碳钢CO_2/H_2S腐蚀及缓蚀行为试验研究

采用失重法研究了75℃时3%NaCl水溶液中不同CO2/H2S分压下碳钢(A3钢、P110钢和N80钢)在CO2/H2S共存条件下的腐蚀及缓蚀行为。结果表明,H2S的存在使得碳钢的CO2腐蚀速率减缓,缓蚀剂JHC-A能较好地抑制碳钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀。     

输气管道内腐蚀速度BP神经网络预测模型

人工神经网络是模护人脑神经元结构、特性和大脑认知功能而构成的新型信号、信息处理系统。利用实验获得的输气管道在气相或液相中含有H2S、CO2、缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值，采用Levenberg-Marquardt算法建立了输气管道内腐蚀速度BP神经网络预测模型。利用该模型对输气管道内腐蚀速度进行了预测，取得了比较满意的效果。     

CO2、H2S对油气管道内腐蚀影响机制

介绍了单相流和多相流CO2腐蚀反应机理,研究了H2S电化学腐蚀和H2S应力腐蚀开裂(SSCC)反应条件及作用机制。测试了不同CO2含量对几种材料腐蚀速率的影响,给出了腐蚀反应速率曲线,分析了CO2对油气管道内腐蚀的影响规律。使用N80钢试样,在高温高压釜中进行测试,得出了不同H2S浓度下N80钢的腐蚀规律。     

油气水系统中N80钢CO2/H2S共存腐蚀规律研究

利用静态挂片和动电位扫描法研究了N80钢在油气水形成的系统中的CO2/H2S腐蚀规律。静态挂片试验表明,少量的H2S对N80钢的腐蚀有一定的抑制作用。一定温度下,N80钢的腐蚀速率随着H2S浓度的增大呈现先减小后增大的趋势;相同H2S浓度时,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率先增大后减小,在60℃左右,N80钢的腐蚀速率达到一个极大值。动态条件下动电位扫描研究表明,油气水共存的非均相介质中,CO2/H2S腐蚀受CO2/H2S分压比（PCO2/PH2S）的影响很大。50℃时在油气水三相共存的溶液中PCO2/PH2S〈20时,N80钢的腐蚀速率由H2S控制;PCO2/PH2S〉500时,N80钢的腐蚀速率由CO2控制;PCO2/PH2S大于20小于500时,N80钢的腐蚀速率由CO2和H2S共同控制。     

含H_2S/CO_2气田油套管腐蚀与防护技术

基于对国内外近几年对含H2S/CO2气田腐蚀最新研究成果的总结,阐述了该类气田的腐蚀概念和腐蚀特征,列举了含H2S/CO2气田油套管通常发生的四种腐蚀类型,包括失重腐蚀、硫化物应力开裂、氢致开裂和应力腐蚀开裂,分析了各种腐蚀的主要影响因素。指出含H2S/CO2气田油套管的腐蚀是由多种腐蚀介质导致的综合腐蚀,在高温高压环境下,多种因素强烈的交互作用使高酸性气田的腐蚀机理和过程变得异常复杂。提出了几种具有发展前景的防腐措施。     

基于RS-ISOA-KELM的输气管道内腐蚀速率预测方法

【目的】地面输气管道易出现严重的内腐蚀问题,为保障管道服役安全,需准确预测管道内腐蚀速率。【方法】通过粗糙集（Rough Set, RS）理论筛选影响腐蚀的主控因素,将重构数据集作为输入、腐蚀速率作为输出,对核极限学习机（Kernel Based Extreme Learning Machine, KELM）模型进行训练,并利用改进的海鸥优化算法（Improved Seagull Optimization Algorithm, ISOA）对模型超参数进行优化,从而提出了一种基于RS-ISOA-KELM模型的输气管道内腐蚀速率预测方法,与其他组合模型的预测精度进行对比,并进行了长期预测效果及模型普适性分析。【结果】在Sphere、Schaffer、Rosenbrock、Rastrigin、Griewank 5个基准函数上对ISOA算法进行收敛性分析,发现其在求解精度和计算稳定性上具有较强优势;利用某气田区块的实际运行数据对该模型进行验证,结果表明温度、CO2分压、H2S分压、流速、Cl-含量、含水率、缓蚀剂残余浓度是影响内腐蚀的重要因素,其中H2S分压、流速、缓蚀剂残余浓度的权重最大;使...     

