X65钢在模拟集输管道环境中的腐蚀行为

通过腐蚀失重、SEM、XRD等方法,研究了X65钢在模拟集输管道CO_2/油/水环境中的腐蚀特性。结果表明:X65钢腐蚀速率随流速和CO_2分压升高均呈现先增大后减小的趋势,存在临界流速和临界压力;低于临界值,基体表面上生成的腐蚀产物疏松多孔、不稳定,高于临界值后形成的产物膜致密、附着力较强,具有一定保护作用;流速增大超过1m/s会使油膜比较均匀地吸附在试样表面,减少了腐蚀反应活性点,一定程度上保护了基体不被腐蚀,腐蚀速率下降;随CO_2分压增大,CO_2在原油内的溶解度增加使原油黏度下降,流动性变好,与基体接触和吸附的概率增加,对X65钢的缓蚀作用增强,也会使腐蚀速率下降。     

正交试验法研究X90管线钢在CO_2环境中的腐蚀行为

通过正交试验法研究了CO_2环境中各因素对X90管线钢腐蚀行为的影响。结果表明:各因素对X90管线钢在CO_2环境中腐蚀速率的影响按大小顺序是原油含水率、温度、CO_2分压、流速;X90管线钢腐蚀产物膜表面布满网状裂纹,呈鳞片状,产物膜结构疏松,对基体保护作用较弱,表面点蚀坑较多,点蚀严重,X90管线钢抗CO_2腐蚀性能较差;产物膜成分随腐蚀环境变化而不相同,所有产物中都含有FeCO_3和Fe,部分试样产物膜中还有腐蚀介质析出的碳酸盐。     

超临界CO_2/油/水系统中油气管材钢的腐蚀机制

利用高温高压CO2模拟实验及SEM,EDS,XRD等分析技术,研究了超临界CO2/油/水系统中J55钢的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜的结构特征,建立了不同含水率下的腐蚀模型,并阐述其腐蚀机制.结果表明:含水率低于30%时,原油浸润整个金属表面,J55钢发生均匀腐蚀,处于耐蚀状态;含水率在30%~75%之间时,腐蚀速率近似线性增长,原油吸附不均匀性及在腐蚀膜沉积部位水优先润湿导致局部孔蚀;含水率高于75%以后,水相浸润整个金属表面,原油的缓蚀作用被屏蔽,腐蚀膜局部破坏引发台地腐蚀,腐蚀速率急剧增加.含水率达到100%时,超临界CO2溶于水形成的强腐蚀环境导致整个金属表面的均匀腐蚀.原油能够削弱超临界腐蚀介质对腐蚀膜的溶解,改变腐蚀膜晶粒尺寸、堆积形态及化学组成,提高腐蚀膜的保护性能.     

恒定的pH值和Fe~(2+)浓度下X65碳钢的CO_2腐蚀行为

在初始pH值为5.80和初始Fe~(2+)浓度为20 mg/L的条件下,采用离子交换树脂调节腐蚀过程中的pH值和Fe~(2+)浓度,使p H值和Fe~(2+)浓度在整个腐蚀过程中保持恒定。采用开路电位测试、线性极化技术、扫描电镜等手段研究了X65钢的CO_2腐蚀行为,并与非恒定条件(腐蚀过程中不调节pH值和Fe~(2+)浓度)下X65钢的CO_2腐蚀行为进行了对比。结果表明,在非恒定的pH值和Fe~(2+)浓度下,X65钢的腐蚀速率在120 h后迅速下降,220 h后腐蚀速率约为0.5 mm/a,样品表面的FeCO3膜完整且致密。在恒定的pH值和Fe~(2+)浓度下,X65钢的腐蚀速率在160 h后才开始缓慢下降,220 h后腐蚀速率仍高达4.5 mm/a,样品表面FeCO3膜的裂纹较多,且与基体之间存在明显间隙。因此,在密闭容器中维持相对恒定的pH值和Fe~(2+)浓度对获得与油气田现场一致的CO_2腐蚀行为规律十分重要。     

