浅析H2S对井下工具的腐蚀及防护

文中针对高含H 2S气井中,H 2S对井下工具腐蚀严重情况,分析了H 2S腐蚀介质与地层共同形成的腐蚀环境对井下工具的腐蚀机理。以及温度、H 2S浓度与金属腐蚀速率的关系,并提出一些可行的防护措施和新技术。     

四角切圆锅炉H2S生成特性的研究

电厂为控制发电过程中氮氧化物的生成,新型发电机组采用了低NOx燃烧器,容易产生过多的H2S,会导致比较严重的水冷壁高温腐蚀问题。针对某电厂机组的实际应用情况,研究四角切圆锅炉的H2S生成特性,分析对不同参数调整后,H2S生成量的变化趋势,并结合参数调整结果研究了优化方案的调整方法,改变周界风门开度,有效抑制反应过程中H2S的生成,达到控制水冷壁高温腐蚀的目的。     

X60在硫化氢环境下疲劳裂纹扩展速率研究

采用中心裂纹板试样及TS4-12MC电阻测量片测定了X60材料埋弧焊焊缝在空气和不同浓度H2S水溶液环境下的腐蚀疲劳裂纹扩展速率.由于疲劳过程的复杂性,试样工作区域又在焊缝处,所以试验的最终结果具有一定分散性.试验结果表明,H2S水溶液环境下的疲劳裂纹扩展速率明显比空气中的快,并且有随着H2S溶液浓度增加而变快的趋势.     

MC-2井区J55尾管腐蚀成因分析

采用水质检测、能谱分析、金相组织分析、XRD等手段,对环池油田MC-2井区J55尾管的作业介质环境、管材成分、管材组织及性能、腐蚀产物等进行了分析。结果表明,MC-2井区油井采出水的矿化度高,含有多种腐蚀性介质;H2S含量及硫酸盐还原菌(SRB)的存在造成H2S分压较高,CO2腐蚀被抑制,J55尾管的腐蚀以H2S腐蚀为主,并在最外层形成硫化铁腐蚀产物膜。介质中Cl-的作用使得H2S腐蚀膜被破坏,从而基体材料被进一步腐蚀。而且Cl-渗入腐蚀产物膜内,在基体材料内形成点蚀,加速腐蚀向基体材料内部扩展,并最终形成穿孔。     

气体脱硫塔的腐蚀与防护

CO2及H2S等酸性物资对脱硫塔防腐蚀的形态主要有:氢致开裂(HIC)、应力腐蚀开裂(SSC)局部腐蚀剂全面腐蚀。在存在游离水的情况下,H2S与容器壁及管壁直接反应引发金属损失,进而导致设备的实效。每个天然净化厂自投放脱硫塔运行后,都有不同程度的腐蚀现象,对近年来的脱硫塔其腐蚀情况加以深入研究发现,在脱硫塔内通常存有片状腐蚀、点状腐蚀等轻微的腐蚀现象,对于以上的观点,在下面研究了主要设备及管道的腐蚀原因,并提出了有针对性的防腐措施,以提高装置运行的可靠性。     

广石化轻重油罐腐蚀机理及防治

介绍了广石化轻质石脑油罐及重质渣油罐内部腐蚀情况，分析了两种油罐的腐蚀机理，认为轻质油罐的腐蚀主要为H2S腐蚀，重质油罐主要为露点腐蚀，并提出防治的方法及建议。     

非抗硫管在微/低含硫化氢环境中的适用性研究

通过失重腐蚀和应力腐蚀开裂试验,研究了P110非抗硫油套管材料在微/低含H_2S环境中抗均匀腐蚀、局部腐蚀和抗SSC性能。结果表明:在CO_2/H_2S腐蚀环境中(温度90℃、CO_2分压0.3 MPa,H_2S分压分别为0.1、0.3、1和10 KPa),P110材质均匀腐蚀速率要小于单独CO_2腐蚀环境;随H_2S含量增加,均匀腐蚀速率呈现出先增大后减小再增大,且无明显局部腐蚀。P110非抗硫油套管材料未通过NACE TM 0177—2016标准A法抗SSC性能检测要求,当H_2S分压降低到5 kPa时,可满足抗SSC性能要求。     

