煤气柜防腐措施.docx

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1、煤气柜防腐措施目录摘要3前言31. 油田H2S腐蚀及防护重要性及危害32. 油田H2s腐蚀概况43. 防H2S腐蚀工艺现状43.1. 选择耐腐蚀材质53.2. 涂层防腐53.3. 缓蚀剂保护技术53.4. 电化学方法防腐64. H2S的腐蚀机理及影响因素64.1. H2s的的腐蚀机理64.2. 影响因素74.2.1. H2S 的浓度74.2.2. H2s水溶液的pH值74.2.3. 介质的温度74.2.4. 管材暴露时间84.2.5. 气体流速85. 油气管道腐蚀及防护技术现状85.1. 钻井液中加入除硫剂95.2. 采用缓蚀剂106. 控制油田H2s腐蚀及防护的措施117. 热点问题及发展方

2、向128. 油田H2s腐蚀及防护的发展方向129. 硫化氢腐蚀类型及其防护139.1. 硫化氢电化学腐蚀过程139.2. 氢损伤1410. 改变腐蚀环境1611. 选用耐腐蚀材料1712. 合理的设计和施工1713. 涂层防腐1714. 结论17参考文献18摘要我国大多数油田含有h2s腐蚀性气体，其中四川盆地是我国含h2s天然气分布最广的含油气盆地，而H2s腐蚀是井下油气管的主要腐蚀类型。油田H2s的腐蚀不仅对人们的安全造成威胁和损害，而且开发的过程中，亦会对管道、各种油田开采以及地面造成相当程度的破坏，从而导致一些安全事故的发生，因此,有必要加强对油田H2s腐蚀机理及防护的研究。本文论述了

3、H2s腐蚀的机理和影响因素，分析了国内外H2s腐蚀研究的现状和趋势，并在此基础上介绍了采用缓蚀剂、涂镀层油管、普通碳钢管材、耐蚀合金钢管材、玻璃钢和塑料管材、阴极保护儿种国内外常用的防腐措施，指出了各种方法的优缺点，探讨了高含H2s油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向。关键词：H2s腐蚀；机理；防腐；综述1刖百油田h2s的腐蚀已经对人们的生活造成了一定程度的破坏，如何对油田进行安全且合理的开采，已成为专业人士所重视的课题。近几十年来，含H2s腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题越来越引起人们的关注。腐蚀不仅给油气田的开发、生产造成巨大的经济损失，同时也造成了环境污染，并威胁着人身安全。在引起酸性油

4、气田设施腐蚀的众多因素中，H2s是最危险的，特别是对油套管以及其它井下设备14。H2s的剧毒性也直接威胁着人身安全。20世纪80年代初期,我国探明的含H2s天然气占全国气层气储量的1/45。近年来在我国勘探工作中不断发现高含硫气田，如华北油田赵兰庄含硫气藏，天然气中的H2S含量高达92%67。随着我国对能源特别是天然气这种绿色能源需求的日益增长，以及含H2S气田、高含H2s气田的安全勘探和安全开发逐渐被重视，研究如何安全有效地防止H2s腐蚀成为勘探开发的一个重要课题。为此，笔者综述了目前油气田H2s腐蚀研究的状况，介绍了国内外常用的腐蚀防护方法，以便为油气田的腐蚀防护和研究提供借鉴。1.油田H

5、2s腐蚀及防护重要性及危害在钻井作业中，H2s主要来自于地层。原始有机质转化为石油和天然气的过程中会产生H2S。H2s贮藏在地层中，当我们进行钻井作业时将地层打开，地层内的H2s气体释放出来，进入井眼内，对井眼内的钻头、钻具和套管产生很强的腐蚀作用。同时H2S向上运移到达地面，如果没有预防措施或突然发生?喷失控，大量H2s从井里喷出，势必造成严重的灾难性事故。因此钻井现场必须有H2s预警装置，有预防设施，并且每一位现场职工都清楚H2S的危害性及紧急逃生路线，以防发生事故时，能够快速离开危险区域，杜绝事故的发生。H2s的职业危害大部分是由H2s对设备腐蚀造成泄漏而引发的，在钻井作业中，H2s对油

