温度及应变速率对Q235B钢连铸坯高温力学性能的影响

采用Gleeble-1500D热/力模拟试验机对Q235B连铸坯高温力学性能进行了测试。测试了试验温度为950℃,应变速率分别为1×10-3、5×10-3、1×10-2、5×10-2s-1时Q235B钢连铸坯的高温力学性能,以及应变速率为5×10-3s-1的条件下,测试温度在700~1000℃时Q235B钢连铸坯的高温力学性能。结果表明:Q235B钢连铸坯的高温抗拉强度和屈服强度随应变速率的升高而增大,而断面收缩率随着应变速率的升高则降低;应变速率对Q235B钢连铸坯高温强度的影响分为敏感区和不敏感区,温度为950℃时,临界应变速率ε觶c为1×10-2s-1;随温度升高,Q235B钢连铸坯的高温抗拉强度和屈服强度均降低,Q235B钢连铸坯的断面收缩率Z随温度的升高总呈上升趋势;在850~950℃内出现了脆化区,在900℃左右时,Z值为58%;温度对硬化指数n的影响较为复杂,硬化指数n随应变速率的增大而降低。     

16Mn集输管线钢在含CO2凝析气田的腐蚀行为

对比研究了16Mn钢在模拟工况环境和实际工况环境中的腐蚀行为。采用失重法、扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对试样腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物成分进行了分析,研究了温度和CO2分压对腐蚀速率的影响。结果表明,16Mn钢主要发生严重的CO2腐蚀,液相腐蚀速率大于气相腐蚀速率,腐蚀速率随温度和CO2分压增加而增大。     

Q235 钢在模拟海洋大气环境中的耐蚀性研究

目的研究Q235钢在海洋大气环境中的耐蚀性能,分析近海环境下Q235钢的腐蚀机理。方法采用盐雾试验、恒温恒湿试验等,模拟海洋大气环境,研究不同温度、相对湿度、氯离子含量下Q235钢的腐蚀规律,并利用表观腐蚀形貌分析、金相分析及XRD等技术手段,分析对应的腐蚀形貌和腐蚀产物。结果模拟海洋大气环境下,Q235钢腐蚀速率随温度升高而增加。随着氯离子含量增加,Q235钢腐蚀速率先增加后减小,当Na Cl质量分数为1.75%时,其腐蚀速率最大。相对湿度增大可以加速Q235钢腐蚀,相对湿度大于85%后,其腐蚀速率急剧增大。盐雾环境下,Q235钢的腐蚀类型为点蚀,主要腐蚀产物为Fe2O3和Fe3O4。结论海洋大气环境下,温度、相对湿度、氯离子含量均为Q235钢腐蚀的重要影响因素,腐蚀危害表现为点蚀穿孔,需要采取表面防护措施。     

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。     

Q235钢在煤浸出液中的腐蚀行为

采用离子色谱对某长焰煤浸出液进行了成分分析,用电化学阻抗谱和极化曲线研究了煤浸出液中离子含量和温度对Q235钢腐蚀的影响,用失重试验研究了Q235钢在不同转速和不同溶液中的腐蚀行为。结果表明:煤浸出液中主要的阳离子为Na~+和Ca~(2+),主要的阴离子为SO_4~(2-)和Cl~-;煤浸出液中离子含量增加和温度升高都会使Q235钢的耐蚀性降低;转速增大,Q235钢在煤浸出液中的腐蚀速率增大,当转速为60r/min时,Q235钢的腐蚀速率达到0.304 7mm/a,约为静态时的2.3倍;Cl-和SO_4~(2-)含量的增加都会促进Q235钢的腐蚀,SO_4~(2-)和Cl~-同时存在对Q235钢的侵蚀作用增强。     

