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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。 相似文献
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[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. 相似文献
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针对塔轮天然气管道内出现大量沉积物,导致管道阻塞严重的问题,利用X射线衍射、X射线荧光光谱、扫描电子显微镜、气相色谱、离子色谱等手段对现场的沉积物、水样、气样进行表征。结果表明:沉积物的主要组成为FeCO3、Fe3S4、FeO(OH)及S,综合分析当地气候条件及集输气体的变化情况,确定沉积物主要是由CO2腐蚀、H2S腐蚀生成的腐蚀产物与析出S、粉尘的堆积形成的混合物,并据此分析了沉积物中各主要物质的形成原因与沉积机理。实验结果表明:集输气体中H2S含量波动过大、水露点过低是造成沉积物形成的主要原因,进而提出了延缓管道内沉积物形成的具体应对措施。 相似文献
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GK-1井位于江陵凹陷涴市断裂带南岗一号断鼻构造,完钻井深3581m,固井目的层位为含钾石岩、石膏以及芒硝的粉质泥岩地层。使用常规盐水水泥浆固井其与地层的胶结质量差,制约着固井质量的提高。为提高含钾石岩地层的固井质量,利用抗盐降失水剂CG80S、防窜增强剂GS12L、抗盐分散剂CF44S、抗盐缓凝剂H21L以及复合加重剂材料CD26F构建了以10%氯化钾盐水作为配浆水的聚合物氯化钾盐水水泥浆体系,并对聚合物氯化钾水泥浆体系的物理性能和抗污染性能进行了评价。室内试验评价结果和GK-1井的现场应用表明,氯化钾水泥浆体系的性能可以满足含钾石岩以及含石岩、石膏以及芒硝的粉质泥岩地层固井要求,具有推广应用的价值。 相似文献
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建立了室内高温高压CO2腐蚀评价方法及应力腐蚀评价方法,分析了现场油管、套管及井下工具使用钢材材质的主要化学成分,并对现场使用的封隔液进行了腐蚀性研究。研究结果表明,在现场使用的3种不锈钢材料耐蚀性顺序依次为13CrS、13CrM、13Cr,封隔液的腐蚀性随着温度、CO2分压、密度的降低而减小;对比甲酸钾,使用焦磷酸钾作为封隔液体系的加重基液大幅度降低了封隔液对钢片的腐蚀,腐蚀速率相对减小了4倍多;通过提高缓蚀剂的加量和采用焦磷酸钾和甲酸钾复合盐水加重,使封隔液分别在温度60~150℃中CO2分压12.36MPa及温度150℃中CO2分压6.20~12.3MPa时,对13Cr钢的腐蚀速率小于0.076mm/a,并提高了13Cr和13CrS钢试片在温度150℃,CO2分压12.36MPa条件下抗应力腐蚀性。 相似文献
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《油气储运》2019,(12)
针对塔轮天然气管道内出现大量沉积物,导致管道阻塞严重的问题,利用X射线衍射、X射线荧光光谱、扫描电子显微镜、气相色谱、离子色谱等手段对现场的沉积物、水样、气样进行表征。结果表明:沉积物的主要组成为FeCO3、Fe3S4、FeO(OH)及S,综合分析当地气候条件及集输气体的变化情况,确定沉积物主要是由CO2腐蚀、H2S腐蚀生成的腐蚀产物与析出S、粉尘的堆积形成的混合物,并据此分析了沉积物中各主要物质的形成原因与沉积机理。实验结果表明:集输气体中H2S含量波动过大、水露点过低是造成沉积物形成的主要原因,进而提出了延缓管道内沉积物形成的具体应对措施。(图4,表6,参24) 相似文献
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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。 相似文献
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《长江大学学报》2020,(2)
