温度和硫离子对N80钢CO2腐蚀电化学行为影响

应用电化学阻抗谱、EIS扫描电镜(SEM)及能谱（EDS）研究了温度和硫离子交互作用下,N80钢的CO₂腐蚀电化学行为及腐蚀膜的形貌与组成.结果表明：温度和硫离子对N80钢CO₂腐蚀电化学行为影响显著;硫离子加入后试样表面吸附着一层腐蚀膜;随着油田地层水中S^2-浓度的增加,传递电阻R₁、膜电阻R₂及扩散阻抗W增加,膜电容Q₂减小;腐蚀膜主要由FeS及少量FeCO₃组成;其致密性随硫离子含量增加和温度升高而增强.               

油气田CO2/H2S共存条件下的腐蚀研究进展与选材原则

    综述了CO₂/H₂S共存条件下的腐蚀机理、其影响因素和国内外CO₂/H₂S腐蚀的研究现状与趋势,提出了CO₂/H₂S共存时的选材要求及原则,展望了对CO₂/H₂S腐蚀的研究重点和抗CO₂/H₂S腐蚀钢的研发方向.     

Li4SiO4 氚增殖陶瓷的制备及其与14Cr-ODS钢的腐蚀界面行为

Li₄SiO₄小球与ODS钢的化学相容性对聚变反应器的安全运行具有重要意义。研究了在500、600、700 ℃的氩气环境中保温300 h后ODS钢与小球接触界面组织和成分的变化。结果表明,在600~700 ℃时,Li₄SiO₄小球与ODS钢的界面发生了严重的元素互扩散和反应。在Li₄SiO₄小球表面,由于ODS钢中Fe和Cr的扩散,出现了一层薄薄的反应层,这也导致了密度的增加,破碎负荷从51 N （500 ℃）下降到32 N（700 ℃）。XRD图谱显示,ODS钢表面出现了LiCrO₂和LiFeO₂新相,说明Li₄SiO₄小球中的Li和O原子可以扩散到ODS中,与Fe、Cr元素在高温下发生反应形成腐蚀层。在700 ℃时,腐蚀层可分为2个氧化层。最外层是LiFeO₂和LiCrO₂的混合物,下一层主要是LiFeO₂。在ODS钢的表面,700 ℃/300 h条件下氧扩散系数为2.2×10^-14 cm²/s,这说明ODS钢作为一种包层结构材料,在未来的包层设计中需要一层耐腐蚀涂层。     

A3钢在富营养化东湖水中初期腐蚀研究

    以A3钢为研究对象,采用失重实验和电化学技术研究了A3钢在富营养化东湖水中的腐蚀行为.结果表明：A3钢在实验过程中腐蚀电流随时间增长逐渐减小;自腐蚀电位先降后升,而极化电阻逐渐增大,说明电极表面刚开始处于活化状态,然后电极表面“保护膜”不断生长,将电极表面覆盖,减缓了基体的腐蚀;电化学方法计算出富营养化水中A3钢的腐蚀电流与线性极化电阻的比例常数B值为23.6242;通过XPS分析得出A3钢腐蚀产物的成分为FeOOH,Fe³⁺与C、N、S结合的有机产物和FeSO₄,其中Fe²⁺/Fe³⁺=0.24.     

长期时效N10276合金在CO2/H2S/Cl- 环境中的腐蚀行为

通过电化学阻抗与循环动电位极化的方法研究了在CO₂/Cl^-以及CO₂/H₂S/Cl^-溶液体系中、长期时效前后N10276合金的腐蚀机理。结果表明,阻抗弧的低频区间出现了一个不完整的容抗弧,并且随H₂S浓度的增加（10~100 μL/L）转变为Warburg阻抗,其主要原因是高含量H₂S相关吸附物。H₂S可以增加合金腐蚀速率。相比较而言,长期时效处理主要作用于合金点蚀的形成,其中,经过长期时效处理的奥氏体组织内存在大量的第二相（富含Mo与Ni的μ相）,而析出物周围的区域成为优先腐蚀区域,进而导致了N10276合金点蚀的发生。     

H2S/CO2环境中L360钢点蚀行为研究

利用静态挂片失重法研究了含H₂S/CO₂模拟油田水溶液中, 温度及Cl^-浓度对L360管线钢点蚀的影响, 并利用Gumbel第一类近似函数分析了最深蚀孔概率. 结果表明, 在40℃~70℃之间, Cl^-浓度为10 g/L条件下, 点蚀的严重程度随温度增高而增大. 恒定温度下, Cl^-浓度对点蚀发生也有明显的影响, 当Cl^-在10×15 g/L范围时, 腐蚀试样发生明显的点蚀; 当Cl^-浓度大于20 g/L时, 试样主要发生均匀腐蚀, 随着Cl^-浓度的增大, 腐蚀产物膜变得更加疏松, 保护性能下降, 均匀腐蚀速率增大. 最深点蚀分布服从Gumbel第一类近似函数.     