X52钢在含H_2S/CO_2混合气体的三甘醇溶液中的腐蚀行为

借助静态常温常压釜和CHI660D电化学工作站,研究了X52钢在含H_2S/CO_2混合气体的80%(质量分数)三甘醇溶液中的腐蚀行为,同时借助JC2000C1接触角/界面张力测量仪研究了冷凝水及三甘醇对X52钢的浸润性。结果表明:在含H_2S/CO_2混合气体的三甘醇溶液中X52钢的腐蚀速率比在同样含H_2S/CO_2混合气体的冷凝水中的低;在三甘醇溶液浸泡后的X52钢表面几乎无腐蚀产物堆积,但存在局部点蚀坑;80%三甘醇溶液对管壁造成的腐蚀面积比相同体积的冷凝水的更大。     

高温高压H2S/CO2腐蚀产物膜对低铬钢氢渗透行为的影响

目的探讨含Cr腐蚀产物膜对油管钢氢渗透行为的影响。方法对80SS、P110-3Cr和P110-7Cr油管钢试样进行高温高压H_2S/CO_2腐蚀模拟实验,并利用双电解池技术测量试样腐蚀前、后的氢渗透电流密度。通过扫描电子显微镜、能谱分析仪和X射线衍射仪对腐蚀产物膜的微观形貌、成分和物相组成进行分析。结果三种材料的腐蚀产物主要由亚稳态的马基诺矿型硫铁化合物构成,没有发现典型的CO_2腐蚀产物FeCO_3晶体,在P110-3Cr(7.4%Cr)和P110-7Cr(14.75%Cr)钢的腐蚀产物膜中有Cr元素富集。随着钢中Cr含量的提高,120℃腐蚀后,试样的表观扩散系数减小。80SS、P110-3Cr和P110-7Cr油管钢试样表面无腐蚀膜时,吸附氢浓度分别为0.98×10~(-5)、9.54×10~(-5)、9.3×10~(-5) mol/cm~3。120℃腐蚀后,带有腐蚀膜试样的膜层/基体界面钢基体侧的吸附氢浓度分别为0.93×10~(-5)、5.17×10~(-5)、8.52×10~(-5) mol/cm~3。结论三种油管钢的腐蚀过程均由H_2S控制。腐蚀产物膜中Cr元素富集有助于降低带有腐蚀膜试样的表观扩散系数。与不带腐蚀膜的试样相比,三种带腐蚀膜试样的膜层/基体界面钢基体侧的吸附氢浓度降低,腐蚀产物膜对氢渗透具有明显的阻碍作用。     

X65钢在含超临界CO_2的NaCl溶液中腐蚀机制的讨论

利用高温高压反应釜研究了X65管线钢在含有超临界CO2(supercritical CO2,SC CO2)的3.5%NaCl溶液、去离子水以及溶解有NaCl溶液的超临界CO2相中的腐蚀行为.结果表明,Cl-的存在导致X65钢在含有饱和SCCO2的NaCl溶液中的腐蚀速率显著升高,腐蚀产物膜的晶粒形貌发生改变.X65钢在超临界CO2相中的腐蚀速率远远低于在NaCl溶液中的腐蚀速率,但出现局部腐蚀.X65钢在含有SC CO2的NaCl溶液中的腐蚀分为3个阶段:第一个阶段为基体快速溶解阶段,表面没有FeCO3生成;第二阶段为FeCO3开始沉积阶段,形成的FeCO3腐蚀产物膜不完整,增大了阴极还原反应面积,导致腐蚀加速;第三阶段为腐蚀产物膜保护阶段,形成的腐蚀产物膜致密性逐渐提高,保护性好,但Cl-仍然可以穿过腐蚀产物膜到达膜基界面,从而加速钢的腐蚀.建立了普通管线钢在含Cl-溶液中的超临界CO2腐蚀模型.     

X52钢在模拟高酸性气田环境中的腐蚀行为

采用高温高压釜研究了X52管线钢在高含量H_2S/CO_2(60℃、pH_2S=1.5 MPa、pCO_2=0.9 MPa)共存环境中的腐蚀特性,以及Cl-和元素硫对其腐蚀行为的影响,并结合SEM和XRD对腐蚀产物膜、表面形貌和腐蚀产物成分进行分析。结果表明,在高含量H_2S/CO_2共存环境中,X52钢的腐蚀产物主要为马基诺矿和硫铁矿,腐蚀受H_2S控制,且以均匀腐蚀为主,表面腐蚀产物膜对X52钢的全面腐蚀有一定的抑制作用,但不能防止氢鼓泡;X52钢的腐蚀速率随Cl~-含量的升高先增大后减小,腐蚀产物的晶化度明显降低,保护性差;X52钢的腐蚀速率随元素硫含量的增加先增大后减小,在硫含量为5g/L时,其腐蚀速率最大,为14.70mm/a。硫含量过大时,易发生聚结沉积,使腐蚀速率有所下降。     

