温度对X65和3%Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜对X65及新研制开发抗CO2腐蚀的含3%Cr低合金管线钢在不同温度下的CO2腐蚀行为进行研究。结果表明,X65管线钢腐蚀速率随温度升高呈先增大后减小的规律,在80℃附近达极大值,含3%Cr低合金管线钢的腐蚀速率随温度升高呈单调增加趋势。X65管线钢腐蚀产物膜以FeCO3晶体堆垛为主要特征,含3%Cr低合金管线钢腐蚀产物膜主要由FeCO3和Cr(OH)3组成,随温度升高腐蚀产物中的Cr含量显著提高,Fe含量明显下降。含3%Cr低合金管线钢表面形成的富Cr腐蚀产物膜结构致密无孔洞,显著降低均匀腐蚀速率和有效抑制局部腐蚀发生。     

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。     

温度、流速及压力对原油腐蚀性的影响

利用腐蚀失重法探讨了X60管线钢在不同温度、流速、压力条件下原油中的失重规律,进一步利用(SEM)、能谱分析(EDS)分析腐蚀产物膜的成分。结果表明,随着温度的升高,X60管线钢在原油中的腐蚀速率先增大后减小。动态原油比静态原油更具腐蚀性,且随着流速的增大X60管线钢的腐蚀速率随之增大。压力对输油管线在原油中的腐蚀影响较小。EDS分析结果表明,腐蚀产物主要由Fe,O,S,C和Cl组成。     

低Cr X70管线钢在多相流腐蚀环境中CO2腐蚀行为研究

利用高温高压反应釜模拟油田多相流腐蚀环境,对低CrX70管线钢CO<,2>腐蚀行为进行了研究.采用失重法计算腐蚀速率,利用SEM、EDS、XRD等手段观察和分析了腐蚀产物膜的形貌、结构和成分.结果表明:随着腐蚀环境温度的升高,X70管线钢平均腐蚀速率和点蚀速率的变化趋势均是先增大后减小,在60℃时平均腐蚀速率达到最大值,而在90℃时点蚀速率达到最大值;基体中的Cr容易生成Cr<,2>O<,3>在金属表面沉积,可以有效阻碍阴离子穿透腐蚀产物膜到达金属表面,大大减少Cl-导致的点蚀;随着环境温度的升高,FeCO<,3>在腐蚀产物膜中占的比例也随温度的升高而增加.     

影响鞍钢X70管线钢CO2腐蚀行为的环境因素和材料因素

利用失重法、扫描电镜等,研究了X70管线钢在CO2分压为2MPa的NACE溶液中高温高压环境下的腐蚀行为,结果表明,温度和Cl-是影响X70钢腐蚀的主要环境因素,随温度的升高均匀腐蚀速率增大。钢中珠光体、粒状贝氏体组织及非金属夹杂物MnS、CaS等在腐蚀环境中促进了管线钢的腐蚀。因此在材料方面要降低珠光体及粒状贝氏体含量,细化夹杂物,并降低夹杂物级别。     

X100管线钢鹰潭土壤模拟溶液中腐蚀行为的研究

采用失重法、线性极化曲线和阻抗谱电化学技术,结合SEM、EDS和XRD研究了SRB+IOB对X100管线钢在鹰潭土壤模拟溶液中腐蚀行为的影响。结果表明:X100管线钢在无菌环境下的腐蚀为中度腐蚀,腐蚀速率随浸泡时间的增加先减小,后缓慢增大,腐蚀产物主要为Fe_2O_3。有菌(SRB+IOB)环境下浸泡5 d后的腐蚀为严重腐蚀,浸泡17和40 d后的腐蚀为中度腐蚀,腐蚀速率随浸泡时间的增加不断减小,腐蚀产物主要为FeS和Fe_2O_3。X100管线钢在无菌环境下的腐蚀倾向为随浸泡时间的增加不断增大,在有菌(SRB+IOB)环境下为不断减小。腐蚀速率在无菌环境下为先迅速减小后缓慢增大,在有菌(SRB+IOB)环境下为不断迅速减小。SRB+IOB的存在加剧了X100管线钢的腐蚀。     

温度对X52管线钢C02腐蚀电化学行为影响

利用动电位极化和电化学阻抗谱技术,研究了温度（30℃,50℃,70℃）对X52管线钢在饱和CO2的NaCl溶液中腐蚀过程的影响。由实验结果得出温度升高促进腐蚀反应的阳极过程和阴极过程,使X52管线钢腐蚀速率增大而且温度对阴极过程的促进作用大于阳极,使Ecorr正向移动;同时温度升高增大了腐蚀产物的形成速率,使其在电极表面析出并以膜层的形式存在,但温度的改变并没有改变X52管线钢在此环境下的腐蚀机理。     