基于LEC法的酸性气田集输站场作业风险分析技术探讨

普光气田是高含硫及二氧化碳的高酸气田,其中H2S平均含量15%,CO2平均含量9.2%,H2S、CO2形成的酸性腐蚀介质对管线、设备腐蚀性极强,在高温、高压、高腐蚀性的恶劣工况下,可对井下设备管线、站场集输设备产生腐蚀,给站场的生产运行产生极大的安全隐患。本文采用基于LEC法的原理和方法,对集输站场中存在法作业风险进行风险评估。     

普光气田集输系统腐蚀控制技术的应用

中国石化普光气田主体开发地面集输工程原料气中H2S气体平均含量为14.61%,CO2气体平均含量为9.21%,属超高含硫气田,由于H2S气体的剧毒性、H2S及CO2气体的高腐蚀性、为保证普光气田地面集输管道的长期安全生产运行,必须做好集输管道的腐蚀控制。本文针对中国石化普光气田高含硫、复杂地形、人口密集、全湿气输送的地面集输系统,重点介绍了“抗硫碳钢+缓蚀剂+阴极保护+腐蚀监测”的综合腐蚀控制及监测技术的应用,实现了普光气田的安全投运,初步总结和评价了投产运行后腐蚀控制与监测的实际效果,为今后国内高含硫气田的开发提供了宝贵经验。     

液硫储罐腐蚀原因及应对措施探讨

为确保净化装置安全平稳长周期运行,提高液硫储罐的平稳运行率,以川渝两地天然气净化装置液硫储罐为研究对象,从腐蚀机理、对比分析等方面探讨其腐蚀原因,并提出对应的防护措施。结果表明,液硫储罐腐蚀主要受H2O、H2S和温度的影响,腐蚀多见于液面以上空间,可通过罐内壁增设防腐涂层、优选耐蚀材料、加强液硫池脱气效果等防护措施降低腐蚀,提高使用寿命,助力装置长周期运行。     

连续重整装置的腐蚀与控制

某厂预加氢、重整单元设备偶尔会发生腐蚀,环丁砜溶剂也会对抽提单元造成氧化腐蚀,究其原因,连续重整装置进料组分有硫、氮、氯等杂质。文章从高温H2-H2S腐蚀、低温腐蚀、环丁砜溶剂腐蚀、循环水腐蚀等四个方面,深入探讨连续重整装置腐蚀情况,提出有效的控制方法。     

硫磺回收装置中冷凝冷却器的腐蚀和防护

根据设备实际使用情况,分析硫磺回收装置中可能造成冷凝冷却器腐蚀的多种原因,如SO2露点腐蚀,高温硫腐蚀,角焊缝应力腐蚀,H2S湿气腐蚀,残留物遇水形成强腐蚀化合物腐蚀以及缝隙腐蚀。在生产制造、设备管理、工艺操作等方面提出相应防护措施。     

海上某油井电缆腐蚀失效分析

海上某油井在修井过程中发现电缆发生严重腐蚀失效。经过宏观分析、金相组织分析和微观分析,明确测压油管腐蚀主要原因为H2S腐蚀穿孔,电缆铠皮的腐蚀失效是由外腐蚀引起的,同时存在是铠皮自身老化问题。     

