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介绍了在湿H2S环境中金属材料的腐蚀试验标准、方法和手段并重点强调了在H2S试验过程中常遇到的一些问题的处理方法。最后,指出了应加强H2S腐蚀的基础性和系统性研究的研究方向。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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《石油工业技术监督》2015,(6)
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。 相似文献
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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。 相似文献
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洛阳石化热电部3台电站锅炉因水冷壁垢下腐蚀造成多次停工,产生重大经济损失。垢下腐蚀主要是酸性腐蚀和碱性腐蚀,对2起典型故障中的水冷壁缺陷管进行失效分析,对比总结酸性和碱性垢下腐蚀的特点及共性,制定防范措施,避免故障再次发生。 相似文献
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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。 相似文献
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钻井现场H2S气体的探测及防护 总被引:2,自引:0,他引:2
王建勋 《石油工业技术监督》2003,19(11):10-12
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。 相似文献
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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。 相似文献
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《石油工业技术监督》2016,(1)
分析了湿天然气采气管线的内防腐的现状、危害程度、主要影响因素,并结合某高H_2S、CO_2、Cl~-、高产、高温、高压气田湿酸性天然气采气管线的工程实例,阐述了在酸性环境中为避免管线因硫化物而引起应力开裂时如何选取合适的管材并辅助合适的电化学腐蚀控制措施,以及流速控制加注缓蚀剂、加强管道的腐蚀监测和定点壁厚检测等内腐蚀控制措施,最后得出对于存在H_2S-CO_2-Cl~-腐蚀环境的新建采气管线采用缓蚀剂+碳钢的综合防腐措施效果最好,不仅可以保证管道使用寿命,腐蚀速率也由原来的≤0.06mm/a降低到≤0.045mm/a。 相似文献
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《石油工业技术监督》2020,(9)
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。 相似文献