稠油-水混输对海管腐蚀行为影响因素研究

针对海上稠油-水混输可能出现的海管腐蚀问题,采用电化学测试法,研究温度、矿化度和pH值三种因素对海管常用X52钢的腐蚀行为影响。结果表明:X52钢腐蚀速率随温度升高逐渐增大,使腐蚀电流密度达到最大,溶液电阻和电荷转移电阻达到最小,因此适当调整外输温度可控制温度对海管腐蚀的影响;60℃下,HCO_3~-浓度升高时腐蚀速率先增大后减小,400mg/L时出现极大值;相同温度下,Cl-浓度升高时腐蚀电流密度和容抗弧直径先增大后减小,因此添加配伍性好的缓蚀剂可有效缓解高矿化度对海管腐蚀的影响;25℃下,pH值升高时腐蚀电流密度的对数呈线性下降趋势,电荷转移电阻逐渐增大,因此设法调节采出液pH值在中性以上也可缓解腐蚀。     

H2S-CO2分压对高硫高盐油田地面管线腐蚀规律的影响

通过腐蚀模拟试验,研究了H2S-CO2含量对高硫高盐油田地面管线的腐蚀规律。结果表明,随H2S-CO2总压力升高,X52QS和BNS钢的腐蚀速率均降低,X52QS钢腐蚀速率较BNS钢略高,腐蚀机制为H2S控制,腐蚀产物膜以马基诺矿(FeS1-x)为主。     

20钢在模拟CO_2驱工况环境中的腐蚀行为

采用高温高压釜动态模拟CO_2驱工况环境,使用失重法研究温度和CO_2分压对20钢腐蚀速率的影响,利用离子色谱分析试验前后钙镁离子的含量,并用扫描电镜(SEM)和X-射线衍射仪(XRD)表征腐蚀形貌和产物成分。结果表明:20钢发生了严重CO_2腐蚀,其腐蚀速率随温度升高而增大、随CO_2分压的增大呈现先降低后增大的趋势;CO_2分压促进采出水中钙镁的沉积;腐蚀产物主要是FeCO_3。     

氢化钛高温分解制高纯WTi合金

本研究分析了Ti H2高温分解释氢的特性,将其应用于高纯WTi合金靶材的热压成型制备中。讨论了热压过程工艺对烧结样品纯度及原料配比对烧结坯微观组织的影响,采用金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、碳硫分析、氧氮氢分析仪、辉光放电质谱法(GDMS)等观察WTi10样品的微观形貌及检测杂质含量。结果表明,随着Ti H2在Ti成分中占比的提高,烧结出的WTi合金的气体杂质含量减少,烧结WTi10合金的微观组织更趋均匀,W元素无扩散至Ti基体内形成纤维状富钨相倾向逐渐减弱。研制出纯度99.9993%的超高纯WTi10靶材制品。     

元素S对镍基合金G3在高温高压H2S/CO2气氛中腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟H2S/CO2及元素S共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,然后利用SEM、EDS及XPS等表面分析技术,探讨元素S对镍基合金G3高温高压H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:在元素S含量为0、1及10 g/L时,镍基合金G3的平均腐蚀速率变化不大,钝化膜厚度约为11 nm,其结构呈双极性,外层以Cr、Ni的氢氧化物、氧化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;当元素S含量增大到100 g/L时,腐蚀速率急剧增大,钝化膜厚度也迅速增大到约90 nm,且结构转变为外层以Cr、Ni的硫化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;钝化膜结构的转变可能是导致镍基合金G3耐蚀性能降低的最主要原因。     

高温高压H2S/CO2环境缓蚀剂分子结构与缓蚀性能关系的研究

用静态和动态腐蚀失重法研究喹啉季铵盐、吡啶季铵盐、曼尼希碱和咪唑啉季铵盐四种不同主体类型缓蚀剂在高温高压H₂S/CO₂环境中N80钢的缓蚀性能,并结合扫描电子显微镜（SEM）和X射线光电子能谱（XPS）表面分析技术研究了不同缓蚀剂主体分子结构与缓蚀性能的关系。结果表明,四类缓蚀剂的缓蚀效率的大小顺序是：喹啉季铵盐>吡啶季铵盐>曼尼希碱>咪唑啉季铵盐。喹啉季铵盐与其他三种缓蚀剂主体分子结构相比具有更好的抗硫性能,其对N80钢具有良好的吸附性能,可形成抗腐蚀性介质渗透能力强的致密均匀和稳定不易分解的有机膜。其缓蚀剂用量为0.15%时,缓蚀率可达97%。     