油气井抗腐蚀性水泥浆体系的研究

针对CO2、H2S等酸性腐蚀性气体对油气井水泥环和套管腐蚀的问题,研制出了一种抗腐蚀剂FH-1。对水泥浆成型后的水泥石块进行CO2、H2S抗压强度、渗透率和腐蚀深度的测试,并分析其微观结构,同时对该抗腐蚀剂的腐蚀机理进行了探讨。试验结果表明,抗腐蚀剂FH-1抗CO2、H2S等气体的腐蚀能力强。优选出的低、高密度水泥浆配方具有良好的抗腐蚀性、防气窜性、稳定浆体等性能,可满足不同温度、压力条件下的固井及封窜作业的需要。     

氢致微裂纹应力腐蚀损伤管道的寿命预测

管道的断裂损坏常常始于微裂纹,研究微裂纹的形成原因、分布情况、扩展规律、扩展速率和影响因素等对于管道的寿命预测有重要的参考价值。基于损伤力学原理分析了管道应力腐蚀损伤演化模型,根据微裂纹扩张的位能和动能计算式以及能量守恒原理,推导得出氢致微裂纹扩展速率与管道剩余寿命的关系:微裂纹扩展速率与氢压有关,随着氢压的增大而增大。结合实例计算了管输介质H2S和CO2含量对管道剩余寿命的影响规律,结果表明:当管道中同时存在CO2和H2S时,管道腐蚀加剧;当输送压力和其他参数不变时,随着H2S和CO2含量增加,管道剩余寿命逐渐减小。     

冬季牛舍中三种吸附剂对NH3、CO2和H2S的吸附

[目的]选用三种不同孔径分子筛吸附剂对冬季奶牛圈舍中CO2 、NH3和H2S吸附试验.[方法]用便携式气体检测仪检测排风扇口排出的CO2 、NH3和H2S浓度,悬挂吸附剂的为试验组,不悬挂吸附剂的为对照组.两者之差即为吸附剂XF-1、XF-2、XF-3的吸附浓度,根据实际测得的气温、气压、风速,利用理想气体状态方程推导出公式,将mg/kg换算为mg/m3.当试验组与对照组浓度无差异性时停止试验.[结果]1 kgXF-1吸附剂可吸附CO2 70.91 g、NH3 2.29 g、H2S1.57 g;1kg XF-2吸附剂可吸附CO2 75.49 g、NH3 2.65g、H2S 1.65 g;1kg XF-3吸附剂可吸附CO2 85.95 g、NH3 2.87 g、H2S 1.88 g.[结论]三种吸附剂对CO2 、NH3和H2S气体的吸附量与圈舍内相应气体浓度正相关性显著(P＜0.05),与温湿度负相关性不显著(P＞0.05).吸附剂的吸附能力与总孔体积、比表面积成正比,吸附剂XF-3对气体吸附能力最强,吸附剂XF-1最弱.三种吸附剂在1～3h吸附效果最好,此后缓慢下降,吸附剂XF-1悬挂30 h需要更换,吸附剂XF-2悬挂27h需要更换,吸附剂XF-3悬挂25h需要更换.     

威远气田混输管道腐蚀机理及影响因素

对威远气田气水混输管道的现场腐蚀产物进行化学分析,结果表明:取自现场腐蚀管段的腐蚀产物主要为FeS和FeS2,以及腐蚀管段在大气中放置期间FeS生成的氢氧化亚铁Fe(OH)2和氧化铁Fe2O3.通过室内模拟实验研究,验证了该管道腐蚀以H2S腐蚀为主.研究了地层采出水的温度、所含离子类型、H2S含量、矿化度及pH值等因素对管道腐蚀的影响规律,得出温度对管道腐蚀的影响最大.