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海上油气田基本腐蚀机理及其影响因素_图文

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海上 油气田 基本 腐蚀 机理 及其 影响 因素 图文
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第二节 海上油气田基本腐蚀机理及其影响因素一、二氧化碳腐蚀机理多年来,二氧化碳的腐蚀机理一直是研究的热点。干燥的 CO2 气体本身是没有腐蚀性的。CO 2 较容易溶解在水中,而在碳氢化合物(如原油)中的溶解度则更高,气体 CO2 与碳氢化合物的体积比可以达到 3 比 1。当 CO2 溶解在水中时,会促进钢铁发生电化学腐蚀。根据 CO2 腐蚀的不同腐蚀破坏形态,能提出不同的腐蚀机理。以 CO2 对钢铁和含铬钢的腐蚀为例,有全面腐蚀,也有局部腐蚀。根据介质温度的不同,腐蚀的发生可以分为三类:在温度较低时,主要发生金属的活泼溶解,对碳钢主要发生金属的溶解,为全面腐蚀,而对于含铬钢可以形成腐蚀产物膜;在中间温度区间,两种金属由于腐蚀产物在金属表面的不均匀分布,主要发生局部腐蚀,如点蚀等;在高温时,无论碳钢和含铬钢,腐蚀产物可以较好地沉淀在金属表面,从而抑制金属的腐蚀。 1 二氧化碳全面腐蚀机理 铁在 CO2 水溶液中的腐蚀基本过程的阳极反应为: Fe + OH- FeOH + e FeOH FeOH+ + eFeOH+ Fe2+ + OH- 亦即铁的阳极氧化过程G.Schmitt 等的研究结果表明在腐蚀阴极主要有以下两种反应。 (下标 ad 代表吸附在钢铁表面上的物质,sol 代表溶液中的物质)1.1 非催化的氢离子阴极还原反应当 PH 6 时 2HCO3- + 2e H2 + 2CO32-1.2 表面吸附 CO2,ad 的氢离子催化还原反应CO2,sol CO2,adCO2,ad + H2O H2CO3,ad H2CO3,ad + e Had + HCO3-,adH3O+ad + e Had + H2OH2CO3,ad + H3O+ H2CO3,ad + H2O两种阴极反应的实质都是由于 CO2 溶解后形成的 HCO3-电离出的 H+的还原过程。总的腐蚀反应为:CO2 + H2O + Fe FeCO3 + H2O金属材料在 CO2 水溶液中的腐蚀,从本质上说是一种电化学腐蚀,符合一本的电化学腐蚀特征。2 二氧化碳局部腐蚀机理二氧化碳的局部腐蚀现象主要包括点蚀、台地侵蚀、流动诱导局部腐蚀等等。二氧化碳的腐蚀破坏往往是由局部腐蚀造成的,然而对局部腐蚀机理仍然缺少深入的研究。总的来将,在含 CO2 的介质中,腐蚀产物 FeCO3、垢 CaCO3 或其他的 生成物膜在钢铁表面不同的区域覆盖度不同,这样,不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电偶或闭塞电池。CO 2 的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。这一机理能够很好地解释电化学作用在发生及扩展过程中所起的作用。2.1 介质中 H2S 的含量对二氧化碳腐蚀的影响H2S、CO 2 是油气工业中主要的腐蚀性气体。在无二氧化碳(sweet gas)油气介质中也难免存在少量硫化氢。钢材设备上,硫化氢可形成 FeS 膜,引起局部腐蚀,导致氢鼓泡、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC) ,并能和 CO2 共同引起应力腐蚀开裂(SCC) 。不同浓度的硫化氢对 CO2 的影响如表所示,其中 H2S 对 CO2 腐蚀的影响可以分为三类。第一类:环境温度较低(60℃左右) ,H 2S 浓度低于 3.3mg.kg-1,H 2S 通过加速腐蚀的阴极反应而加速腐蚀的进行。