不同温度下X80钢在高pH土壤模拟溶液中的腐蚀电化学行为

采用动电位极化、金相显微镜及电化学阻抗谱等方法研究了X80钢在不同温度(25℃,45℃和65℃)的高pH土壤模拟溶液(0.5mol.L-1 Na2CO3+1.0mol.L-1 NaHCO3)中的腐蚀电化学行为。动电位极化及金相显微镜结果表明,随着温度的升高,X80钢腐蚀速率增加,钝化膜耐蚀性降低,且65℃时最为严重;不同温度下钝化膜的电化学阻抗谱均呈现高、中频段容抗弧和低频段Warburg阻抗特征,随着温度的升高,X80钢表面钝化膜致密性逐渐变差,对基体的保护作用逐渐降低。     

CO2对油田地下水环境中Q235钢和X70钢腐蚀行为的影响

为了探明辽河油田地下水环境中CO₂对Q235钢和X70管线钢的腐蚀规律,采用动电位极化技术及交流阻抗技术研究了不同CO₂浓度对该环境下两种钢腐蚀行为的影响,并利用光学显微镜对试样腐蚀界面进行表征。结果表明:随着CO₂浓度的增加,Q235和X70钢的交流阻抗图谱的半径均减小,腐蚀电流密度增大,腐蚀坑数量、深度和面积都增加,腐蚀敏感性增大。在低浓度CO₂环境下(CO₂含量为10%时),Q235钢的腐蚀敏感性比X70钢更高;而在高浓度CO₂环境下(CO₂含量为20%、40%、60%时),Q235钢的腐蚀速率反而较小,耐腐蚀性更好。     

模拟工业-海岸大气中pH值对Q235B钢腐蚀行为的影响

采用干/湿交替腐蚀增重模拟实验、XRD以及EIS等方法,研究了模拟工业-海岸大气中p H值变化对Q235B钢腐蚀行为的影响.结果表明,当SO2浓度较低时,p H值变化对Q235B钢腐蚀速率的影响不明显;当SO2浓度较高时,p H值变化对Q235B钢腐蚀速率的影响存在极值现象,即:当p H值处于"较高"和"较低"之间某一值时,Q235B钢的腐蚀速率达到极大值.当模拟工业-海岸大气中SO2浓度一定时,p H值变化对Q235B钢表面锈层相组成的影响不明显.分析表明,模拟工业-海岸大气环境中SO2的存在一定程度上抑制了b-Fe OOH的形成.随着SO2浓度的升高,锈层中b-Fe OOH和g-Fe OOH的相对含量在减少,g-Fe OOH可能发生了向Fe3O4的还原或向a-Fe OOH的相变转化.随着腐蚀时间的延长,锈层相组成的演化呈现出相似的规律.此外,当模拟工业-海岸大气中SO2浓度较低时,Q235B钢腐蚀主要遵循Cl-的循环机制,改变p H值对钢腐蚀行为的影响不明显;SO2浓度较高时,Q235B钢腐蚀初期主要遵循Cl-的循环机制,随着腐蚀时间的延长,SO2对腐蚀的影响逐渐显著,并以H2SO4再生循环的方式加速钢的腐蚀.     

道路钢护栏用Q345钢焊接接头的耐蚀性能研究

研究了手工电弧焊(SMAW)、钨极氩弧焊(TIG)和CO_2气体保护焊(GMAW)对Q345钢焊缝和热影响区在不同温度3.5%NaCl溶液中腐蚀行为的影响。结果表明,当腐蚀介质温度从20℃上升至40℃时,Q345钢母材、SMAW焊缝和热影响区、TIG焊缝和热影响区、GMAW焊缝和热影响区的腐蚀电流密度都呈现逐渐升高的趋势,腐蚀速率增大;当腐蚀介质温度从40℃上升至60℃时,Q345钢母材、SMAW焊缝和热影响区、TIG焊缝和热影响区、GMAW焊缝和热影响区的腐蚀电流密度都随着腐蚀介质温度升高而降低,腐蚀速率减小。当腐蚀介质温度为20℃和40℃时GMAW焊缝的腐蚀速率最小,60℃时TIG焊缝的腐蚀速率是三种焊缝中最小的;当腐蚀介质温度在20~60℃时,热影响区的腐蚀速率都高于Q345钢母材,且3种焊缝中CO_2气体保护焊热影响区的腐蚀速率最小。     