海上高含硫化氢油田典型腐蚀原因分析与治理

渤海A油田采用注水开发模式开发,由于缺少水源层所以回注水必须掺有一定比例的海水作为补充水源,导致A油田设备中以硫酸盐还原菌为代表的腐蚀性细菌滋生严重,以H_(2)S和FeS为代表的代谢产物更导致了次生的电化学和腐蚀电池腐蚀。因此,对A油田展开了腐蚀专项整治行动,分析油田高腐蚀原因,加强腐蚀监测和检测工作,通过药剂中试试验换型,加强清管,优化药剂流程和设备相关优化改造等方法治理腐蚀问题。最终,经过一系列治理措施,使油田的硫酸盐还原菌数量、H_(2)S浓度和腐蚀速率都降至合格范围内,油田腐蚀得到了有效控制。     

钻井现场H2S气体的探测及防护

在钻井生产过程中，实施HSE管理体系，预防和控制H2S，保护每一位员工不受H2S气体危害，是钻井生产过程中HSE工作的重要一环。阐述了有害气体H2S的物理特性、毒性标准，介绍了几种常用的H2S气体探测器，以及具体操作方法。     

采用新型测试装置在高含H_2S油田现场检测腐蚀

为了在某油田开展长周期现场腐蚀试验,设计并加工了一种特殊的腐蚀检测装置。介绍了该现场腐蚀检测装置的安装方法和检测流程。将几种典型的试验材料,如L80碳钢、P110S碳钢和13Cr不锈钢安装在试验短接上,在油田现场试验,实际试验周期98 d,比推荐的标准试验周期3个月更长。通过试验评价了均匀腐蚀速率和点蚀,碳钢表面存在点蚀,13Cr表面无点蚀。试验结果表明:长周期现场腐蚀测试结果比室内短周期测试的可靠性更高。     

换热器内浮头螺栓在天然气净化厂的应用

浮头换热器内浮头螺栓脆断事件在石油化工企业时有发生,主要原因是浮头螺栓在特殊环境下的选材和材料的热处理,以及换热器的设计参数是否准确。内浮头螺栓在湿H2S环境下腐蚀和开裂的机理和选材原则。分析多个内浮头螺栓在湿H2S环境下的应用案例,对万州天然气净化厂换热器的内浮头螺栓作理论计算和试验验证。结果显示,万州天然气净化厂的换热器设计压力偏高,按设计压力进行验证时,导致设备发生泄漏。参照同类设备调整设计压力后,选用不经热处理的20#钢做内浮头螺栓,能满足生产要求,建议同类工况的浮头螺栓采用20#钢。     

先进典型“冠名”让职工创新激情进发

近日，中原油田工程建设总公司李超学习创新工作室继成功攻克普光高含硫气田耐H2S腐蚀集输管道焊接，参与研制的“无热再生式空气干燥机”和“相变水套加热炉”获得国家专利后，“大型气体处理装置施工关键技术研究”成果，又获得了全国施工企业科技进步大奖。这得益于中原油田工会在全油田探索推行先进典型。     

纺丝机二浴槽改进

我公司纺丝机为Lenzing进口设备,近两年来,二浴槽的腐蚀日趋严重,甚至二浴从浴槽底部的漏点渗出,又腐蚀到导丝盘支架及部分机架,降低了纺丝机的使用寿命。 二浴槽中液体介质组成:H2SO4 40～60g/L,Na2SO4 80g/L,ZnSO4 2g/L,CO2 10mg/L,H2S微量,其余为水。工作温度80-100℃。 由于二浴中含有严重超标的氯离子,在00Cr20Ni25Mo5Cu2金属板表面形成点蚀,且在其焊接、折弯处形成应力腐蚀,最终     

超期服役海管内腐蚀直接评价分析

针对某海上油田井口平台至中心平台的海底混输管线,由于超期服役,面临腐蚀穿孔溢油风险。在无法使用智能球内检测的情况下,为了检测海管使用状态,运用海管内腐蚀直接评价分析方法,根据海管运行参数,基于积水、积砂、CO2、H2S、结垢、冲刷等6种腐蚀技术分析,建立评价模型,计算腐蚀速率,提出对应措施,降低海管超设计寿命服役的风险,得出海管可继续安全运行结论,为延长海管使用寿命提供了可靠的依据。