第二类,温度在 100℃左右,H 2S 浓度超过 33mg.kg-1 时,局部腐蚀降低但是均匀腐蚀速度增加。当温度在 150℃附近时,发生第三类腐蚀,金属表面会形成 FeCO3 或 FeS保护膜,从而抑制腐蚀的进行。表 1-7 不同浓度的 H2S 对 CO2腐蚀的影响H2S 浓度(mg.kg-1) 类型(1) 类型(2) 类型(3) 0.21 严重在油气工业中 CO2 分压如此重要,那么如何确定油气工业设备中的二氧化碳分压呢?一般可以采用以下的计算方法:输油管线中 CO2 分压 = 井口回压 × CO2 百分含量井口二氧化碳分压 = 井口油压 × CO2 百分含量井下 CO2 分压 = 饱和压力(或流压)× CO 2 百分含量2.6 介质的 pH 值pH 值的变化直接影响 H2CO3 在水溶液中的存在形式。当 pH 值小于 4 时,主要以H2CO3 形式存在;当 pH 值在 4~10 之间,主要以 HCO3-形式存在;当 pH 值大于 10 时,主要以 CO32-存在。一般来说, pH 值的增大,使 H+含量减少,降低了原子氢还原反应速度,从而降低了腐蚀速度。裸钢在 pH 值低于 3.8 的含 CO2 除 O2 的水中,腐蚀速率随 PH降低而增加,表明此时 CO2 对腐蚀的影响主要体现在 pH 对腐蚀的影响。这是因为钢铁在酸性介质中的腐蚀,主要是以氢离子为去极化剂的电化学反应,腐蚀速率受氢离子还原的阴极过程控制。当 pH 介于 4~6 之间时,电化学试验证明,在相同的 pH 值情况下,裸钢在 CO2 饱和溶液中的阴极电流密度高于 N2 饱和的具有相同 pH 值的阴极电流密度,即裸钢在 CO2 饱和溶液中的腐蚀速率高于在不含 CO2 的相同 pH 溶液中的情况。这表明 CO2对腐蚀的影响不仅体现在 pH 值对腐蚀的影响,也体现在对裸钢 CO2 腐蚀的催化作用。pH 值不仅是 和 T 的函数,也与水中 Fe2+及其他离子浓度有关。在除 O2 的水中,2COP若无 Fe2+等离子, CO2 溶于水后可使 pH 值显著降低,有很强腐蚀性。在同样 与 T 条2CP件下,Fe 2+浓度增加 30mg/L,就使水的 pH 从 3.9 增加到 5.1。这个作用相当于改变几个大气压的效果。pH 值升高会影响 FeCO3 的溶解度,随着 pH 值的增大,FeCO 32COP的溶解度降低。因此,在局部高 pH 的情况下,接近钢表面的 Fe2+便沉积为 FeCO3 膜,从而引发了腐蚀的不均匀性。pH 值的变化,也直接影响金属材料在含 CO2 介质中腐蚀产物的形态、腐蚀电位等。通过 Pourbaix 图,根据 CO2 介质的温度、pH 值和材料上施加的电位,就可以从热力学上确定腐蚀产物。2.7 介质中 Cl-含量在常温下,Cl -的加入使得 CO2 在溶液中的溶解度减少,结果碳钢的腐蚀速率降低。但若介质中含硫化氢,结果会截然相反。有人报道,在 为 5.5Mpa,温度为 150℃时,2COP如果 NaCl 的含量低于 10%,碳钢的腐蚀速率随着 Cl-含量的增加会轻微地减小,但是当NaCl 的含量大于 10%时,随着 Cl-的含量的增加,碳钢的腐蚀速度急剧增加。 X. Mao 等人也研究了 Cl-对 N-80 钢在 CO2 溶液中的作用,结果表明 Cl-的存在,大大降低了钝化膜形成的可能性。对合金钢,Cl -可导致合金钢产生孔蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀。氯离子对钢铁腐蚀电化学行为的 影响本质,一直争议较多。Cl -离子虽然不是一种去极化剂,但是在钢铁的腐蚀过程中极其重要。关于 Cl-对钢铁腐蚀的阳极反应影响,目前主要存在着三种机制,即 Lorenz 的卤素抑制机制、Chin 等人提出的卤素促进机制和不参与阴极过程两种机制。