6、气田设备的腐蚀主要包括电化学腐蚀和硫化物的腐蚀破裂。钻具暴露在空气中或在井内钻井液中，受到H2s的腐蚀，发生电化学反应,放了出氢气，渗入钢材内部，体积增大，在金属内部产生很大应力，致使低强度钢和软钢发生鼓泡，高强度钢产生裂纹，使钢材变脆，再受外力断裂，产生“氢脆”现象。H2s腐蚀会造成钻具发生氢脆断裂而无法压井，被迫完钻。尤其在含硫油气田钻井中，H2s对油管、套管、钻杆腐蚀比较严重，其中由于钻杆受到拉、压、挤、扭、冲等复杂载荷的作用，且工作环境十分恶劣，造成钻杆的H2s腐蚀最为严重。2 .油田H2s腐蚀概况油气井开发过程中，从钻杆到套管、油管、井口装置、井下工具、输气管道，都存在不同情况的腐蚀

7、。研究如何安全高效地防止H2S腐蚀成为勘探和开发H2s气藏的一个重要课题。1)对金属的腐蚀在绝大多数油田井腐蚀中，产出液含水量及其组成对腐蚀起着决定性作用。油田开发初期含水率较低，腐蚀并不严重。但随着含水率的升高，井下管柱的腐蚀变得日益严重。2)对碎的腐蚀H2s能破坏碎成分，碎所有水化产物都呈碱性，H2s与碎水化产物反应生成CaS、FeS、Al2s3，H2s含量大时生成Ca(HS)2,其中FeS、Al2s3等是没有胶结性的物质。如果碎能耐H2s腐蚀，则可以阻挡H2s对套管的腐蚀。而溶于潮气中的H2s腐蚀性更强。3 .防H2s腐蚀工艺现状3.1. 选择耐腐蚀材质井下管柱、井下工具以及井口装置，是

8、油井生产的关键设备，若出现腐蚀破坏会危害油井安全生产，不同腐蚀介质对不同材质的腐蚀程度存在很大差异，为了延长设备的使用寿命，保证生产和作业安全，节约成本，需要合理选择材质。井口装置、井下工具及完井工具配套设备的材质选用抗硫材质；油套管可选用防硫或既抗H2s又抗CO2腐蚀的管材或内衬油管;井下油管柱包括入井工具的连接,丝扣宜采用金属对金属密封扣。主要还是应根据油井腐蚀环境，确定合适的管材。但在耐腐蚀的材质选择上还存在一些不足。井口装置、井下工具及完井工具配套设备的材质选用抗硫材质，如使用35CrMo 13Cr、AISI4140(1822Cr)等或合金钢；油套管可选用防硫或既抗H2s又抗CO2腐蚀

9、的管材或内衬油管，在管柱结构上，为保证井口安全、减缓套管、油管的腐蚀，一般多采用了封隔器完井。井下油管柱包括入井工具的连接，丝扣宜采用金属对金属密封扣，如FOX、3sB等气密封性较好的特殊密封扣，以保证气密封性；根据安全开采期投资收益的高低选择适当的抗硫管材。32涂层防腐涂层在金属表面形成一层牢固的薄膜，使金属与腐蚀介质和腐蚀环境隔离,从而达到防腐的目的。此方法简便易行，因此在油田防腐中广泛应用。保护性涂层分为金属涂层与非金属涂层，大多数金属涂层采用电镀或热镀的方法实现，非金属涂层绝大多数是隔离性涂层，其主要作用是把金属材料与腐蚀介质隔开，非金属涂层可分为无机涂层与有机涂层。为获得良好的涂层防

10、腐效果，一方面金属表面在敷涂层之前应进行处理，达到一定要求；另外涂层材料应具有必要的物理、化学性能，在金属表面应有较强的附着力；具有一定的机械强度，耐磨、耐撞击、耐冲刷和具有一定疲劳强度;涂层对环境的温度、湿度、酸碱度应有一定的耐受性，从而具有优良的防腐性能。使用防腐涂层可以极大提高油管的抗腐蚀性，目前由于油气井作业的复杂性，涂层使用还存在较大的限制。3.3. 缓蚀剂保护技术缓蚀剂是用于腐蚀环境中抑制金属腐蚀的添加剂，乂称腐蚀抑制剂。主要是防止电化学失重腐蚀，对氢脆和硫化物应力腐蚀破裂也有一定的减缓作用。使用缓蚀剂有以下明显的优点：基本上不改变腐蚀环境，就可获得良好的防腐蚀效果;基本不增加设备