二辊轧机联轴器连接螺栓断裂事故分析

以实测为根据，对二辊不可逆轧机主传动系统联轴器上的连接螺栓进行了受力分析和理论计算，找出了连接螺栓的断裂原因。     

CONTROLLING HIGHTEMPERATURE DEFORMATION BY VARYING MICROSTRUCTURE IN A Ti47Al2Cr2Nb ALLOY

１　ＩＮＴＲＯＤＵＣＴＩＯＮγＴｉＡｌａｌｌｏｙｓａｒｅａｔｔｒａｃｔｉｖｅｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｍａｔｅｒｉａｌｓｂｅｃａｕｓｅｏｆｔｈｅｉｒｐｏｔｅｎｔｉａｌａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｉｎａｅｒｏｓｐａｃｅａｎｄａｕｔｏｍｏｂｉｌｅｉｎｄｕｓｔｒｉｅｓ［１］．ＣｕｒｒｅｎｔｒｅｓｅａｒｃｈｏｎγＴｉＡｌｉｓｐｒｉｍａｒｉｌｙｆｏｃｕｓｅｄｏｎｉｍｐｒｏｖｉｎｇｉｔｓｒｏｏｍｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｄｕｃｔｉｌｉｔｙ,ｔｏｕｇｈｎｅｓｓａｎｄｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｃｒｅｅｐｒｅ…     

高温高压H_2S/CO_2环境中镍基合金825的腐蚀行为

针对高含硫油气田开发过程中所面临的材料腐蚀问题,采用高温高压哈氏合金反应釜,对镍基合金825在高含量H2S/CO2环境中的腐蚀行为进行了研究,利用SEM、EDS、电化学等手段分析了腐蚀试样的微观形貌和结构特征,探讨了腐蚀机理。结果表明,在高温高压H2S/CO2环境中825合金腐蚀很轻微,其最大腐蚀速率仅为0.068mm/a,应力腐蚀试样表面没有出现裂纹,但有点蚀,点蚀在晶界处形核,表明镍基合金的晶面为其薄弱环节,容易遭到破坏。     

异种金属偶接在高温高酸性环境中的电偶腐蚀行为

模拟150℃,H_2S分压1.0 MPa,CO_2分压1.5 MPa,Cl~-质量浓度200 000mg/L的高温高酸性腐蚀环境,采用高温高压电化学测试技术和浸泡腐蚀试验,研究了镍基合金718分别与低合金钢35CrMo、20CrMnTi和铝合金2A12偶接后的电偶腐蚀行为,并利用扫描电子显微镜(SEM)与X射线能谱仪(EDS)对腐蚀试样的表面形貌及腐蚀产物成分进行分析。结果表明:在模拟高温高酸性工况下,与镍基合金718偶接后金属的电偶腐蚀速率与两偶接材料的电位差呈正相关,而异种金属偶接对腐蚀产物和腐蚀机理没有明显影响。在高酸性腐蚀环境中使用的井下工具结构在设计时应避免电位差过大的镍基合金718-铝合金2Al2异金属发生偶接。     

江苏油田注CO2强化采油的防腐工艺研究及应用

针对CO2强化采油的具体条件，对高CO2分压、高 矿化度条件下CO2腐蚀的规律进行了探索，对缓蚀剂IMC-871-G在各种温度、压力条件下的使用效果进行了实验.在CO2强化采油矿场实验中综合运用了各种CO2防腐措施并取得了较好的效果.     

深冷处理对M2Al高速钢高温耐磨性的影响

探究了不同深冷处理温度对M2Al高速钢高温耐磨性的影响。结果表明,经过深冷处理的M2Al高速钢试样微观组织发生了变化,残留奥氏体转变为马氏体,碳化物尺寸减小并且弥散分布在马氏体基体上。随着深冷温度的降低,碳化物的尺寸减小且分布均匀。M2Al高速钢经过深冷处理后高温摩擦因数比未深冷处理的减小,其中-160 ℃深冷处理试样的高温摩擦因数比未深冷处理的降低55.7%,经过深冷处理的M2Al高速钢磨损量比未深冷处理的减小,其中-160 ℃深冷处理后磨损量最小。未深冷处理的M2Al高速钢试样磨损形貌比较粗糙,发生严重的粘着磨损,经过-160 ℃深冷处理的试样,磨痕比较浅,磨损形式主要为磨粒磨损。当深冷处理温度为-160 ℃时,M2Al高速钢的高温耐磨性提升效果最好。     

高速电弧喷涂FeAlCr/Ni包Cr3C2涂层高温性能

用高速电弧喷涂技术制备了FeAlCr/Ni包Cr3C2涂层,并对涂层的耐高温冲蚀性能、高温腐蚀性能和高温磨损性能进行了研究.结果表明,与基体比较涂层具有良好的耐高温冲蚀性能,并随温度的升高和冲击角度增大,耐冲蚀性能提高;良好的高温抗腐蚀性能,随温度升高,腐蚀率略有上升;优异的常温耐磨损性能,超过550℃的耐磨损性能高.