坏，俗称氢脆。

1.2　腐蚀类型硫化氢应力腐蚀是当硫化氢腐蚀钢材时，在阴极区产生大量的氢原子，氢原子渗透到钢材内部结合成氢分子而导致的硫化氢应力腐蚀。

H2S及CO2对管道腐蚀机理与防护研究

变化。硫化铁组成及结构均不相同，其对腐蚀过程
的影响也不相同。影响Ｈｓ腐蚀的主要因素是：
① ＨＳ浓度；②ｐ值；③ 温度、压力。Ｈ
物质，对单含Ｃ或Ｈ。Ｏ。Ｓ天然气输送管道的高温
２Ｃ腐蚀机理Ｏ２
天然气输送管道在Ｈ：、ｃ高温高压作用下腐ｓＯ蚀现象较为普遍，所以研究同时含Ｈ。、Ｃ输ＳＯ
送管道高温高压多相流环境中的腐蚀行为和防护技术很有必要，对我国油气开采具有重大的工程应用
价值。
ＨＳ是弱酸，在溶液中按下式离解
Ｈ２ — Ｈ＋ＨＳ一２Ｓ一Ｈ＋Ｓ一（）ａ
送管道日益严重的腐蚀问题，分别研究了Ｈ２Ｓ和Ｃ对管道的腐蚀情况及腐蚀机Ｏ的理，对各自作用下的影响因素做了一定的分析，进一步研究Ｈ：Ｓ及Ｃ）（２对管道共同作用机理，有针对性地提出防护和管道延寿措施。关键词：天然气；Ｈ２；Ｃ２ＳＯ；腐蚀；
管道
ＨＳ、Ｃｏ是最常见和最有害的两种腐蚀管道
溶液中Ｓ卜与Ｆ发生以下化学反应ｅ
ｚＦｅ＋ＹＳ一ＦｅＳ。卜（）ｂ
Ｆ为各种结构硫化铁的通式。随着溶液中ｅＳ
（）反应的进行，溶液中ＨＳ含量及ｐ值随之ｂＨ

二氧化碳对钢腐蚀的影响因素研究

・４８・　２００４年３月油气田环境保护治理技术二氧化碳对钢腐蚀的影响因素研究＊　王志龙1艾俊哲1梅平1舒福昌1 许昌杰2（１江汉石油学院化学工程系，２江汉油田采油厂）　摘要二氧化碳腐蚀可使钢铁发生严重的局部腐蚀穿孔及应力腐蚀开裂。

利用失重腐蚀试验方法研究了各种影响因素的影响规律。

结果表明，温度低于７０　℃时，腐蚀程度随温度的升高而增大。

在不同温度下，腐蚀速率随二氧化碳分压的增大而呈线性增加；ｐＨ值为４～９时，腐蚀速率基本不变；在介质矿化度为０．０３　ｍｇ／Ｌ时，腐蚀出现极大值。

在合金钢中铬含量为１％时，二氧化碳的腐蚀速率最小。

　关键词钢二氧化碳腐蚀影响因素腐蚀试验失重法０引言　ＣＯ２腐蚀的影响因素很多，在无Ｈ２Ｓ气等条件下，主要的影响因素有温度、ＣＯ２分压、流速、介质组成、ｐＨ值、材料和载荷等，都可使钢铁发生严重的腐蚀破坏，局部腐蚀穿孔，甚至应力腐蚀开裂。

本文系统研究了不同温度、ＣＯ２分压、介质矿化度及溶液的ｐＨ值等因素对饱和ＣＯ２水溶液中Ｎ８０钢片的腐蚀速率，得出了各自的影响规律。

　１失重腐蚀试验　采用自制高温高压静态腐蚀试验装置，挂片材料：Ｎ８０钢油管钢，尺寸（长×宽×厚）为：　４０×１３×２　ｍｍ。

试验前用１８０目、３００目及５００目砂子打磨光洁，用丙酮、无水乙醇擦洗后，干燥备用。

试验介质为通入ＣＯ２气体约１０　ｍｉｎ的３％ＮａＣｌ盐水溶液。

　２结果与讨论　２．１　温度对ＣＯ２腐蚀的影响　表１列出了不同ＣＯ２压力、不同温度条件下Ｎ８０钢片在３％的盐水溶液中的腐蚀速率。

　从表１可以看出，不同压力下，ＣＯ２对Ｎ８０钢的腐蚀随着温度的变化有共同规律，即在Ｔ＜７０℃时，Ｎ８０钢的腐蚀速率随温度的升高而增加，在７０℃时达到极大值，当Ｔ＞７０℃时，Ｎ８０钢的腐蚀速率随温度的升高反而减小；在９０℃附近又出现了腐蚀极小值，当温度再升高时，腐蚀速率也随着加快。

