温度、HCO_3~-和pH值对X70钢在成都土壤模拟溶液中腐蚀行为的影响

为了探究高强度管线钢在不同环境因素下的腐蚀行为,采用极化曲线和电化学阻抗技术,结合腐蚀形貌观察研究了X70钢在成都土壤模拟溶液中的电化学腐蚀行为。结果表明:温度、HCO_3~-和pH值都对X70管线钢在成都土壤模拟溶液中的腐蚀电流密度影响较大;在30~80℃过程中,随着温度增加,X70钢腐蚀电流密度呈现先增大后减小的趋势,在温度达到70℃时,极化电阻RP出现临界值,此时X70钢腐蚀速率达到最大值。在不同质量分数HCO_3~-的成都土壤模拟溶液中,X70钢的极化曲线表现为典型的活化溶解特征,随着HCO_3~-质量分数的增大,腐蚀速率规律不明显,呈现先增大后减小再增大再减小的趋势,且在HCO_3~-质量分数为1.0%时,腐蚀现象最严重。在不同pH值条件下,腐蚀速率随着pH值的增大呈现逐渐降低的趋势,腐蚀现象逐渐减弱。     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。