11、投资，操作简便，见效快；对于腐蚀环境的变化，可以通过相应改变缓蚀剂的种类或浓度来保证防腐蚀效果；同一配方的缓蚀组分有时可以同时防止多种金属在不同腐蚀环境中的腐蚀破坏。3.4. 电化学方法防腐电化学保护就是利用外部电流使金属电位发生改变从而达到减缓或防止金属腐蚀的一种方法。保护法包括阴极保护和阳极保护。阴极保护主要是对套管柱的保护，对于超深井，需要进一步的探讨。阳极保护法是通过控制电压，使阳极电位达到钝化电位，最终达到保护金属的目的，阳极保护作为防腐措施在油气田应用较少。4 . H2s的腐蚀机理及影响因素4.1. H2S的的腐蚀机理干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2s只有溶解在水中才具有

12、腐蚀性。在油气开采中，与C()2和。2相比，H2s在水中的溶解度最大。H2s一旦溶于水便立即电离而呈酸性。H2s在水中的离解反应为：H2SH+HS- (4-1)HSH+S2- (4-2)铁在h2s的水溶液中发生的电化学反应为:阳极过程：Fe=Fe2+2e (4-3)阴极过程：2H+2e=H(aq)+H(aq)=H2 (4-4)阳极反应的产物：Fe2+S2-=FeS (4-5)H2s离解产物HS、S2一吸附在金属的表面，形成吸附复合物离子Fe(HS)，吸附的HS，S2一使金属的电位移向负值，促进阴极放氢的加速，而氢原子为强去极化剂，易在阴极得到电子，同时使铁原子间金属键的强度大大削弱，进一步促进

13、阳极溶解而使钢铁腐蚀。腐蚀产物主要有Fe9s8、Fe3s4、FeS?和FeS,生成何种腐蚀产物取决于pH值、H2S的浓度等参数。当H2S浓度较低时，能够生成致密的FeS,该膜较致密，能够阻止铁离子通过，可显著降低金属的腐蚀速率，甚至可使金属达到近钝化状态；但如果浓度很高，则生成黑色疏松分层状或粉末状的硫化铁膜，该膜不但不能阻止铁离子通过，反而与钢铁形成宏观原电池，加速金属腐蚀。由上述反应过程可知，湿H2s对碳钢设备可以形成两方面的腐蚀：均匀腐蚀和局部腐蚀。局部腐蚀的形式包括氢鼓泡、氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂和应力导向氢致开裂。4.2. 影响因素4.2.1. H2S的浓度随着H2s浓度的增加，

14、硫化物破裂的临界应力降低；较高的H2s浓度或分压，会产生较大的均匀腐蚀速率。李鹤林等人的研究8表明，H2s含量较低和较高时，钢的腐蚀速率均较低;随着H2s含量的增加，钢呈现出明显的局部腐蚀特征，同时腐蚀倾向与腐蚀形态间也表现出一定的相关性。H2s浓度对腐蚀产物FeS膜也具有影响。有研究资料9表明,H2s质量浓度为2.0mg/L时,腐蚀产物为FeS?和FeS； H2s质量浓度为2.020mg/L时，腐蚀产物除FeS?和FeS外，还有少量的S生成；H2s质量浓度为20600mg/L时，腐蚀产物中S的含量最高。上述腐蚀产物中，Fe9s8的保护性能最差。4.2.2. H2S水溶液的pH值H2s水溶液的

15、pH值为6是一个临界值。当pH值小于6时，钢的腐蚀速率高；溶液呈中性时，均匀腐蚀速率最低；溶液呈碱性时，均匀腐蚀速率比中性高，但低于酸性情况。张学元等人10认为pH值直接影响H2CO3在水溶液中的存在形式，Dugstad等人11则认为pH值影响腐蚀速率存在着不同的机理。4.2.3. 介质的温度温度升高，均匀腐蚀速率升高，HB、HIC和SO-HIC的敏感性也增加，但SSCCi的敏感性下降。SSCC发生在常温下的几率最大，而在65以上则较少发生12 14。有学者15认为，无水H2s在250以下腐蚀性较弱；在室温下的湿H2s气体中，钢铁表面生成的是无保护性的Fe9s8。在100含水蒸汽的H2s中，生成的也是无保护性的S和少量FeS。在饱和H2s水溶液中，碳钢在50下生成的是无保护性的Fe9