N80 钢抗固液两相冲刷腐蚀行为的研究

目的 研究 N80 钢在含有石英砂的不同浓度 NaCl 溶液中的冲刷腐蚀行为。 方法 采用扫描电子显微镜( SEM) 、能谱分析( EDS) 等手段分析腐蚀产物的结构及相组成,通过失重法计算腐蚀速率。 结果 腐蚀产物主要为 FeO 及 Fe₃O₄。 结论 随 NaCl 浓度的增加,N80 钢的腐蚀速率加快,当 NaCl 质量分数超过 7% 时,出现明显的点蚀。     

Q125级套管钢高频电阻焊接头耐CO2/H2S腐蚀行为

采用SEM,EBSD和电化学等手段研究了Q125级石油套管钢高频电阻焊接头的耐CO₂/H2S腐蚀行为.结果表明,Q125级套管钢高频电阻焊接头处母材的耐腐蚀性能最好,热影响区次之,而焊缝的耐腐蚀性能最差,导致高频电阻焊接头在CO₂/H₂S腐蚀环境中产生了沟槽腐蚀.试验钢焊缝处的大角晶界比例高于母材和热影响区,从而使焊缝区反应速度常数高于母材和热影响区,这是焊缝区腐蚀速率最高的一个重要原因.通过电化学分析表明,焊缝处的电极反应的极化阻力最小,腐蚀反应易于发生;而母材的电极反应的极化电阻最大,腐蚀反应不易进行,这与腐蚀试验所得结果及极化曲线分析结果一致.     

CHARACTERISTICS AND FORMATION MECHANISM OF CORROSION SCALES ON LOW--CHROMIUM X65 STEELS IN CO2 ENVIRONMENT

利用高温高压CO₂腐蚀模拟实验以及ESEM, EDS, XPS和SEM等分析技术, 研究了4种不同含Cr量的X65管线钢的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜结构特征. 结果表明: 含Cr量高的钢平均腐蚀速率小, 无Cr和含1\%Cr的钢的腐蚀形态为局部腐蚀, 含3%和5%Cr的钢的腐蚀形态为全面腐蚀. 在高温高压CO₂腐蚀环境中, 含Cr钢的腐蚀产物膜为FeCO₃和Cr(OH)₃竞争沉积形成的多层结构, 其中1Cr-X65和3Cr-X65的腐蚀膜具有3层结构, 5Cr-X65的腐蚀膜是双层结构. Cr在腐蚀产物膜层中出现局部富集, 远高于基体中的Cr含量. 高含Cr量使腐蚀产物膜中的Cr(OH)₃含量高, 并提高了腐蚀膜的保护性能, 从而引起腐蚀形态发生转变, 腐蚀速率降低. FeCO₃和Cr(OH)₃共沉积层膜对低铬钢的抗CO₂腐蚀性能具有关键的影响.     

油气开采环境下管道的协同腐蚀及防护研究进展*

服役于高温高压 CO₂ / H₂S 环境下的管道腐蚀是油气田中急需解决的重要问题。CO₂、H₂S 及 Cl^- 是油气田管道中常见的腐蚀介质，其与温度、压力、pH值、含水率、流速等外界因素间的协同腐蚀作用会导致管道严重腐蚀，研究这些腐蚀介质与外界因素的协同腐蚀机制以及减缓管道腐蚀的措施有着重要的科学意义和经济价值。针对油气开采过程中金属管道的腐蚀问题，综述了 CO₂、H₂S 及 Cl^- 在协同腐蚀过程中起到的作用，讨论了温度、压力、pH 值、含水率及流速等实际工况条件下外界因素对腐蚀过程的影响。论述了现有管道腐蚀防护技术与工艺的特点：合金元素的掺杂可以改善腐蚀形貌，提高腐蚀产物层的致密性，等离子体扩渗与镀膜技术能够制备一层致密的保护层来吸收部分腐蚀介质并减缓腐蚀速率，缓蚀剂的添加可以减缓管道的阴极或阳极反应或形成减缓腐蚀速率的吸附层。最后展望了未来油气田管道防护技术的发展方向：为了有效地对油气开采环境下的管道进行保护，需要进一步研究腐蚀介质和外界因素间的协同腐蚀作用，模拟实际工况下的腐蚀环境， 对等离子体扩渗与镀膜技术、缓蚀剂等现有的防护技术进行系统的试验测试。     

两种油管材料在模拟油田水溶液中的CO2腐蚀行为

    结合某油田现场应用情况,利用高压釜、扫描电镜和X-射线衍射(XRD)等手段,对比研究了N80和GB-N80-3Cr两种材料在模拟油田水环境中腐蚀行为.结果表明,温度对腐蚀速率影响较大,随着温度的增加,腐蚀速率呈增大趋势;温度高于60℃时,N80材料开始出现台地状局部腐蚀,而GB-N80-3Cr在所有测试温度下均未见局部腐蚀出现,且GB-N80-3Cr的腐蚀速率明显低于N80材料.     