二氧化碳腐蚀环境下的油套管寿命计算的开题报告

二氧化碳腐蚀环境下的油套管寿命计算的开题报告
一、选题背景：
油套管是一种重要的石油工业管道，在石油开采过程中扮演着连接、承压和导流等重要角色。

然而，在石油钻探和开采过程中，油套管容易
遭受钢材腐蚀的破坏。

尤其是在CO2气体环境下，腐蚀速度较快，使得
油套管的寿命大大缩短，给油田发展带来不小的影响。

因此，为了延长
油套管的使用寿命，有必要对其在CO2气体环境下的腐蚀行为进行研究
和分析。

二、主要内容：
1. CO2气体环境下腐蚀机理的分析和研究。

2. 油套管在CO2气体环境下腐蚀的实验研究，包括腐蚀速率的测试、腐蚀形貌的观察和腐蚀深度的测量等。

3. 基于实验数据，综合考虑CO2气体浓度、温度、压力等因素，建立针对油套管在CO2气体环境下的寿命计算模型。

4. 利用所建立的寿命计算模型，对CO2气体环境下的油套管寿命进行预测和评估。

三、研究意义：
通过对CO2气体环境下油套管腐蚀机理的研究和实验验证，建立针
对油套管在CO2气体环境下的寿命计算模型，可为石油开采行业提供科
学合理的管道腐蚀防护措施，保障石油开采过程中的安全和环保。

此外，本研究还可为相关领域的学者提供可供借鉴的研究思路和方法。

1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。

硕士学位论文论文题目石油管线钢在H2S/CO2环境中腐蚀行为的研究学科专业石油天然气工程作者姓名王丹指导教师吴明教授2010年6月学校代码：10148学号：01200707090722密级：□无□加密学院石油天然气工程学院入学时间2007.9论文起止时间2009.7～2010.6答辩时间2010.6研究成果声明本人声明所呈交的学位论文是本人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。

据我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得辽宁石油化工大学或其他教育机构的学位或证书而使用过的材料。

与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示谢意。

特此申明。

签名：日期：学位论文版权使用授权书本学位论文作者完全了解辽宁石油化工大学有关保留、使用学位论文的规定，其中包括：①学校有权保管、并向有关部门送交学位论文的原件与复印件；②学校可以采用影印、缩印或其它复制手段复制并保存学位论文；③学校可允许学位论文被查阅或借阅；④学校可以学术交流为目的,复制赠送和交换学位论文；⑤学校可以公布学位论文的全部或部分内容（保密学位论文在解密后适用本授权书）。

签名：日期：导师签名：日期：石油管线钢在H2S/CO2环境中腐蚀行为的研究摘要近年来，随着我国油气田的不断开发和利用，管道输送技术也得到了飞速的发展。

由于我国多数油田面临着高含硫、高含水，腐蚀介质种类繁多的情况，使输油管线钢的腐蚀不断的加重。

原油中经常出现多种介质共存的现象，使管线钢腐蚀的影响因素变得复杂起来。

我国针对单一介质条件下的腐蚀已经进入深入的研究和数据的累积，但对于H2S、CO2、Cl-等多种介质共存条件下管线钢的应力腐蚀开裂及氢渗透行为的研究还相对落后。

因此，系统的研究输油管线钢在H2S、CO2、Cl-共存条件下的腐蚀规律和机理，为保证管线钢的安全与可靠运行有着重要的实际意义。

本文以15#钢为研究的对象，采用了电化学实验、慢应变速率拉伸实验(SSRT)以及氢渗透实验，对15#钢在H2S、CO2、Cl-共存条件下的应力腐蚀开裂及氢渗透行为进行了研究。

实验结果表明，由极化曲线可以看出15#钢在实验介质中的电化学行为只表现出活化溶解状态，而没有出现活化-钝化转变区。

由交流阻抗结果可以看出，从NaCl-CO2溶液到NaCl-CO2-H2S溶液再到NaCl-H2S溶液，电化学阻抗谱的高频区容抗弧直径愈来愈小，腐蚀电流密度越来越大，腐蚀速率越来越快。

由氢渗透实验可以看出，材料表面氢的浓度对氢致开裂(HIC)有密切的关系，进入金属内部的氢浓度越大，材料发生氢致开裂的机率越大。

由于H2S 的毒化作用，以及Cl-对CO2的缓蚀程度比对H2S的缓蚀程度要强,因此15#钢在NaCl-H2S溶液中的氢渗透行为及氢鼓泡现象最严重，稳态渗氢电流P∞和氢脆敏感性最大。