API P105 钢在 CO2 饱和的含高氯离子浓度溶液中的电化学腐蚀机理可表示为(下标“ad ”意为吸附)阳极反应:Fe + Cl- + H2O = [FeCl(OH)]ad - + H+ + e [FeCl(OH)]ad - FeClOH + e (控制步骤)FeClOH + H+ = Fe2+ + Cl- + H2O 阴极反应:CO2 + H2O = H2CO3H2CO3 +e Had + HCO3- (控制步骤)HCO3- + H+ = H2CO3Had + Had = H2 一般认为,Cl -浓度只有达到一定程度以上点蚀才可以发生,这一临界浓度和材料有本质的联系。例如:只有当溶液中的 Cl-浓度超过 1.0mol/L 时,Cr29.4 的铁铬合金在 H2SO4 + NaCl 溶液中才发生点蚀。Cl-浓度和点蚀电位之间的关系为:E b,Cl = a + b lg Cl式中 E b,Cl 为临界点点蚀电位(SCE) ,V; 为 Cl-浓度,mol.L-1 ;a 和 b 为与钢种和其Cl他组分有关的系数。2.8 介质中 HCO3- 的含量HCO3-的存在会抑制 FeCO3 的溶解,促进钝化膜的形成,从而降低钢的腐蚀速度。钢铁在高浓度的 HCO3-溶液中,钝化电位区间较大,击穿电位也较大,点蚀敏感度降低。溶液中 Cl-、HCO 3-、Ca 2+、Mg 2+及其他离子可影响到钢铁表面腐蚀产物的形成和性质,从而影响腐蚀特性。HCO 3-或 Ca2+等共存时,钢铁表面易形成有保护性的表面膜,降低腐蚀速度。2.9 介质中 Ca2+、Mg 2+离子含量Ca2+、Mg 2+离子的存在,增大了溶液的硬度,使离子强度增大,导致 CO2 溶解在水中的亨利系数增大,这样根据亨利定律,当其他条件相同时,溶液中的 CO2 含量将会减少。此外,这两种离子的存在会使介质的导电性增强,介质的结垢倾向也会因此增大。一般来说,在其他条件相同时,这两种离子的存在,会降低全面腐蚀,但局部腐蚀的严重性会增强。2.10 介质中蜡的含量输油管线中蜡的存在对二氧化碳的腐蚀可能造成两个相异方向的影响,要么加重腐蚀要么减缓腐蚀,这完全依赖介质的其他参数,如温度、流速和 管线表面蜡层的均匀性及蜡层特性等。美国一条输含二氧化碳油气的碳钢管线,其表面沉积一层蜡时,在缺氧处表现为严重的点蚀。2.11 介质的载荷载荷将大大增加碳钢在 CO2 溶液中腐蚀失重,并且连续载荷比间断载荷引起更加严重的腐蚀。载荷和 CO2 对钢铁的腐蚀起协同效应。2.12 时间据资料报道,如果用失重法来测量 CO2 的腐蚀速率,在前 50 小时的时间内,随时间的增加,碳钢的腐蚀速度增加。当测量时间大于 50 小时后,碳钢的腐蚀速度随时间的增加而减少。这主要是由于保护性膜的形成。在 150℃时,一般说来保护性的腐蚀产物膜在 24 小时内可以形成。在 336 小时内膜将缓慢增厚。2.13 介质的流速在固定的设备(容器)中,流速的变化直接改变含 CO2 介质的流动状态。流体的流动主要分为层流和湍流两种不同的流动形式。由雷诺数(Re)来表示流动状态:Re= d×V×ρ / u 其中 d 为管道内径(m) ,V 为液体流速(m.s -1) ; ρ 为液体密度(kg.m -3) ; u 为液体粘度(kg.m-1.s -1) 。Re 和流体状态的关系为:Re 小于 2100 为层流;Re 大于 4000 为湍流。流速的增大,使 H2CO3 和 H+等去极化剂更快的扩散到电极表面,使阴极去极化剂增强,消除扩散控制,同时使腐蚀产生的 Fe2+迅速离开金属表面,这些作用使腐蚀速率增大。在大多数流体流动状态下,流速会对钢铁表面产生一个切向作用力。根据 K.G.Jordon和 P.R.Rhodes 的研究结果,切向作用力的大小可以表示为:τ w = 0.0395 Re -0.25 (ρ u2)式中 τ w 为管内壁的切向应力( N.m-2) ; ρ 为流动介质的密度( kg.m-3) ; u 为管内介质的流速(m.s -1) 。切向作用力可能会阻碍金属表面膜的形成或对已经形成的保护膜破坏作用,从而使腐蚀加剧。