油管钢在模拟超临界CO2中耐蚀特性的研究

目的研究普通碳钢P110、3Cr、普通马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr钢在某油井超临界CO_2环境中的耐蚀特性。方法模拟该高温高压高含CO_2且含Cl–油井的腐蚀环境,采用高温高压反应釜对上述四种油管钢进行挂片实验,借助高精度天平、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)从平均腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌和化学成分及腐蚀机制方面分析其抗均匀腐蚀与抗点蚀特性。结果在CO_2分压达12 MPa,110℃,Cl–质量浓度为16 542 mg/L的典型环境,P110,3Cr油管钢的平均腐蚀速率分别为5.625,2.992 mm/a;13Cr为0.155 mm/a,有点蚀发生,HP2-13Cr则为0.003 mm/a,且为均匀腐蚀,HP2-13Cr能满足模拟腐蚀环境的使用要求。结论在上述超临界CO_2环境,碳钢P110与3Cr在基体表面不存在Cr的富集,耐蚀性差;马氏体不锈钢13Cr和超级马氏体不锈钢HP2-13Cr因基体表面能生成致密的钝化膜,则表现出相对优良的耐蚀性,但两者的合金元素Ni,Mo含量不同,造成了对两者抗均匀腐蚀与抗点蚀性能的显著差异。     

基体材料表面粗糙度对Ti/TiN/Zr/ZrN多层膜性能的影响（英文）

采用真空阴极电弧沉积技术,在4组表面粗糙度不同的Cr17Ni2钢基体上制备Ti/Ti N/Zr/Zr N多层膜。采用扫描电镜、X射线衍射仪、显微硬度计、结合力划痕仪、砂粒冲刷试验仪和盐雾试验机分析测试多层膜的截面形貌、膜层厚度、相组成、硬度、膜/基结合力、抗砂粒冲刷性能和耐腐蚀性能等。结果表明:所制备的多层膜厚度为11.37μm,维氏硬度为29.36 GPa;多层膜能显著地提高Cr17Ni2钢基体的抗砂粒冲刷和耐盐雾腐蚀能力;基体材料表面粗糙度对膜层性能的影响很大,基体表面粗糙度越小,其膜/基结合力、抗砂粒冲刷性能和耐盐雾腐蚀性能越佳;为了获得具有良好综合性能的膜层,待表面处理的基体表面粗糙度必须控制在Ra0.40μm。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

CO2环境下油酸咪唑啉对X65钢异种金属焊缝电偶腐蚀的抑制作用研究

研究了X65管线钢与316L不锈钢、Inconel 625双金属复合管的异种金属焊缝在CO2环境下的电偶腐蚀行为,以及油酸咪唑啉的缓蚀作用。结果表明,随着电偶电位差的增大,异种金属焊缝的腐蚀速率明显升高,并且都显著高于母材。添加油酸基咪唑啉缓蚀剂能降低异种金属焊缝在CO2环境下的均匀腐蚀速率。但是,当缓蚀剂浓度添加较低时,异种金属焊接试样的碳钢一侧出现了严重的沟槽腐蚀或密集的点蚀坑;进一步增加缓蚀剂浓度才能消除沟槽腐蚀现象。讨论了缓蚀剂对异种金属焊缝电偶腐蚀的抑制机理,该项研究可为异金属焊接接头处的腐蚀防护提供借鉴。     