天然气输气管线钢的CO2腐蚀行为

在模拟含二氧化碳气体的天然气气氛中,对X60管线钢、16MnR钢和20#钢静态挂片腐蚀试验,得出三种材料腐蚀速率从小到大的顺序为X60<16MnR<20#。随着温度升高挂片腐蚀速率加快且以点蚀为主,在60℃附近时腐蚀速率最大。当温度升至90℃时,均匀腐蚀开始产生,腐蚀产物膜形成。腐蚀产物主要由铁的氧化物(Fe2O3、FeO)、碳酸亚铁(FeCO3)及氢氧化铁(Fe(OH)2)等组成,对钢片起到一定的保护作用。     

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。     

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分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。     

含CO2油气管道内腐蚀模拟及剩余寿命预测

目的通过对含CO_2油气管道的内腐蚀状况进行仿真和实验研究,得出管道的内腐蚀规律和剩余使用寿命。方法以渤西海域某一管道的实际工况为基础,采用OLGA软件并选择De Waard95模型对CO_2腐蚀速率的影响因素进行仿真分析。采用失重实验研究了温度和CO_2分压对X52级管道钢腐蚀速率的影响,在仿真数据的基础上对腐蚀管道的剩余寿命进行预测。结果仿真结果表明,管道沿线的温度、压力、持液率、流型及pH值对CO_2腐蚀程度的影响都很大。实验发现,CO_2腐蚀速率随温度的升高呈先增后降的趋势,且在温度为333 K时达到最大值,为0.22 mm/a。随着CO_2分压的升高,腐蚀速率呈上升趋势,最大值为0.24 mm/a。结论随着管道高程和里程的不同,不同因素对CO_2腐蚀有不同程度的影响,管道入口段的腐蚀速率最大,仿真和实验结果对管道的内腐蚀防护和剩余寿命预测有一定的参考价值。     

温度、CO2分压、流速、pH值对X65管线钢 CO2均匀腐蚀速率的影响规律

研究了温度、流速、CO2分压以及pH值对X65管线钢腐蚀速率和腐蚀产物膜的影响规律。结果表明,温度升高以后,腐蚀产物膜的致密度明显增大,对基体的保护作用增强,降低腐蚀速率。在中低温区形成的腐蚀产物膜容易被流体破坏,导致了高的腐蚀速率。CO2分压对腐蚀产物膜的致密度没有明显的影响,分压增加10倍,腐蚀速率增加3～4倍。溶液中NaHCO3的含量增加以后pH值增加,腐蚀速率会明显下降。     

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。     

温度对X65/316L机械复合管焊接接头CO2腐蚀的影响

在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对复合管内层不锈钢焊接接头的CO2腐蚀行为进行了试验研究.结果表明,焊接接头随着腐蚀温度的升高,腐蚀产物膜上微孔越来越多,腐蚀速率随温度升高不断增加.通过EDS分析结果可知,复合管内层发生CO2腐蚀的产物可能为FeCO3和Cr2O3的混合物.经去膜后,焊接接头经不同温度腐蚀后为均匀...     

吉林油田矿场条件下 CO2 腐蚀模拟装置的建立及实验研究

目的建立一种全尺寸腐蚀模拟放大试验装置。方法针对CO2驱油现场的实际情况,综合考虑影响CO2驱油腐蚀的各个因素,设计并研制更有效的高温高压CO2腐蚀模拟试验装置。对该装置开展模拟CO2腐蚀环境下,多种材料腐蚀特征及缓蚀剂防腐性能的实验研究,并将评价数据与室内高压釜实验、现场腐蚀监测的数据进行对比分析。结果该装置可实现液态CO2流量0~0.9 m3/h、温度-25~120℃、最高压力32 MPa下各种矿场腐蚀环境的模拟,能够模拟常规室内研究设备无法模拟的低温-高温高压条件下的多相流动状态,与现场流态更为接近,模拟结果可有效指导CO2驱油与埋存工程防腐工艺的制定。结论表面矿场条件下的CO2腐蚀模拟数据接近矿场实际腐蚀监测数据,实现了井筒、地面设备管道材料和防腐工艺技术的矿场模拟评价。