油套管N80钢的乙酸腐蚀行为

模拟油气田环境,采用高温高压釜对油套管N80钢进行失重腐蚀试验.结果表明:N80钢的腐蚀速率随着乙酸浓度的增加呈升高趋势,但在乙酸浓度为3000μl/L时反而比在1000μl/L时低,并且其在含乙酸的腐蚀介质中的腐蚀速率远高于在未含乙酸的腐蚀介质中的腐蚀速率.利用扫描电子显微镜(SEM)、能散X射线谱仪(EDS)和X射线衍射技术(XRD)研究了在不同乙酸浓度条件下油管钢N80腐蚀的特征并讨论了其腐蚀机理.     

Role of polyacrylamide concentration on corrosion behavior of N80 steel in the HPAM/H2S/CO2 environment

The effect of polyacrylamide on corrosion behavior of N80 steel in the HPAM/H₂S/CO₂ environment was studied by using weight-loss and electrochemical tests to simulate the environment of production wells in polymer flooding. The morphology and composition of corrosion scales were studied by scanning electron microscopy, energy dispersive X-ray spectrometer, and X-ray photoelectron spectroscopy. The results show that as the polyacrylamide concentration increases, the uniform corrosion rate of N80 steel decreases gradually. The safe service life of N80 steel grows along with the increase of the concentration of polyacrylamide. The corrosion scales of N80 steel in the HPAM/H₂S/CO₂ environment is split into two layers, an inner layer of O-rich composed of FeCO₃ and an outer layer of S-rich consisting of FeS. Polyacrylamide adsorbs on the surface of N80 steel to form a protective network, which blocks contact between the metal and the solution and then inhibits the anodic dissolution of the metal. Moreover, the growth of polyacrylamide concentration increases the pH value of the solution and promotes the ionization of H₂S, HS⁻, and H₂CO₃ in the solution.     

Comparison of corrosion scales formed on KO8OSS and N8O steels in CO2/H2S environment

Abstract

Scanning electron microscopy (SEM), energy dispersive spectroscopy (EDS) and X-ray diffraction (XRD) were applied to analyse the microstructure and composition of the corrosion scale formed on KO80SS and N80 tubes with carbon dioxide (CO₂) and hydrogen sulphide (SO₂). The corrosion scales of both KO80SS and N80 tubes were of the double layer structure, and not only uniform corrosion but also localised corrosion was observed. The crystal of the surface layer is laminar. The main phase in the outer layer is calcium carbonate (CaCO₃), and the inner scale consisted of iron carbonate (FeCO₃) for KO80SS steel and FeS_0·9 with a little amount of FeCO₃ for N80 steel respectively. Additionally, the electrochemical techniques were used to investigate the characteristics of the corrosion scales. The results indicated that the polarisation resistance R_p of KO80SS steel film was nobler than that of N80 steel film. Finally, the corrosion current I_corr of KO80SS steels was lower than that of N80 steels. Corrosion scale of KO80SS tube steels is more protective to the matrix than that of N80 tube steels.     

Corrosion of N80 carbon steel in oil field formation water containing CO2 in the absence and presence of acetic acid

Corrosion behaviour of N80 carbon steel in formation water containing CO₂ was studied by polarization curve technique, electrochemical impedance spectroscopy, weight loss test, scanning electron microscope, and X-ray diffraction. Effects of temperature and acetic acid concentration on the corrosion behaviour of N80 carbon steel were discussed. The results showed that increasing temperature not only enhanced the dissolution of steel substrate, but also promoted the precipitation of FeCO₃, the addition of acetic acid enhanced localized corrosion attack on N80 carbon steel. FeCO₃ was the main corrosion product. And there was a transition region between CO₂ corrosion control and HAc corrosion control.     