L80钢在CO2/H2S腐蚀环境中的力学特性

目的：研究L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性。方法利用微机控制慢应变速率拉伸试验机,对特定腐蚀条件下的L80钢试样进行拉伸实验,分析各因素对L80钢力学特性的影响变化规律。结果在CO2/H2S环境中,随着含水率的增加,L80钢的屈服强度、抗拉强度、延伸率均下降,L80钢拉伸曲线出现劣化。随预拉应力的增大,L80钢的屈服强度变化不明显,而抗拉强度和延伸率降低,当预拉应力超过0.8σs时,L80钢的腐蚀速率显著增加,表现出较强的应力腐蚀敏感性;随着H2S分压的增加, L80钢的力学性能发生劣化,表现出氢脆敏感性,而受CO2分压的影响不明显;温度升高导致L80钢的拉伸曲线出现了轻度劣化,延伸率和屈服区宽度小幅降低,但抗拉强度变化不大。结论 L80钢在CO2/H2S环境中的力学特性受温度、CO2分压影响程度小。含水率和预拉应力的增大降低了L80钢的力学韧性,预拉应力的存在使L80腐蚀速率加快,缩短了耐腐蚀寿命。L80钢的力学性能对于H2S分压较对CO2分压更为敏感,试样的断裂是机械拉力和应力腐蚀共同作用的结果。     

温度对X70钢在含CO2地层水中腐蚀行为影响

利用高温高压反应釜,采用失重、SEM、XRD、EDS和电化学方法研究了不同温度下X70管线钢在含CO2地层水中的腐蚀行为。讨论了X70钢CO2腐蚀机理的热力学和动力学机制。结果表明:温度通过影响FeCO3过饱和度、晶粒形核率和长大速率,进而影响X70钢腐蚀速率。在温度为30℃时,FeCO3的过饱和度较小,不能在X70钢表面连续析出,难以形成保护性产物膜,X70钢腐蚀速率较高。温度为60~90℃时,FeCO3的形核速率大于生长速率,X70钢表面形成致密的FeCO3膜,腐蚀速率开始下降。继续升温至120和150℃,FeCO3的形核速率小于生长速率,X70钢表面不能形成完整的具有保护性的FeCO3膜,或膜内应力增大导致膜破裂。FeCO3膜与基体金属形成电偶电池,发生局部腐蚀。     

API X65、316L不锈钢及Inconel 625间电偶腐蚀风险研究

目的：确定API X65、316L不锈钢及inconel625相互偶接后的电偶腐蚀风险。方法采用电化学测试、标准电偶腐蚀评价实验和腐蚀模拟实验对电偶腐蚀进行分析研究。结果在模拟地层水中,经过电化学测试,X65的自腐蚀电位在-0.75 V左右,316L和625的电位在-0.35 V左右。对于标准电偶腐蚀评价实验,敞口溶液及CO2分压分别为100 kPa和500 kPa的溶液中,X65与316L之间的电偶电流最大,其次是X65与625,316L和625之间的电偶电流最小,几乎为零。通过电偶腐蚀模拟试验可知,X65与316L或625偶接,都发生了明显的电偶腐蚀,而且X65侧靠近焊接接头位置发生了严重的沟槽腐蚀,未偶接异金属时X65的平均腐蚀速率为1.24 mm/a,异金属接触导致的电偶腐蚀使X65的腐蚀速率增加, X65与316L偶接后的平均腐蚀速率为1.49 mm/a,X65与625偶接后的平均腐蚀速率为1.75 mm/a。X65与316L偶接后的局部腐蚀速率最大为16.8 mm/a,X65与625偶接后的局部腐蚀速率高达26.4 mm/a,由于电偶腐蚀导致的局部腐蚀速率要比X65的自腐蚀速率超出十几倍。X65与316L偶接的电偶腐蚀的速率要比X65和625偶接的大,316L和625间几乎没有电偶腐蚀发生。结论 X65、316L和625间偶接的电偶腐蚀风险大于X65与316L的,316L和625间偶接的电偶腐蚀风险较小。     

含硫原油对X65钢管道顶部腐蚀实验研究

利用高温腐蚀试验箱,模拟输油管道的腐蚀环境,研究X65钢管道在含硫原油中的腐蚀行为。利用扫描电子显微镜 (SEM)、能谱分析 (EDS) 和X射线衍射 (XRD) 等分析技术,对比分析不同腐蚀时间、温度下样品腐蚀产物的组织形态与成分,研究腐蚀时间及原油温度对X65钢管的腐蚀影响规律。结果表明,随着腐蚀时间的延长,试样腐蚀速率先增大后减小,最后趋于某一定值;温度对试样腐蚀速率影响较明显,由于重力作用腐蚀产物呈下坠状附着在试样表面,腐蚀形态为全面腐蚀。在低温时腐蚀产物主要成分为铁的氧化物,在温度较高时腐蚀产物中出现Fe₂S等具有保护性的腐蚀产物。