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。     

X70管线钢埋弧自动焊接接头的盐雾腐蚀行为

利用扫描电镜对X70管线钢焊接接头微观结构进行了观察,采用中性5%连续盐雾试验考察了其焊接接头表面的腐蚀性能,分析了X70管线钢焊接接头在盐雾介质中腐蚀行为,对点蚀坑内腐蚀产物进行EDS分析,探讨了X70管线钢焊接接头表面点蚀机理。结果表明,X70管线钢焊接接头在盐雾环境中耐蚀性低,容易诱发局部点蚀,Cl-对X70管线钢焊接接头的腐蚀起主导作用;其腐蚀过程主要由表面点蚀、形成腐蚀产物层、裸露的焊接接头表面腐蚀等3个部分组成,其中点蚀是裂纹萌生和扩展的主要来源;腐蚀产物主要是由Fe的氧化物和少量Fe的氯化物构成,其形成的氧化膜提高了其防盐雾腐蚀能力。     

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.     

温度对X80管线钢CO2腐蚀行为的影响

在模拟实际工况下,利用高温高压反应釜对X80管线的CO2腐蚀行为进行了研究,通过质量损失法、扫描电镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等分析手段,研究了温度对X80管线钢腐蚀性能的影响.结果表明:随着温度的升高,实验钢的平均腐蚀速率和点蚀速率均是先增大后减小.在30℃时,试样表面未形成完整的腐蚀产物膜,此时环境温度较低,平均腐蚀速率和点蚀速率也最小;在60℃时,平均腐蚀速率达到最大值,此时腐蚀产物膜脱落严重,但点蚀现象并不明显;当温度到达90℃时,实验钢的点蚀速率达到最大值,并且点蚀速率与平均腐蚀速率相差程度最大;在120℃时,腐蚀产物膜与基体以及内外层之间的结合最为紧密,对基体的保护作用增强,所以此时的腐蚀速率比60、90℃的腐蚀速率均低.     

碳钢在高温高CO_2分压环境中的点蚀发展机制

利用SEM、EDS和激光共聚焦显微镜对N80钢不同腐蚀阶段表面腐蚀产物膜形貌和成分进行观察和分析,研究了其在高温高CO_2分压环境中的点蚀发展机制。结果表明:在高温、高CO_2分压环境中,低合金钢点蚀坑的形成和发展与腐蚀产物膜的破坏有关,同时也和Cl~-的催化机制有关。     

辽河油田土壤中溶解氧对X70管线钢腐蚀的影响

目的 降低腐蚀对油气管线运行的危害。方法 通过控制溶液中不同通氮时间,获得不同溶解氧浓度的辽河油田土壤模拟溶液,利用交流阻抗技术和动电位极化技术研究不同的溶解氧浓度对X70管线钢在模拟溶液中电化学腐蚀行为的影响,并结合金相显微镜对管线钢表面的腐蚀形貌进行表征,以阐明该条件下不同浓度溶解氧对管线钢腐蚀行为的作用机制。结果 在该环境下,X70钢的腐蚀机理为阳极溶解机制。随着溶解氧含量的不断降低,电极极化电阻变大,腐蚀电流密度明显减小,此时,电极表面点蚀坑数量也变少,点蚀坑的直径变小,金属腐蚀速率显著下降。当溶解氧质量浓度为10.0 mg/L时,试件的腐蚀速率最大,腐蚀现象最明显。当溶解氧质量浓度从10.0 mg/L降低至0.3 mg/L时,金属电极表面生成了一层以FeCO3为主的腐蚀产物膜,产物膜明显抑制了腐蚀反应的进行,对X70钢起到保护作用,此时试样腐蚀现象最不明显。结论 溶解氧浓度的不同导致了X70管线钢电极表面产物膜形态的不同,从而影响了该环境下金属的电化学腐蚀行为。     

X100管线钢在水饱和酸性土壤中的电化学阻抗谱特征

利用电化学阻抗谱(EIS)研究X100管线钢在水饱和酸性土壤中短期的电化学腐蚀行为。结果表明,X100管线钢在鹰潭水饱和土壤中浸泡104 h后已产生点蚀。腐蚀过程的EIS谱具有两个时间常数特征,高频区为代表反应的容抗弧,低频区为代表吸附或点蚀形核期产生的感抗弧。腐蚀初期(1 h～33 h),由于水饱和土壤介质电导率较低,电极反应过程受扩散控制;腐蚀产物在电极表面积累对反应离子扩散有阻碍作用,使阻抗增大;腐蚀产物膜疏松多孔,形成局部活化区域,使阻抗减小;Cl~-对腐蚀产物膜有破坏作用且在膜内局部地区浓缩,诱发点蚀,使阻抗减小,出现感抗特征。     