当液体介质中含有大量 CO2 气体时,会形成不同的流态,主要有层流(stratified flow) 、波浪状层流(stratified wavy flow) 、 (汽)团流(slug flow) 、汽流(mist flow) 、环形流(annular flow) 、搅拌状流(churn flow) 、分散泡状流(dispersed bubble flow)和超大泡状流(elongated bubble flow ) 。现场试验和实验室研究发现都发现腐蚀速率随流速增加有惊人的增大,并导致严重局部腐蚀,尤其是当流动状态从层流过渡到湍流状体时。在大量的试验数据基础上,得出腐蚀速率随流速增大的经验公式:ν c = nB. Vm式中 ν c 为腐蚀速率; V 为流速;B 和 n 为常数,在大多数情况下 n 取 0.8。油气工业中流动情况很复杂,从静止(环形空间、闭井)到高湍流状态都存在。因此,研究各种流动状态下的腐蚀特性,具有实际意义。2.14 垢影响油、气、水系统结垢的因素很多,其中最重要的是油田产出水及其溶质类型。在油田生产过程中,地下储层、采油井井筒、地面油气集输设备、管线内均可以产生无机盐结垢,尤其是在含有 CO2 的油气井中,当含有 Ca2+时,会形成大量的 CaCO3 垢和相应的腐蚀产物。垢会沉积在钢铁表面,引起垢下腐蚀,另外,垢层覆盖部分和裸露部分的金属管道也会形成电偶腐蚀。铁化合物结垢趋势预测铁化合物垢主要包括 FeCO3、FeS、Fe(OH) 2、Fe(OH) 3 等,大多数含铁化合物的垢主要是腐蚀产物,也可能来自于碳铁离子的地层水。FeCO3 垢由一定条件下 CO2 与铁反应生成:CO2 + H2O = H2CO3Fe + H2CO3 = FeCO3 + H2在 40℃左右,FeCO 3 垢难以在钢铁表面形成有效的保护膜。在 100℃左右,FeCO 3 垢在钢铁表面不同区域覆盖度不同。不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电偶,CO 2 的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。在 150℃左右,Fe 2+初始的溶解度加大,在金属表面的浓度较大,而 FeCO3 的溶解度降低,很快就形成薄而致密的保护层,这种保护膜大约在钢铁接触到腐蚀介质的最初 20 小时左右形成,具有保护作用。另一个方面,FeCO 3 还具有以下一些性质:FeCO 3 在纯水中的溶解度很小,常温下溶度积常数为3.2×10-11;当达到或超过 FeCO3 的溶度积时,FeCO 3 便沉积在金属表面,形成 FeCO3 垢,同时,FeCO 3 溶解度具有负的温度系数,即随温度升高而降低;FeCO 3 溶解度还随 pH 的增加而减少。FeS 垢一般是硫化氢与铁反应生成的腐蚀产物,其溶解度极小。所谓“黑水”就是悬浮着的 FeS。Fe(OH) 3 垢是溶液中的 Fe2+和溶解氧反应生成的:2Fe2+ + 4HCO3- + H2O + O2 = 2Fe(OH)3+4CO214Fe(OH)2 + O2 + 2H2O = 4Fe(OH)3二、硫化氢的腐蚀1 硫化氢腐蚀机理钢在硫化氢介质中的腐蚀破坏现象,40 多年前就已被发现。各国学者为此进行了大量的研究工作。虽然现在已经普遍承认硫化氢对钢材具有很强的腐蚀性;而且 H2S 还是一种很强的渗透介质。但是,关于硫化氢促进渗氢过程的机制,氢在钢中存在的状态,运行过程以及氢脆本质至今看法还不统一。1.1 硫化氢电化学腐蚀过程硫化氢(H 2S)分子量为 34.08;密度为 1.539g/L(25℃) 。硫化氢在水中的溶解度随温度升高而降低。在 0.1MPa, 25℃时,硫化氢在水中的饱和浓度大约 3480 mg/L。干燥的硫化氢对金属材料无腐蚀破坏作用。硫化氢只有溶解于水中才具有腐蚀性。在油气开采中与二氧化碳和氧气相比,硫化氢在水中的溶解度最高。