CO2分压对碳钢海底管道CO2/H2S腐蚀的影响

目的：研究 CO2分压对 CO2/H2S腐蚀的影响规律,为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,对腐蚀前后的试样进行称量,计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌,通过 XRD 分析腐蚀产物膜成分。结果当 CO2/H2S 分压比较高（1200）时, CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a,随着CO2分压升高,腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO2/H2S分压比较低（200）时,CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a,CO2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO2/H2S分压比较高（1200）时,腐蚀产物以FeCO3为主,腐蚀受CO2控制;此时低CO2分压下的腐蚀产物膜较完整致密,高CO2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂,对基体保护性下降,因此腐蚀速率随CO2分压升高而增大。当CO2/H2S分压比较低（200）时,腐蚀产物以FeS为主,腐蚀受H2S控制;此时在不同CO2分压条件下,腐蚀产物均较完整致密,因此腐蚀速率相对较低,并未随着CO2分压升高显著增大。结论 CO2分压对CO2/H2S腐蚀速率的影响与CO2/H2S分压比密切相关,海底管道材料选择不仅要考虑CO2分压的影响,还要考虑CO2/H2S分压比的影响。     

316L不锈钢CO2输送管线的垢下腐蚀行为

为明确316L不锈钢CO₂输送管线的垢下腐蚀行为,在模拟垢下腐蚀环境中对316L不锈钢进行了电化学测试及高温高压浸泡试验。结果表明：砂垢和碳酸钙垢均会增加316L不锈钢的垢下腐蚀敏感性,削弱其再钝化能力,砂垢会导致亚稳态点蚀发生,较厚的碳酸钙垢会降低该不锈钢的自腐蚀电位;在100℃、5 MPa CO₂环境中,316L不锈钢对垢下腐蚀具有较好的耐受度,但是,当沉积垢与材料形成合适的狭缝时,其具有一定的垢下腐蚀风险。对于高温高含CO₂的316L不锈钢管线需注意防垢、除垢问题。     

某油气田项目316L不锈钢海底管道表面绝缘涂层的筛选

某海上油气田开发项目设计要求对316L海底管道内表面涂覆涂层以保证绝缘。分别在316L不锈钢表面涂覆7种涂层,通过高温高压反应釜模拟海底管道内部服役环境进行浸泡试验,对比浸泡试验前后涂层的表观、附着力、耐磨性、硬度、剪切强度、耐划伤等性能。结果表明:涂层2、涂层5和涂层3等3种涂层性能优异,这为油气田开发工程设计的涂层选择提供了参考依据。     

石油天然气工业海底管道阴极保护国家标准的编制和理解

GB/T 35988—2018《石油天然气工业海底管道阴极保护国家标准》实施以来,已全面应用于我国海底管道阴极保护设计、建造、施工和运营。介绍了该标准的编制原则和主要内容,重点针对该标准中规定的阴极保护系统要求、设计参数要求、牺牲阳极设计、生产制造及质量控制、外加电流阴极保护系统、阴极保护系统的操作、监测和维修要求等内容进行了解释说明,为该标准的推广实施和同类标准的编制提供参考。     

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。