超临界CO2环境中温度和流速对N80碳钢腐蚀行为的影响

目的研究超临界CO2环境中温度和流速对N80碳钢腐蚀行为的影响,探讨N80碳钢在超临界CO2环境中的腐蚀机制。方法利用高压釜进行失重和电化学测试,同时利用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射仪(XRD)进行腐蚀形貌观察和腐蚀产物成分分析。结果当温度为40℃时,腐蚀速率最小,电化学阻抗随时间延长持续减小,此条件下并没形成FeCO3保护膜。升高温度导致腐蚀初期的腐蚀速率明显增大,然而腐蚀某个时刻后,电化学阻抗突然增大,意味着FeCO3保护膜的形成。温度越高,腐蚀24 h后的阻抗越大,产物膜越致密,保护性越好。另外,腐蚀失重速率随流速的增加而增大,电化学测试也表明流速越大,阻抗越小,腐蚀电流密度越大。SEM形貌分析表明,流体流动破坏了FeCO3膜的致密度,降低了其对N80碳钢基体的保护作用。结论尽管升高温度加速了N80碳钢的腐蚀,但却有利于保护性FeCO3膜的形成。温度越高,FeCO3膜越致密。流体流动破坏了保护性FeCO3膜的致密性,加速了N80碳钢腐蚀。     

Interaction of inhibitors with corrosion scale formed on N80 steel in CO2‐saturated NaCl solution

The performance of the selected inhibitors, including thioglycolic acid (TGA), diethylenetriamine (DETA), and naphthene acid imidazolines (IM), on the bare surface of N80 steel and its scaled surface pre‐corroded in CO₂‐saturated 1%NaCl solution was investigated by weight‐loss method, electrochemical measurements using rotating cylinder electrode and surface analytical methods (SEM, XRD, and EPMA). The results indicate that there is a remarkable difference in inhibition efficiency of inhibitors on the N80 steel with and without pre‐corrosion scale. The synergistic effect between inhibitors and corrosion scale not only depends on the size of inhibitor molecules, but also depends on the interaction of the inhibitor with the corrosion scale. It shows that IM and DETA have a good positive synergistic effect with the corrosion scale formed on N80 steel, although DETA has no inhibition efficiency for bare N80 steel, which can easily enter into the apertures of the corrosion scale, and block the active sites on the metal surface and the diffusion routeways of the reactant so as to depress the corrosion of the substrate metal. While TGA shows excellent inhibition efficiency on bare N80 steel, but it has an antagonistic effect with the corrosion scale although it has a small molecular weight as well as DETA, because TGA can dissolve corrosion scale and break its integrality and protectiveness performance.     

高温多元热流体注采液中N80钢的腐蚀行为

采用高温高压釜失重法和扫描电子显微镜(SEM)对多元热流体中N80钢的高温腐蚀行为进行了研究。结果表明,在高压CO2和有少量O2的介质中,温度40～280℃范围内,N80钢的腐蚀速率出现两个极大值,分别在60℃和180℃,这与钢表面碳酸亚铁膜和氧化膜的生成及变化有关。240℃时N80钢的静态腐蚀速率最大,动态下流速增大对腐蚀速率的影响较小,高温下动态腐蚀主要由氧传质控制,O2加速了N80钢的高温CO2腐蚀。     

醇醚基双咪唑啉缓蚀剂的性能及机理研究

目的模拟CO_2强采工艺,研究醇醚基双咪唑啉缓蚀剂DIM-OE的缓蚀性能及机理,解决CO_2对整个注采及地面集输系统的低碳钢设备的腐蚀问题。方法采用傅里叶红外光谱仪对醇醚基双咪唑啉进行了分子结构表征,采用动态挂片法评价了DIM-OE在不同CO_2分压、不同温度、不同质量浓度下对N80的缓蚀性能,采用动电位极化曲线研究了DIM-OE的电化学机理,采用扫描电镜和EDS分析了N80腐蚀后的表面形貌和元素含量。结果随CO_2分压的增加,N80的腐蚀速率显著增大。N80的腐蚀速率随腐蚀介质温度的升高先是增大,后又明显下降。随着DIM-OE质量浓度的增加,腐蚀速率逐渐减小,缓蚀率逐渐增大,最终均趋于稳定,腐蚀速率最小为0.063 mm/a,缓蚀率均达到90%以上。DIM-OE为抑制阳极为主的混合型缓蚀剂,其分子在N80表面的吸附为单分子层吸附,是物理吸附和化学吸附的共同作用。未加DIM-OE的N80表面腐蚀产物中的C、O元素质量分数较高,Fe元素的质量分数较低,腐蚀严重;加有200mg/LDIM-OE的N80表面腐蚀产物中的C、O元素质量分数较低,Fe元素的质量分数较高,腐蚀较轻。结论在CO_2强采工艺条件下,DIM-OE缓蚀剂分子在N80表面可形成稳定的吸附层,有效地抑制CO_2对N80钢片的腐蚀,具有较好的缓蚀作用。