硫化氢一旦溶于水便立即电离呈酸性。硫化氢在水中的电离反应:H2S HS- + H+HS- S2- + H+释放出的氢离子是强去极化剂,易在阴极夺取电子,促进阳极溶解反应使钢铁遭受腐蚀。H2S 水溶液对钢铁的电化学腐蚀过程人们习惯用如下反应式表示: 阳极反应:Fe Fe2+ +2e阴极反应:2H ++ 2e Had + Had H2Hab 钢种扩散阳极反应产物:Fe 2+ + S2- FeS式中;Had 为钢表面上吸附的氢原子;Hab 为钢中吸收的氢原子。阳极反应生成的硫化铁腐蚀产物,通常是一种有缺陷的结垢。它与钢铁表面的粘结力差,易脱落,易氧化。它电位较正,于是作为阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池,对钢基体继续进行腐蚀。扫描电子显微镜和电化学测试结果均证实了钢铁与腐蚀产物硫化铁之间的这一电化学电池行为。对钢铁而言,附着于其表面的腐蚀产物(Fe xSy)是有效的阴极,它将加速钢铁的局部腐蚀。于是有些学者认为:在确定的 H2S 腐蚀机理时,阴极反应产物(Fe xSy)的结构和性质对腐蚀的影响,相对 H2S 来说,将起着更为主导的作用。腐蚀产物 FexSy 主要有 Fe9S8、Fe 3S4、FeS、FeS 2。它们的生成是随 pH 值、H 2S 浓度等参数而变化。其中 Fe9S8 的保护性最差。与 Fe9S8 相比,FeS、FeS 2 具有较完整的晶格点阵,因此保护性较好。1.2 硫化氢导致氢损伤腐蚀过程H2S 水溶液对钢材电化学腐蚀的另一产物是氢。被钢铁吸收的氢原子,将破坏其基体的连续性,丛而导致氢损伤,也称之为“硫化氢环境开裂” 。H2S 作为一种强渗氢介质,这不仅是因为它本身提供了氢的来源,而且还起着毒化的作用,阻碍氢原子结合成氢分子的反应,于是提高了钢铁表面的氢浓度,其结果加速了氢向钢中的扩散溶解过程。至于氢在钢中存在状态而导致钢基体开裂的过程,至今还无一致的认识。但是普遍承认,钢中氢的含量一般是很少的,有试验表明通常只有百万分之几。若氢原子均匀地分布在钢中,则难以理解会萌生裂纹,因此萌生裂纹地部位必须有足够附集氢的能量。实际工程上使用的钢材都存在着缺陷,如面缺陷(晶界、相界等) 、位错、三维应力区等,这些缺陷与氢的结合能强,可将氢捕捉陷住,使成为氢的富集区。通常把这些缺陷称为陷阱。当氢原子在陷阱内部富集到一定程度,便会沉淀出氢气。有文献报道:这种氢气的强度可达300MPa,于是促使钢材脆化,局部区域发生塑性变形,萌生裂纹最后导致开裂。2 含硫化氢酸性油气田腐蚀破坏类型 含硫化氢酸性油气田上的金属设施,常见的腐蚀破坏通常可分为两种类型:一类是电化学反应过程中阳极铁溶解导致的全面腐蚀和/或局部腐蚀,表现为金属设施的壁厚减薄和/或点蚀穿孔等局部腐蚀破坏;另一类为电化学反应过程中阴极析出的氢原子,由于硫化氢的存在,阻止其结合成氢分子逸出,而进入钢中,导致钢材 H2S 环境开裂。H 2S 环境开裂主要表现有硫化氢应力开裂(Sulfide Stress Cracking-SSC) 、氢诱发裂纹(Hydrogen Induced Cracking- HIC) 、氢鼓泡( Hydrogen Blistering-HB )和应力导向氢诱发裂纹(Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking-SOHIC) 。如下图所示:(a) HIC (b)HB(c) SSC (d) SOHIC图 1-33 全面腐蚀和/或局部腐蚀及控制3.1 腐蚀破坏的特点湿含硫化氢天然气对气田钢构件的腐蚀一般呈全面腐蚀,局部腐蚀率均比较低,通常年腐蚀率为几十个微米。天然气中携带的含硫化氢水溶液,特别是来自地层的含 Cl- 高,并被酸污染的气田水腐蚀性强,钢构件积水部位的腐蚀速率通常很高,年腐蚀率几毫米到十几毫米。腐蚀失效表现为由点蚀导致局部壁厚减薄或穿孔。