水泥封固段长度对固井胶结面水力密封能力有不可忽视的影响,研究其影响规律有助于科学设计水泥返深,确保油气生产安全。选用南海某油田固井水泥浆体系,开展了水泥环岩石力学参数测试与水泥环胶结面CT扫描测试,基于自研的水泥环密封完整性评价装置,运用气窜法测试了高温高压养护条件下不同封固长度水泥环的水力密封能力。试验结果表明,在水泥环本体未发生破坏条件下,水泥环胶结面为气体的主要窜流通道;在同等养护及受力条件下,随着封固段长度的增加,气窜压力逐步增大。拟合了气窜压力随封固段长度的关系式,并针对封固段长度为1m条件下的模拟套管-水泥环-地层系统进行了模拟声幅测井,测井结果显示试验所测试的水力密封能力数据有效,进一步验证了固井胶结面为气窜的主要通道。该研究对指导高温高压井水泥返深设计具有一定的指导意义。 相似文献
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针对塔中Ⅰ碳酸盐岩气田CO2、H2S共存的腐蚀环境,通过模拟地层水环境,初步筛选复配适应此环境下的地面管道用缓蚀剂,并通过模拟塔中83井和62-3井地面管道环境的腐蚀实验,对复配缓蚀剂YT-1进行适用性评价,结果表明:YT-1缓蚀剂可以使L360管材的腐蚀速率小于0.076 mm/a,同时具有良好的抗硫化物应力开裂腐蚀的能力.将YT-1缓蚀剂应用于塔中Ⅰ气田塔中83井和塔中62-3井,腐蚀监测结果表明:缓蚀效果较好,地面管道平均腐蚀速率为0.016 mm/a,同时管道未发生开裂. 相似文献
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新疆冬季奶牛舍的空气环境状况的分析 总被引：1，自引：0，他引：1
试验对1栋奶牛舍的空气环境状况进行了观测及分析,结果表明:在舍内0.8、2.0和4.5 m 的不同高度层中,氨气的平均浓度分别为14.0、14.8和16.1 mg/m3,各层浓度间差异均不显著(P＞0.05);硫化氢的平均浓度分别为0.009 6、0.007 7和0.011 4 mg/m3,各层浓度间差异均不显著(P＞0.05);二氧化碳的平均浓度分别为1 319、1 337和1 492 mg/m3,各层浓度间差异均不显著(P＞0.05).舍内NH3、H2S、CO2气体呈现一定的昼夜变化,三种气体白天的平均浓度均低于夜间.试验期间NH3、H2S日平均浓度均低于畜禽环境空气质量标准.此外,舍内各环境因素之间存在一定的相关关系,其中舍内空气湿度和粪便含水量的变化对NH3、H2S、CO2的含量有一定的影响但不显著,而温度高低对舍内NH3与CO2气体的含量有明显的影响,它们之间存在显著的相关性. 相似文献
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中海石油(中国)有限公司天津分公司在渤海湾某油田开展了天然气利用项目,天然气外输海管选用国产X65管线钢手工电弧焊接敷设完成.随着油田不断深入开发,伴生天然气中H2S含量持续增长,该海底管道特别是焊接接头等薄弱部位在运行过程中面临着H2S应力腐蚀开裂风险.根据NACE相关标准方法研究了X65管线钢焊接接头抗HB/HIC/SSCC性能,并对SSCC发生机制进行了探讨.研究结果表明:该天然气外输管道所选的国产X65钢焊接接头具有优良的抗H2S应力腐蚀性能,在管道敷设达标及目前运行工况条件下发生硫化物应力腐蚀开裂的风险较小. 相似文献
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天然气中含有少量H2S气体,若脱水不彻底,则会在管道内形成湿H2S环境,导致管体发生电化学腐蚀。以两东管道和柴北缘管道为例,利用内检测数据分析、焊接工艺评定及腐蚀机理分析等手段,对微含硫天然气管道内腐蚀机理进行分析,并提出腐蚀控制建议。不考虑内检测误差,两东管道和柴北缘管道内部管壁局部腐蚀点平均腐蚀速率分别为0.126 0 mm/a和0.008 6 mm/a,实验室腐蚀模拟试验测得工况条件下管体均匀腐蚀速率分别为0.006 9 mm/a和0.007 0 mm/a。焊接工艺分析表明金相和硬度满足相关标准要求,当前焊接工艺满足要求。相对较高的H2S含量和较湿润的环境是两东管道比柴北缘管道内局部腐蚀严重的主要原因。此类管道应该严格控制输送的天然气水露点低于环境温度5℃以下,同时定期清管排除管内积液,并设置腐蚀监控点,定期进行壁厚测试。 相似文献