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。     

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.     

KO110与3Cr110钢的CO2腐蚀实验对比研究

在模拟油田CO2腐蚀环境下，对K0110钢和3Cr110钢的腐蚀特征进行研究并加以比较。结果表明，两种钢的腐蚀速率在90℃左右都达到最大值；在温度低于90℃时表面形成的膜较疏松，保护性差；而温度高于90℃时，形成的膜和基体接合较为牢固，保护性强；钢中铬的加入能有效地防止局部腐蚀的发生。     

温度对SM80SS套管钢在CO2／H2S共存环境中的高温高压腐蚀行为影响

用失重法、扫描电镜（SEM）、X射线能谱（EDS）及X射线能谱（Ⅺ①）对温度对SM80SS特级抗硫套管钢在CO2/H2S共存条件下的腐蚀行为进行了试验研究,结果表日月．在试验条件下,低温（40℃）时,腐蚀速率较小,腐蚀产物为FeCO3和FeS0.9,膜颗粒细小、比较致密,平均腐蚀速率较小;温度逐渐升高至100℃左右时,腐蚀产物为FeCO3和FeS0.9,膜颗粒粗大、疏松,平均腐蚀速率最大;高温（150℃）时,腐蚀速率较小,腐蚀产物为FeO（OH）和FeCO3、FeS0.9,膜颗粒较小、致密,但比低温时明显粗大,平均腐蚀速率较小;高低温时腐蚀产物都有较好的局部腐蚀阻碍作用,腐蚀形式为均匀腐蚀。     

N80和3Cr油管钢在CO_2驱油环境中的腐蚀行为

利用高压釜模拟油田现场CO2驱油环境,对N80和3Cr两种油管钢进行了CO2腐蚀试验,通过扫描电镜(SEM)和X射线衍射仪(XRD)分析对比了腐蚀产物膜的腐蚀行为和特征,并评价了三种缓蚀剂对两种油管钢的缓蚀性能,计算了腐蚀速率和缓蚀效率,对比了相应条件下的腐蚀产物膜表面形貌。结果表明,在同一CO2分压条件下,N80和3Cr钢在55℃时的腐蚀速率均比在30℃时的大,N80钢在30℃和55℃时的腐蚀速率明显大于3Cr钢,其抗CO2腐蚀性能满足关系3CrN80;N80腐蚀产物主要由FeCO3和少量CaCO3沉积物组成,3Cr腐蚀产物主要由FeCO3及少量Cr7C3和Cr2C3组成。     

Q235钢在采出液中表面产物膜的结构及其对腐蚀的影响

对Q235钢在模拟某油田采出液中形成的表面产物膜,采用光学显微镜、扫描电镜(SEM)观察其表面形貌,通过X射线(XRD)和能谱分析产物膜的组成,用失重法测定并研究表面垢的生长对腐蚀的影响。结果表明,Q235钢在50℃的试验溶液中形成的表面产物膜有三层结构,外层FeCO3晶体较疏松,内层FeCO3晶体较紧密,中间层介于二者之间,表面膜的主要成分为铁的碳酸盐。试验前3天腐蚀速率最大为0.1531mm/a,随着第一层膜的形成以后腐蚀速率开始下降,24天时形成沉积膜腐蚀速率降到最低为0.0259mm/a,腐蚀至34天时,由于形成的第三层膜比较松散,腐蚀速率开始回升,34天后腐蚀速率基本稳定。     

多相流动状态下温度对X70钢CO2腐蚀的影响

目的提高多相流动状态下温度对X70钢CO2腐蚀机理的认识。方法采用自制实验装置和挂片实验,模拟起伏管路段塞流动条件下X70钢的CO2腐蚀状态,通过电子显微镜和电化学在线监测等手段对试样表面形貌、腐蚀速率以及在线腐蚀情况进行观察和分析,侧重研究多相流动状态下温度对X70钢CO2腐蚀速率的影响。结果当温度达到90~98℃时,由于腐蚀产物膜的影响,CO2分压对腐蚀速度影响甚微,腐蚀速度降至较低水平。当温度在60~80℃之间时,腐蚀挂片表面的腐蚀状态不稳定,出现局部腐蚀或均匀腐蚀,当CO2分压较低时(如0.15 MPa),易形成均匀腐蚀;当CO2分压较高时(如0.6 MPa),易形成局部腐蚀。当温度在40~80℃之间时,随着CO2分压的增加,腐蚀速率达到最高值的温度越来越高,腐蚀速率达到最高值的温度范围一般保持在40~80℃之间。结论温度对X70钢CO2腐蚀的影响与CO2分压密切相关,相同温度下,随着CO2分压的增加,腐蚀速率增大,相应的腐蚀速率达到最高值的温度也越来越高;孤立地说某一温度值下,CO2腐蚀速率达到最高值这一说法不准确。     

高温高压CO_2环境介质中X60钢的腐蚀

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针微观结构分析等方法,研究了X60钢在不同高温条件下及2MPa分压的饱和CO2的环境介质中的腐蚀行为.结果表明:在90℃、120℃、150℃温度下,X60钢发生了严重的CO2腐蚀,表现出高的腐蚀速率,且腐蚀速率随着温度的升高呈先上升再下降的趋势,120℃时最大,表面腐蚀产物膜的主要成分为Fe3C和FeCO3.腐蚀过程显示局部腐蚀特征,为不同程度的点蚀和条状腐蚀.研究发现,Clˉ为点蚀的"激发剂",促进了点蚀的发生和发展.CO2腐蚀受温度、腐蚀产物膜、钢的显微组织、Clˉ等影响,是各种因素相互作用的结果.     