3.2 影响腐蚀速率的因素(1) H2S 浓度H2S 浓度对钢材腐蚀速率的影响,如图所示。00.10.20.30.40.50.60.70 300 600 900 1200 1500 1800 2100 2400 2700 3000软 钢 的 腐 蚀 速 率 与 H2S浓 度 之 间 的 关 系平均腐蚀速率,mm/a图 1-4软钢在含硫化氢的蒸馏水中,当硫化氢含量为 200~400 mg/L 时,腐蚀速率达到最大,而后随硫化氢浓度增加而降低,当硫化氢浓度高于 1800 mg/L 时,H 2S 浓度的增加对腐蚀几乎没有影响。如果 H2S 水溶液中还含有其它腐蚀性组分如 CO2、Cl - 、残酸等时,腐蚀速率将会大幅度增加。硫化氢浓度对腐蚀产物硫化铁膜的影响,通常 H2S 为 2.0 mg/L 低浓度时,腐蚀产物为FeS2 和 FeS;硫化氢浓度为 2.0~20 mg/L 时,腐蚀产物除 FeS2 和 FeS 外,还有少量的Fe9S8 生成;H 2S 浓度为 20~60 mg/L 时,腐蚀产物中的 Fe9S8 含量最高。(2) PH 值硫化氢水溶液的 PH 值将直接影响着钢铁的腐蚀速率。通常表现为 PH 值为 6 时一个临界值,当 PH 值小于 6 时,腐蚀速率高,腐蚀液呈黑色,混浊;有文献报道:气井底部的 PH 为 6±0.2 是决定油管寿命的临界值,当 PH 值小于 6 时,油管的寿命很少超过 20 年。PH 值将直接影响着腐蚀产物硫化铁膜的组成、结构及溶解度等。通常在低 PH 值的硫化氢溶液中,生成的是含硫量不足的硫化铁,如 Fe9S8 为主的无保护性的膜,于是腐蚀加速;随着 PH 值的增高,FeS 2 含量也随之增加,于是在高 PH 值下生成的是以 FeS2 为主的具有一定保护效果的膜。(3) 温度温度对腐蚀的影响较复杂。通常表现出在低温区域内,钢铁在 H2S 水溶液中的腐蚀速率随温度的升高而增大。有试验表明在 10%H 2S 水溶液中,当温度从 55℃升至 84℃时,腐蚀速率大约增大 20%,温度继续升高腐蚀速率下降,在 110℃~120℃时的腐蚀速率最低。(4) 暴露时间在硫化氢水溶液中,碳钢和低合金钢的初始腐蚀速率大约为 0.7 mm/a,随着时间的增长,腐蚀速率会逐步下降。有试验表明 200 小时后腐蚀率趋于平衡,约为 0.01 mm/a,这是由于随着暴露时间的增长,硫化铁腐蚀产物逐渐在钢铁表面上沉积,形成了一层具有减缓腐蚀作用的保护膜。(5) 流速碳钢和低合金钢在含硫化氢流体中的腐蚀速率,通常是随着时间的增长而逐渐下降,平衡后的腐蚀速率均处于低值,这是相对于流体在某特定的流速下而言的。如果流速较高或处于湍流时,不仅会促进腐蚀产物的交换,同时金属表面上难以形成具有良好保护性能的腐蚀产物膜,使腐蚀一直处于初始的腐蚀速率,而且使缓蚀剂不嫩不能充分到达钢构件某些部位表面而影响缓蚀剂的作用,所以较高的流速,往往腐蚀速率也较高。腐蚀介质中如果有固体颗粒时,在较高的流速下将加速冲刷腐蚀。为此要控制流速的上限,把冲刷腐蚀降至最低。通常认为:当流速高于 10m/s 时,缓蚀剂不在起作用。阀门的气体流速应该低于 15m/s。相反,如果气体流速太低也可能造成管线、设备底部积液,而发生水线腐蚀、垢下腐蚀等导致局部腐蚀破坏。因此,通常规定气体的流速应大于 3m/s。(6) 氯离子在酸性油气田中,带负电荷的氯离子(Cl - )基于电价平衡,它总是争先吸附到钢铁的表面,因此氯离子的存在往往会阻碍保护性硫化铁膜在钢铁表面的形成。氯离子可以通过钢铁表面硫化铁膜的细孔合缺陷渗入其膜内,使膜发生细微开裂,于是形成孔蚀核。由于氯离子的继续移入核铁离子结合后,水解生成氢离子合氯离子,氯离子又再度移入与铁结合,于是这一自催化作用加速孔内铁的溶解,导致孔蚀破坏。酸性天然气气井中,气田水对油套管的腐蚀与氯离子的作用有着十分密切的关系。
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