H2S腐蚀

摘要： 本文主要通过动电位极化扫描和电化学交流阻抗方法针对L245NS管线钢在含硫环境下且含不同浓度季胺化咪唑啉缓蚀剂下的电化学腐蚀特性和缓蚀行为进行了研究。研究结果表明:(1)在“1%NaCl+饱和CO_(2)基础介质”和“1%NaCl+0.5%Na;S·9H_(2)O+饱和CO_(2)基础介质”中分别加入不同硫含量Na;S·9H_(2)O物质和缓蚀剂后,L245NS钢的腐蚀电流密度均呈现减小规律,Na;S·9H_(2)O浓度由0.5%增至1%腐蚀电流密度减小显著,缓蚀剂浓度为200ppm时缓蚀效率达64.6%;(2)在0.1%和0.5%Na;S·9H_(2)O含硫环境及不同缓蚀剂浓度环境中,阻抗谱呈现中高频区的容抗弧和低频区的Warburg阻抗扩散的特征,但达1%Na;S·9H_(2)O时低频区的Warburg阻抗特征消逝;(3)容抗弧直径随含硫量和缓蚀剂浓度的增加而增大,阻抗性增大。

摘要： 针对盘40区块CO_(2)/H_(2)S/高盐环境下油井井筒腐蚀严重现状,通过动态失重法研究了温度、含水率、流速、H_(2)S分压、CO_(2)分压、Cl^(-)和HCO_(3)^(-)质量浓度等腐蚀影响因素对腐蚀速率的影响,得到了各腐蚀影响因素的影响率,找出了腐蚀的主控因素是CO_(2)分压和HCO_(3)^(-)质量浓度。筛选了一种由咪唑啉缓蚀剂与吡啶季铵盐缓蚀剂按2∶1复配且适应于地层的复合型缓蚀剂,优选其浓度为100mg/L。模拟了井筒中不同温度和压力测试缓蚀剂的缓蚀性能,结果表明,当压力大于4MPa时,虽然缓蚀率达到85.89%,但是其腐蚀速率较高,大于0.076mm/a。因此制定了盘40区块的井筒防腐对策,即在井筒中压力大于4MPa的井筒下部投加缓蚀剂的同时采用外包覆抽油杆、油管涂层和内衬管相结合的防腐措施。现场应用效果明显,因腐蚀而导致的躺井率由87%下降至42%,同时检泵周期也延长了86d。

摘要： 针对N80钢油套管在CO_(2)/H_(2)S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO_(2)环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H_(2)S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在P_(CO_(2))/P_(H_(2)S)=1∶0.3时,主要以H_(2)S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H_(2)S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO_(2)环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H_(2)S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在P_(CO_(2))/P_(H_(2)S)=1∶0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。

摘要： ST8井是一口超深高压含硫气井,该井的油管在高温、高压及H_(2)S/CO_(2)并存的恶劣环境下,极易发生腐蚀,严重威胁生产安全。因此有必要对油管在井下高温高压环境中的CO_(2)/H_(2)S腐蚀速率进行评价。本文根据ST8井的生产工况,利用fluent对ST8井全井段油管流场开展了数值仿真,以仿真结果为依据,设计并开展了BG110SS材质动态腐蚀挂片实验。基于动态腐蚀挂片实验的结果,评价了ST8井的油管腐蚀情况。结果表明,使用BG110SS油管的ST8井全井筒的腐蚀速率在0.4mm/a~2mm/a之间,远高于油田标准的0.076mm/a,腐蚀极为严重,难以保障长期安全生产。该研究成果对保障ST8井的安全稳定生产具有积极意义。

摘要： 为解决镇原油田含硫化氢区块新增套破趋势凸显的现状,通过高温高压釜试验,模拟J55套管在腐蚀工况环境中的腐蚀行为,明确了其在CO_(2)=1 MPa,CO_(2)=1 MPa、H_(2)S=0.6 MPa环境中的腐蚀速率分别为0.2117,0.1133 mm/a。通过扫描电子显微镜、X射线衍射等分析手段明确了模拟试验的腐蚀产物及现场所取的腐蚀产物均主要为FeS、FeCO_(3),二者基本一致,说明CO_(2)及H_(2)S是套管腐蚀的主要因素,并且在CO_(2)+H_(2)S环境中,腐蚀由H_(2)S主导。同时利用目前在用除硫剂、缓蚀剂进行复配,优选出适应的抗硫缓蚀剂。现场投加井缓蚀率达到80.2%。耐温阳极成分及电化学性能优选,选取电流效率高于45.0%的阳极,通过将阳极触壁改进优化,可有效降低套管腐蚀速率。结果表明,通过抗硫缓蚀剂及耐温阳极配套可有效降低套管腐蚀速率。

