CO_2_H_2S对油气管道内腐蚀影响机制(4)

二氧化碳腐蚀研究,油气管道腐蚀与研究

!46!油 气 储 运

表2 反应釜测试条件及结果2007年

序号

1

2

4

5

6温度( )100100100100100浓度CO2%44444H2S(mg/L) 70500100030006000Cl-(mg/L)5000050000500005000050000Ca2++Mg2+(mg/L)2000020000200002000020000持续时间(h)7272727272N80钢腐蚀速率(mm/a)7.1410.4410.3813.594.

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没有通过CO2条件下NACE溶液中的腐蚀速率。

宝钢X60腐蚀速率随试验周期呈先增大,后减小的

变化趋势,这主要是由于保护膜的形成。温度对

CO2腐蚀的影响较为复杂,在一定温度范围内,碳

钢在含CO2水溶液中的溶解度随温度升高而增大,

但温度较高时,当碳钢表面生成致密的腐蚀产物膜

(FeCO3)后,碳钢的溶解速度随着温度升高而降低。

(4)从N80钢腐蚀速率与H2S浓度的关系测试

结果可以看出,N80钢在浓度为70~6000mg/L范

图6 H2S浓度对腐蚀速率的影响

由图6可知,N80钢在浓度为70~6000mg/L

范围内,呈现出类抛物线的规律,开始N80钢腐蚀

速率随H2S浓度的增加呈增大趋势,但在H2S含

量为6000mg/L时,其腐蚀速率明显低于H2S含

量为70mg/L时的腐蚀速率。对N80钢的宏观观

测表明,在H2S浓度最低和最高时,腐蚀较均匀,而

且膜层附着力也高,但在中间的浓度范围内,均有局

部腐蚀的特征,膜层附着力较低,在6000mg/L时

还出现了大片的脱落。围内,呈现出类抛物线的规律,开始N80钢腐蚀速率随H2S浓度的增加呈增大趋势,但在H2S含量为6000mg/L时,其腐蚀速率明显低于H2S含量为70mg/L时的腐蚀速率。参 考 文 献1, 路民旭 白真权等:油气采集储运中的腐蚀现状及典型案例,腐蚀与防护护,2002,23(3)22~25。2, 张忠铧 郭金宝:二氧化碳对油气管材的腐蚀规律及国内外研究进展,宝钢技术,2000(4)56~58。3, 卢绮敏等:石油工业中的腐蚀与防护,中国腐蚀与防护学会主编,化学工业出版社(北京),2003。

4, 肖纪美:应力作用下的金属腐蚀,化学工业出版社(北京),

1988。

5, KohutGBandMcguireWJ:Sulfidestresscrackingcauses

failureofcompressorcomponentsinrefineryservice,Materials

Performance,1968(6).

6, Areportoftechnicalpracticescommittee1 G:Fieldexperience

withcrackingofhighstrengthsteelsinsourgasandoilwells,

Corrosion,1952(10).

7, 闫丽静 董俊华等:铁在含H2S在撤酸溶液中的腐蚀机制研

究,中国腐蚀与防护学报,1998,18(4)。

8, 张亦良 姚希梦:压力容器用钢的硫化氢应力腐蚀,压力容器,

1998,15(1)。

9, 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,西北工业大学硕士论文,2002。

10, 王建刚:油气管材的二氧化碳腐蚀行为研究,兰州理工大学硕

士论文,2004。

(收稿日期:2006 10 17)四、结 论 (1)CO2腐蚀反应机理较复杂,在不同流相下具有不同的腐蚀机理及反应特点。对于单相流分为溶解 物质传递 电化学反应 传递四个过程。对于多相流质子从很多区域通过边界层扩散到金属表面,碳酸的通量与H2CO3及CO2水合物的扩散速度有关,其中氢离子和碳酸的扩散是控制反应进程的主要步骤。(2)H2S电化学腐蚀和H2S应力腐蚀开裂(SSCC)对油气管道内腐蚀影响较严重。仅当H2S溶解于水中才有腐蚀性。应力腐蚀开裂只有在同时满足材料、介质、应力三者的特定条件下才会发生。(:

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