慢应变速率拉伸实验结果表明，当溶液中加入H2S时，材料的脆性系数、应力腐蚀开裂敏感性都有所增加，但当介质中加入CO2时，这些参数反而有所下降。

在自腐蚀电位下，15#钢在NaCl溶液、NaCl-CO2溶液、INaCl-CO2-H2S溶液和NaCl-H2S溶液中的延伸率、断面收缩率逐渐减小，断裂时间和脆性系数逐渐增大，应力腐蚀开裂敏感性越来越大，越易发生开裂现象，实验结果与电化学及氢渗透实验结果一致关键词：石油管线钢，H2S，CO2，应力腐蚀开裂，氢渗透IIStudy on the Corrosion Behavior of Oil Pipeline Steels i n Carbon Dioxide a nd Hydrogen Sulfide SolutionABSTRACTWith the continuous exploit of oil and gas in last decades,the technology of pipeline transportation developed rapidly in China. Corrosion of the pipeline deteriorates in most oilfields because of harm form high-sulfur,high-water and variety of corrosive medium,which makes factors for corrosion complicated.Many researches in corrosion under a single medium have been done in China,however,there is little study on the stress corrosion cracking and hydrogen permeation behavior of15#steel under the H2S,CO2,Cl-etc.coexisting conditions.Therefore,in order to ensure the security and reliable operation of pipeline,it is significant to do some research in the rule and mechanism of stress corrosion cracking and hydrogen permeation behavior of15#steel under the H2S,CO2,Cl-etc.Electrochemical,slow strain rate tensile test(SSRT)and the hydrogen permeation technology were used to study the stress corrosion cracking and hydrogen permeation behavior of15#steel under the H2S,CO2,Cl-etc.coexisting conditions.Experiment in electrochemical behavior of15#steel shows(by the polarization curves)that there is state of active dissolution but active-passive paring with under NaCl-CO2-H2S solution,the diameter of high-frequency arc in electrochemical impedance spectroscopy is shorter,the corrosion current density isIIIbigger and the corrosive rate is faster under NaCl-CO2solution.So is NaCl-CO2-H2S solution to NaCl-H2S solution.Moreover,hydrogen penetration test shows that hydrogen concentration is closely related to HIC.The higher hydrogen concentration penetrates into the metal,the greater probability of materials hydrogen-induced cracking occur with. The reason is the poisonous effect of H2S and the stronger corrosion inhibition degree of Cl-to CO2(than to H2S),which cause the behavior of hydrogen permeation and hydrogen bubble phenomenon of15# steel in NaCl-H2S solution.Also for this reason,P∞(the steady state permeation current)and the hydrogen embrittlement sensitivity are the largest.SSRT shows that both of the brittleness coefficient and stress corrosion cracking sensitivity increase while H2S is added but decrease while CO2is added.At free corrosion potential,the unit extension and reduction of area dwindled away in NaCl,NaCl-CO2,NaCl-CO2-H2S and NaCl-H2S solution.But the brittleness and stress corrosion crack sensitivity increase gradually under the same conditions.The results of the experiment are consistent with electrochemical experiments and hydrogen penetration test.KEYWORDS:Oil pipeline steel，Hydrogen sulphide，Carbon dioxide，Stress corrosion cracking，Hydrogen permeationIV目录 (11)1绪论......................................................................................................1.1研究的背景和意义 (1)1.2应力腐蚀简介 (2)1.2.1应力腐蚀开裂的定义及特点 (2)1.2.2应力腐蚀开裂的类型 (3)1.2.3应力腐蚀开裂的影响因素 (3)1.2.4影响氢渗透的主要因素 (4)1.3国内外研究现状 (5)1.3.1硫化氢腐蚀的研究现状 (5)1.3.2二氧化碳腐蚀的研究现状 (6)1.3.3H2S/CO2环境下的腐蚀的研究现状 (6)1.4H2S/CO2的腐蚀机理 (7)1.4.1H2S的腐蚀机理 (7)1.4.2CO2的腐蚀机理 (8)1.4.3H2S/CO2共存条件下的腐蚀机理 (9)1.5H2S、CO2腐蚀的影响因素 (10)1.5.1H2S腐蚀的影响因素 (10)1.5.2CO2腐蚀的影响因素 (11)1.5.3H2S和CO2共同作用下的腐蚀的影响因素 (11)V1.6本文主要研究的内容和方法 (11) (1313)2实验材料与介质................................................................................2.1实验材料 (13)2.2实验介质 (13)315#钢在不同实验溶液中的电化学实验研究 (15)3.1引言 (15)3.2实验方法 (15)3.2.1试样制备 (15)3.2.2盐桥的制作 (15)3.2.3电化学实验 (16)3.3结果与分析 (17)3.3.1极化曲线结果与分析 (17)3.3.2交流阻抗（EIS）结果与分析 (21)3.4本章小结 (31)415#钢在不同实验溶液中的氢渗透实验研究 (32)4.1引言 (32)4.2氢渗透实验的基本原理 (32)4.3实验方法 (34)4.3.1试样制备 (34)4.3.2氢渗透实验 (34)VI4.3.3氢渗透参数的计算方法 (35)4.4结果与分析 (36)4.5本章小结 (41)515#钢在不同实验溶液中的慢应变速率拉伸实验研究.................. (4242)5.1引言 (42)5.2实验方法 (42)5.2.1试样制备 (43)5.2.2慢应变速率拉伸实验 (43)5.2.3应力腐蚀敏感性计算方法 (44)5.3结果与分析 (45)5.4本章小结 (51) (5252)6结论....................................................................................................53 (53)符号说明................................................................................................55 (55)参考文献................................................................................................60 (60)致谢........................................................................................................攻读学位期间发表的学术论文目录 (61)VII石油管线钢在H2S/CO2环境中的腐蚀行为研究1绪论1.1研究的背景和意义近些年，在我国经济持续高速发展的推动下，能源的需求量也不断的增加，我国的油气管道建设从而也得到了迅猛的发展。