摘要： 以武钢二冷轧厂高焦炉煤气管道为例,针对高焦炉煤气管道腐蚀堵塞问题,通过对管道内腐蚀介质与腐蚀产物进行分析,探讨了煤气管道腐蚀堵塞的原因与机理。结果表明:管道内腐蚀产物主要由氧化铁与单质硫组成,煤气及其冷凝水中也含有大量HS等腐蚀介质,因此造成高焦炉管道腐蚀的主要是由HS引起的,HS溶于冷凝水后,在管道内表面形成一层腐蚀液膜,使其发生电化学腐蚀,随着管道温度较低,形成的腐蚀产物沿管道堆积,造成煤气管道的堵塞。

摘要： 目的研究不同含铬材质钢在CO_(2)和微量H_(2)S共存环境中的腐蚀行为,优化深井油套管抗腐蚀设计方案。方法以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱仪(EDS),揭示4种含铬材质钢在不同腐蚀环境中的腐蚀速率、腐蚀产物膜及应力腐蚀开裂特征,并建立高CO_(2)与微量H_(2)S共存环境下油套管防腐选材优化设计方法。结果在高分压比条件下均发生了由CO_(2)主导的腐蚀反应,腐蚀产物以FeCO3为主,加入微量H_(2)S后低Cr材质产物膜的附着力较低,出现了疏松脱落现象,FeS优先成膜,含铬钢表面的腐蚀产物膜呈现“富铬”现象,膜的保护性能得到改善。3种腐蚀环境中3Cr钢对应的腐蚀速率分别为1.9653、1.7361、1.1592 mm/a,均处于极严重程度,且表面出现了局部沟槽;9Cr钢的产物膜轻微覆盖,腐蚀较轻,13Cr和S13Cr基本无产物膜覆盖,未发生腐蚀。9Cr、13Cr和S13Cr在加载90%的屈服应力时均未发生应力腐蚀开裂,应力腐蚀敏感性较低。结论含铬钢具有良好的抗腐蚀性能,基于腐蚀环境特点提出了井筒分段防腐选材设计方案“9Cr+13Cr+超级13Cr”,有效降低了防腐成本,研究结果对CO_(2)和微量H_(2)S共存环境中含Cr钢腐蚀特征和优化选材提供了理论依据。

摘要： 目的研究低铬油套管钢材在不同腐蚀环境中的腐蚀特征。方法采用高温高压动态反应釜对1Cr、3Cr这2种常用低铬油套管钢材进行纯CO_(2)、CO_(2)和低浓度H_(2)S共存条件下的腐蚀试验。结果温度在40~80°C条件下,各种钢材的腐蚀速率随着温度的升高而变大。加入低浓度H_(2)S后,可以抑制CO_(2)腐蚀,且随着温度升高,抑制性逐渐减弱。分析认为,在单独CO_(2)环境以及CO_(2)和低浓度H_(2)S共存的环境中,1Cr、3Cr钢表面出现铬富集现象,形成的Cr(OH)_(3)膜保护基底。同时,在CO_(2)和低浓度H_(2)S共存的环境中,1Cr、3Cr钢表面形成致密的FeS产物膜有助于保护基底,抵抗Cl-侵蚀。结论低Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,能有效抑制油套管的腐蚀速率,以上研究成果对CO_(2)和低浓度H_(2)S环境中的腐蚀理论以及油田油套管材料合理选择均有一定指导意义。

摘要： 目的 解决金县1-1油田井下管柱腐蚀结垢问题.方法 结合金县1-1油田水源井A1W井的实际工况,运用高温高压动态腐蚀测试仪对N80钢进行模拟井筒条件实验,明确A1W井含H2S的水对N80钢的腐蚀性和结垢性.运用室内实验分别对三种缓蚀剂和五种阻垢剂的单剂进行优选,结合扫描电镜对试片表面进行微观形貌分析,筛选出合适的缓蚀剂和阻垢剂的单剂.然后开展缓蚀剂和阻垢剂的单剂配伍性实验,明确缓蚀剂和阻垢剂二者混合后的配伍性以及得出缓蚀剂和阻垢剂的最佳配比.结果 筛选出的AA/AMPS阻垢剂的阻垢率可达84.2％,HS-3缓蚀剂的缓蚀率达到87.3％.缓蚀剂和阻垢剂配伍性和配比实验结果 表明,HS-3缓蚀剂和AA/AMPS配伍性较好,当缓蚀剂和阻垢剂按照11:1的配比时,缓蚀率可达87.7％,阻垢率可达94％.结论 优选出的复合缓蚀阻垢剂的防腐阻垢性能,可满足油田腐蚀防垢控制指标.