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。     

温度对N80钢在CO_2/O_2共存环境中腐蚀行为的影响

采用高温高压反应釜、失重法、X射线衍射法、扫描电镜观察及能谱分析等方法研究了N80钢在CO2与O2共存环境中不同温度下的腐蚀行为。结果表明,在CO2与O2共存环境中,N80钢的腐蚀速率随温度的升高呈现先急剧增大后缓慢减小的趋势,在90℃时腐蚀速率最大。XRD结果表明,三个温度条件下腐蚀产物均由FeCO3,Fe3O4和Fe2O3多种腐蚀产物共同组成。在低温时,N80钢表面主要由FeCO3紧密地覆盖在试样表面,阻碍腐蚀过程的进行;随着温度的升高,腐蚀产物中氧化物逐渐增多,且疏松多孔,保护作用减弱;温度达到120℃时,高温氧化铁产物逐渐变得致密,具有一定保护作用。     

湿气温度对3Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压冷凝反应釜模拟深海湿气管道的现场环境,研究了湿气温度对3Cr管线钢湿气CO2腐蚀行为的影响;运用扫描电镜(SEM)和能谱(EDS)等分析技术对试样表面腐蚀产物的形貌和成分进行了分析。结果表明,在相同管壁温度(10℃)下,湿气温度在30～90℃内范围变化时,3Cr管线钢的平均腐蚀速率随湿气温度的升高而增大,且都没有发生局部腐蚀。在这些湿气温度条件下,3Cr管线钢的腐蚀产物膜是两层结构,外层膜的主要成分为FeCO3,内层为非晶态的富Cr膜。     

温度对管线钢CO2腐蚀产物膜结构的影响

本文主要研究了温度对X65管线钢腐蚀产物膜结构的影响规律。试验结果表明，腐蚀温度提高以后，管线钢表面CO2腐蚀产物膜的晶体形态没有发生明显变化，但是腐蚀产物膜的厚度则变小；同时腐蚀产物膜的硬度和弹性膜量都降低，这主要是因为Ca元素在FeCO3晶体中的含量增加，弱化了FeCO3的晶体结构。     

低H2S、高CO2超深井环境中P110SS抗硫钢的腐蚀行为

目的研究高温条件下抗硫低合金钢P110SS在低H2S、高CO_2环境中的腐蚀行为。方法模拟我国西部酸性油田工况环境,利用高温高压设备,通过失重法测试腐蚀速率,并用SEM、EDS和XRD分析腐蚀产物。结果在8 MPa的纯CO_2环境中,腐蚀速率随温度升高而降低,210℃时为0.35 mm/a,腐蚀产物为碳酸盐。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀速率依然随温度升高而降低,150℃时为0.74 mm/a,腐蚀产物呈现双层结构,内层为结晶良好的FeCO_3,外层为FeS。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀加剧,且腐蚀速率随温度升高而增大,210℃时达2.78 mm/a,腐蚀产物主要为铁的硫化物,同时随腐蚀时间延长至2160 h,腐蚀速率有所降低。结论在纯CO2环境中,高温时生成的内层碳酸盐腐蚀产物膜相对完整,对基体的保护能力较强。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀由CO_2主导,呈现与纯CO_2环境中相同的腐蚀速率规律,内层的FeCO_3细密均匀。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀由H_2S和CO_2混合控制,疏松破损的铁的硫化物无法对基体形成良好的保护,因此腐蚀速率显著升高。     

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。     

CORROSION BEHAVIOR OF X70 PIPELINE STEEL IN SIMULATED KUERLE SOIL SOLUTION WITH CO2

采用动电位扫描、交流阻抗电化学方法和慢应变速率拉伸实验(SSRT)研究了CO2对X70管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中应力腐蚀开裂(SCC)行为的影响, 并利用扫描电镜分析了不同CO2分压下的断面形貌. 结果表明: CO2能够与腐蚀膜FeCO3反应, 生成可溶性Fe的络合物 Fe(CO3)2 2-, 加速X70管线钢腐蚀; CO2与H2O形成H2CO3和HCO3-, 为阴极反应提供H+. X70管线钢在含 CO2溶液中的SCC机理为氢脆--阳极溶解协同机理, 且随CO2 分压的增加, 氢脆作用增大.     

集输管线钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为

设计正交试验,采用失重法在高温高压反应釜中研究X65钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为。结果表明:原油含水率为集输管线钢CO_2腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显著;X65钢腐蚀产物膜晶粒呈胞状颗粒堆积,堆积不紧密且存在空隙,与基体结合松散,对基体保护作用弱,试样表面呈现均匀腐蚀形态,局部存在点蚀坑,X65钢抗CO_2腐蚀性能较差;原油低含水率与高含水率时X65钢表面腐蚀膜的组成基本相同,都主要是FeCO_3和Fe。