酸性环境下溶解氧对低合金管材点蚀的影响

目的研究在H_2S/CO_2酸性环境中,不同溶解氧浓度对低合金管材点蚀形成和发展的影响。方法通过模拟酸性油田环境,利用高温高压设备及常温常压设备来进行腐蚀失重试验,测试出腐蚀速率,并通过扫描电镜对腐蚀产物的形貌及点蚀坑的形貌尺寸进行分析。结果溶解氧对腐蚀产物的影响较明显,对腐蚀产物膜的破坏较大。溶解氧存在时,腐蚀产物在基体的覆盖量减少,产物膜的厚度减小,实验表面都出现不同尺寸的点蚀坑。溶解氧分压在0.1 MPa时,点蚀现象较明显,L245NCS表面点蚀坑的直径约为0.4 mm,而L290试样表面点蚀坑的直径约为0.25 mm。结论在H_2S/CO_2共存的腐蚀环境中,溶解氧的加入使碳钢更容易发生点蚀。随溶解氧浓度的增加,碳钢的均匀腐蚀速率增加明显,同时,溶解氧浓度越高,腐蚀产物在基体上的覆盖越少。加上溶解氧本身氧化能力较高的原因,使得腐蚀电位容易达到点蚀电位临界值,造成点蚀的形成。点蚀一旦形成就与周围致密层保护区域形成"小阳极-大阴极"加速腐蚀体系,形成较深的点蚀坑。     

X-60管线钢在含H2 S及高温高压CO2酸性溶液中的腐蚀特征

采用失重法、SEM、XRD及电子探针微观分析等方法,研究了X-60管线钢在5种不同高温条件及2 MPa CO2分压的饱和H2S的CO2酸性溶液中的腐蚀特征.结果表明,在90～210 ℃范围内,X-60管线钢发生了严重的CO2/H2S腐蚀,且伴有不同程度的点蚀或蚀坑群;随着温度的升高,X-60管线钢的腐蚀速率呈上升-下降-上升趋势,表面生成了以硫化铁为主的腐蚀产物膜;钢的显微组织会影响其腐蚀特征,在CO2/H2S腐蚀引起的点蚀与氢损伤的协同作用下,一定程度上形成了X-60管线钢表面独特的腐蚀特征.     

不同温度下超级13Cr在Cl~-/CO_2环境中的腐蚀行为

模拟油田现场Cl~-/CO_2腐蚀环境,对超级13Cr不锈钢在不同温度下的耐均匀腐蚀及点蚀的性能进行了研究。利用金相、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等方法对试样进行了分析。结果表明,温度升高,超级13Cr均匀腐蚀速率增大,温度升高到150℃时,均匀腐蚀由轻微腐蚀转变成中度腐蚀。在Cl~-/CO_2腐蚀环境中,超级13Cr不锈钢极易发生点蚀,且温度升高,点蚀程度先加重后减弱,在120℃时,点蚀坑数量最多,尺寸最大,点蚀最严重。XRD结果显示,所有温度条件下材料均无CO_2腐蚀产物FeCO_3产生,超级13Cr不锈钢依靠表面形成的钝化膜抵抗CO_2腐蚀。     

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。     

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。     

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。     

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.     

X52钢的CO2腐蚀行为

通过扫描电镜观察及X射线衍射分析,研究X52钢在模 拟输送管腐蚀环境条件下的腐蚀行为.结果表明,X52钢的平均腐蚀速率为06289 mm/a ,其表面形成三层形貌及成分各异的腐蚀产物,三层膜中主要的腐蚀产物均是FeCO3和Fe 2O3,宏观腐蚀形态基本为均匀腐蚀,但是在扫描电镜下观察到金属遭受的破坏以局部 腐蚀为主.     

X80钢在干湿交替与水饱和哈密土壤环境下的腐蚀行为

目的揭示X80钢在干湿交替与水饱和哈密土壤环境下的腐蚀行为与规律。方法采用失重实验和电化学测试分析腐蚀速率与阴阳极电化学过程的变化规律,利用金相分析观察母材和焊缝的组织特征,通过SEM、EDS、XRD等微观分析手段观察腐蚀产物形貌、元素含量与物相组成,从而研究干湿交替与水饱和土壤环境对X80钢腐蚀行为的影响。结果 X80钢在干湿交替环境下的腐蚀速率是水饱和下的2～3倍,其在干湿交替与水饱和哈密土壤环境下的腐蚀产物物相均由Fe3O4、FeOOH、FeS所构成。X80钢在干湿交替环境下,表面的腐蚀产物膜出现大量凹坑与裂隙,使O2在试样表面分布不均,形成氧浓差电池,并且该凹坑与裂隙有利于腐蚀性离子进入,加剧局部腐蚀。在同一环境下,由于焊接接头各区域组织差异引起的微电偶腐蚀,X80钢焊缝的腐蚀速率明显高于母材。结论干湿交替环境与土壤中大量存在的Cl-显著加速了X80钢母材及焊缝的局部腐蚀,且X80焊缝耐蚀性明显低于母材,其腐蚀机理均为氧浓差电池和局部腐蚀自催化效应共同作用,腐蚀形态也由以全面腐蚀为主(水饱和环境)转变为以点蚀+溃疡状腐蚀为主(干湿交替环境)。     

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。     

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。