摘要： 为了研究影响Q245R钢硫化物应力腐蚀开裂的主要原因,通过拉伸试验、宏观形貌观察、显微组织分析、能谱分析等手段研究其断口及表面处的腐蚀产物,并分析其腐蚀机理.结果表明:Q245R钢在H2S环境中发生开裂的类型主要是SSC,开裂的主要原因是其存在明显的带状组织,氢原子在带状组织的两种组织界面处与硫化物夹杂处聚集,产生氢压,形成微裂纹,致使最终开裂.Q245R钢断口符合应力腐蚀开裂断口特征且存在明显的带状组织二次裂纹,在二次裂纹的间隙中存在FeS晶体.

摘要： 对轻质油储罐不同部位的腐蚀环境和腐蚀特点进行了分析，找出了影响轻质油储罐内壁腐蚀的主要因素，并提出了腐蚀防护措施建议。

摘要： 对轻质油储罐不同部位的腐蚀环境和腐蚀特点进行了分析，找出了影响轻质油储罐内壁腐蚀的主要因素，并提出了腐蚀防护措施建议。

摘要： 对轻质油储罐不同部位的腐蚀环境和腐蚀特点进行了分析，找出了影响轻质油储罐内壁腐蚀的主要因素，并提出了腐蚀防护措施建议。

摘要： 对轻质油储罐不同部位的腐蚀环境和腐蚀特点进行了分析，找出了影响轻质油储罐内壁腐蚀的主要因素，并提出了腐蚀防护措施建议。

摘要： 对轻质油储罐不同部位的腐蚀环境和腐蚀特点进行了分析，找出了影响轻质油储罐内壁腐蚀的主要因素，并提出了腐蚀防护措施建议。

摘要： 文章从电化学基础入手,分析了钻具腐蚀机理和七种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程、类型、影响腐蚀速度的因素,叙述了针对不同腐蚀介质控制腐蚀的钻井液工艺.着重讨论了H2S腐蚀对钻具的严重损害及其后果和除硫剂的使用问题.特别提出钻井液中活性S2-和"安定"S2-的概念,指出钻井液全硫含量与是否使用除硫剂无关,有过H2S污染史的钻井液及设备接触酸后将有H2S释放造成危害,应予高度重视.钻具腐蚀控制是一项综合性技术,就钻井液工艺而言,对不同的介质污染采用相应控制措施,着重控制污染较重危害最大的腐蚀.

摘要： 文章从电化学基础入手,分析了钻具腐蚀机理和七种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程、类型、影响腐蚀速度的因素,叙述了针对不同腐蚀介质控制腐蚀的钻井液工艺.着重讨论了H2S腐蚀对钻具的严重损害及其后果和除硫剂的使用问题.特别提出钻井液中活性S2-和"安定"S2-的概念,指出钻井液全硫含量与是否使用除硫剂无关,有过H2S污染史的钻井液及设备接触酸后将有H2S释放造成危害,应予高度重视.钻具腐蚀控制是一项综合性技术,就钻井液工艺而言,对不同的介质污染采用相应控制措施,着重控制污染较重危害最大的腐蚀.

摘要： 文章从电化学基础入手,分析了钻具腐蚀机理和七种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程、类型、影响腐蚀速度的因素,叙述了针对不同腐蚀介质控制腐蚀的钻井液工艺.着重讨论了H2S腐蚀对钻具的严重损害及其后果和除硫剂的使用问题.特别提出钻井液中活性S2-和"安定"S2-的概念,指出钻井液全硫含量与是否使用除硫剂无关,有过H2S污染史的钻井液及设备接触酸后将有H2S释放造成危害,应予高度重视.钻具腐蚀控制是一项综合性技术,就钻井液工艺而言,对不同的介质污染采用相应控制措施,着重控制污染较重危害最大的腐蚀.

摘要： 文章从电化学基础入手,分析了钻具腐蚀机理和七种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程、类型、影响腐蚀速度的因素,叙述了针对不同腐蚀介质控制腐蚀的钻井液工艺.着重讨论了H2S腐蚀对钻具的严重损害及其后果和除硫剂的使用问题.特别提出钻井液中活性S2-和"安定"S2-的概念,指出钻井液全硫含量与是否使用除硫剂无关,有过H2S污染史的钻井液及设备接触酸后将有H2S释放造成危害,应予高度重视.钻具腐蚀控制是一项综合性技术,就钻井液工艺而言,对不同的介质污染采用相应控制措施,着重控制污染较重危害最大的腐蚀.

摘要： 文章从电化学基础入手,分析了钻具腐蚀机理和七种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程、类型、影响腐蚀速度的因素,叙述了针对不同腐蚀介质控制腐蚀的钻井液工艺.着重讨论了H2S腐蚀对钻具的严重损害及其后果和除硫剂的使用问题.特别提出钻井液中活性S2-和"安定"S2-的概念,指出钻井液全硫含量与是否使用除硫剂无关,有过H2S污染史的钻井液及设备接触酸后将有H2S释放造成危害,应予高度重视.钻具腐蚀控制是一项综合性技术,就钻井液工艺而言,对不同的介质污染采用相应控制措施,着重控制污染较重危害最大的腐蚀.

摘要： 本发明的目的是提供一种锆合金第二相的腐蚀剂及腐蚀方法，其特征在于：所述腐蚀剂由氢氟酸、硝酸和水按照一定比例配制而成。利用该腐蚀剂对锆合金中第二相进行腐蚀，可清晰观察到锆合金第二相的宏观分布以及粒径大小。本发明能很好地解决现有对锆合金第二相的研究存在空缺的问题，使得锆合金第二相的宏观分布研究、粒径大小统计以及与基体的关系研究等工作变得简单高效。

摘要： 本发明公开用于观察经二次锻造后的优质GH4738合金中γ’相的金相腐蚀剂，由盐酸、硝酸和甘油组成，且盐酸、硝酸和甘油的体积比为3:3:2；先将盐酸和甘油混合均匀，然后再加入硝酸；腐蚀方法为：先将二次锻造后的优质GH4738合金试样经机械抛光至表面没有划痕和杂质；然后将试样放置于金相腐蚀剂之中进行电化学腐蚀；用清水和酒精将金相表面的腐蚀剂冲洗干净。本发明是针对二次锻造后的优质GH4738合金观察γ’相的腐蚀剂，可以清晰观察强度和硬度更高的优质GH4738合金腐蚀后的γ’相形貌，尤其对刚锻造完冷速较快，且析出相较少的锻件效果更为显著，对研究二次锻造后的优质GH4738合金锻件的性能有重要意义。且该种腐蚀剂无毒，不会对实验员的身体健康造成危害。

摘要： 本发明属于油田设备技术领域，具体提供了一种冲蚀‑二氧化碳腐蚀耦合作用下的天然气注采井管柱腐蚀速率的确定方法，包括步骤：1)建立管柱内组分传热、流动与扩散模型；2)建立管柱壁面二氧化碳腐蚀模型，并确定二氧化碳腐蚀过程中产物层对腐蚀速率的影响；3)建立介质冲刷对管壁基材、腐蚀层的磨损模型。4)将以上三模型进行耦合，确定天然气注采井管柱的腐蚀速率。本发明通过天然气注采井管柱中的冲蚀‑电化学腐蚀耦合作用机理，建立气井管柱腐蚀速率预测模型，能够有效预测天然气注采井管柱的腐蚀速率，为携二氧化碳及液态水的天然气注采井管柱安全性提供技术参考。

摘要： 本发明公开了快恢复二极管技术领域内的一种用于快恢复二极管的金属颗粒腐蚀液及金属腐蚀方法。该金属腐蚀方法，依次包括以下步骤：将光刻后的晶片放置于酸洗花篮中，按常规方式进行初步金属腐蚀处理；将初步金属腐蚀处理后的晶片，浸泡于金属颗粒腐蚀液中，金属颗粒腐蚀液温度为18‑22°C，浸泡时间为50‑70s，浸泡期间持续抖动酸洗花篮，完成二次腐蚀；将二次腐蚀处理后的晶片，冲水、甩干处理后，放置于恒定环境中干燥。该金属腐蚀方法在常规腐蚀的基础上进行二次腐蚀，通过特制的金属颗粒腐蚀液有效的解决了腐蚀后制品表面金属颗粒残留问题，保证制品不会因为金属颗粒问题导致的漏电突变现象。

摘要： 本发明公开了一种提升二次腐蚀压纹版压纹效果的腐蚀处理工艺，涉及印刷工艺技术领域，包括对金属材料版的腐蚀处理和后道加工处理，所述金属材料版的腐蚀处理包括：a）金属材料版进行浅腐蚀处理；b）涂上防腐蚀胶；c)进行深腐蚀处理；所述后道加工处理包括：d）配制处理液并涂刷在半成品压纹版表面；e）采用KH550对纳米三氧化二铝进行修饰；f）配制树脂混合物并涂刷在预处理压纹版表面。本发明中，通过在压纹版的表面形成复合膜层以及树脂层，利用复合膜层致密均一的结构，提高压纹版的棱角圆滑，减少对纸张结构的破坏，而树脂层优异的耐冲击性能使其可以对复合膜层起到保护作用，使得压纹版可以满足长期正常使用的效果。

摘要： 本发明公开种五氧化二钒腐蚀和硫酸腐蚀共同作用的高温疲劳测试装置，包括加热舱（1），所述加热舱（1）由相互铰接的两部分组成，在加热舱（1）的顶板和底板上均开设有过孔，所述加热舱（1）的内壁处设置有电加热装置（2）、底部设置有托盘（3），所述测试装置还包括试样夹持机构（4），所述试样夹持机构（4）由两个纵向分布且的夹持组件构成，所述夹持组件包括液压缸（5），所述液压缸（5）的工作端上连接有夹爪（6），所述夹爪（6）内夹持有连接件（7），所述连接件（7）的一端与夹爪（6）相匹配，另一端则套接有接杆（8），同时在连接件（7）的侧壁上还螺纹连接有与所述接杆（8）相匹配的锁紧顶丝（9）。

摘要： 本发明公开用于观察经二次锻造后的优质GH4738合金中γ’相的金相腐蚀剂，由盐酸、硝酸和甘油组成，且盐酸、硝酸和甘油的体积比为3:3:2；先将盐酸和甘油混合均匀，然后再加入硝酸；腐蚀方法为：先将二次锻造后的优质GH4738合金试样经机械抛光至表面没有划痕和杂质；然后将试样放置于金相腐蚀剂之中进行电化学腐蚀；用清水和酒精将金相表面的腐蚀剂冲洗干净。本发明是针对二次锻造后的优质GH4738合金观察γ’相的腐蚀剂，可以清晰观察强度和硬度更高的优质GH4738合金腐蚀后的γ’相形貌，尤其对刚锻造完冷速较快，且析出相较少的锻件效果更为显著，对研究二次锻造后的优质GH4738合金锻件的性能有重要意义。且该种腐蚀剂无毒，不会对实验员的身体健康造成危害。

摘要： 本发明的目的是提供一种锆合金第二相的腐蚀剂及腐蚀方法，其特征在于：所述腐蚀剂由氢氟酸、硝酸和水按照一定比例配制而成。利用该腐蚀剂对锆合金中第二相进行腐蚀，可清晰观察到锆合金第二相的宏观分布以及粒径大小。本发明能很好地解决现有对锆合金第二相的研究存在空缺的问题，使得锆合金第二相的宏观分布研究、粒径大小统计以及与基体的关系研究等工作变得简单高效。

摘要： 本发明属于油田设备技术领域，具体提供了一种冲蚀‑二氧化碳腐蚀耦合作用下的天然气注采井管柱腐蚀速率的确定方法，包括步骤：1)建立管柱内组分传热、流动与扩散模型；2)建立管柱壁面二氧化碳腐蚀模型，并确定二氧化碳腐蚀过程中产物层对腐蚀速率的影响；3)建立介质冲刷对管壁基材、腐蚀层的磨损模型。4)将以上三模型进行耦合，确定天然气注采井管柱的腐蚀速率。本发明通过天然气注采井管柱中的冲蚀‑电化学腐蚀耦合作用机理，建立气井管柱腐蚀速率预测模型，能够有效预测天然气注采井管柱的腐蚀速率，为携二氧化碳及液态水的天然气注采井管柱安全性提供技术参考。

摘要： 本实用新型公开种五氧化二钒腐蚀和硫酸腐蚀共同作用的高温疲劳测试装置，包括加热舱（1），所述加热舱（1）由相互铰接的两部分组成，在加热舱（1）的顶板和底板上均开设有过孔，所述加热舱（1）的内壁处设置有电加热装置（2）、底部设置有托盘（3），所述测试装置还包括试样夹持机构（4），所述试样夹持机构（4）由两个纵向分布且的夹持组件构成，所述夹持组件包括液压缸（5），所述液压缸（5）的工作端上连接有夹爪（6），所述夹爪（6）内夹持有连接件（7），所述连接件（7）的一端与夹爪（6）相匹配，另一端则套接有接杆（8），同时在连接件（7）的侧壁上还螺纹连接有与所述接杆（8）相匹配的锁紧顶丝（9）。