抗H2S腐蚀管线管的开发

介绍了我国油气田用户对抗H2S腐蚀管线管的需求情况。简述了H2S对钢管的腐蚀机理,通过对不同生产工艺生产的不同钢级或者组织状态的管线管的抗HIC和抗SSC腐蚀性能的分析,选定生产抗腐蚀管线管的最佳化学成分和工艺路线。针对不同钢级和不同工艺路线,确定低钢级管线管采用直接热轧及在线正火工艺,高钢级管线管采用调质热处理工艺。     

控轧—控冷Nb—Ti石油天然气输送管线用钢的组织和性能

研究了热轧工艺对强度级别为６５ｋｇ级的Ｎｂ－Ｔｉ热轧石油，天然气输送管线用钢的组织和性能的影响，确定一些关键工艺参数。     

X80级管线钢抗氢致开裂性能研究

采用NACE standard TM 0284-2003氢致开裂标准实验方法,研究了鞍钢生产的X80级管线钢分别在两种溶液中的抗氢致开裂性能.研究结果表明:该管线钢在两种溶液中均具有较好的抗氧致开裂性能,试样内部没有发现裂纹:试样表面的微裂纹主要在点蚀坑处形核并沿多边形铁素体扩展,扩展模式多为穿品型,并终止于针状铁素体.     

H2S应力腐蚀试验用H2S气通设计

在满足H2S应力腐蚀试验的试验条件下,设计了H2S应力腐蚀实验室中H2S气体的通气装置.设计方案切实易行,安全可靠;实现了出口H2S气体的吸收再利用,减少了对环境的污染.     

高钢级抗H2S腐蚀管线用无缝钢管的研制与开发

通过对抗H2S腐蚀输送管线用无缝钢管的成分设计与优化,生产工艺的开发及优化,冶炼工艺、轧管工艺及热处理工艺的研究,成功开发出了高钢级抗H2S腐蚀管线用无缝钢管,并投入批量生产。经检验及用户使用表明,产品的抗H2S腐蚀陛能及其他各项性能良好。     

组织特征对X70MS管线钢抗H2S腐蚀行为的影响

对X70MS钢铸坯采用TMCP和TMCP+ QT两种工艺生产,检测钢板的抗H2S腐蚀性能.采用光学电镜(OM)和扫描电镜(SEM)对不同工艺下钢的显微组织和断口形貌进行研究分析.试验结果表明,两种工艺条件下显微组织均由贝氏体、多边形铁素体和少量的珠光体组成.然而采用TMCP+ QT工艺生产的钢的显微组织比TMCP工艺条件下的显微组织分布更加均匀,且原存在于热轧态钢板中的MA岛组织消失,使得TMCP+ QT钢板的抗HIC性能得到有效提高.     

X70级管线钢抗H2S酸性性能研究

采用NACE三点弯曲法和NACE standard TM 0284-2003氢致开裂标准实验方法,通过SEM、TEM、EDS等手段研究了鞍钢生产的X70级管线钢的硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和氢致开裂(HIC)行为.研究表明,鞍钢生产的X70级管线钢具有较好的抗SSCC&HIC性能;以均匀细小的针状铁素体为主的显微组织具有优良的抗SSCC&HIC性能;针状铁素体内高密度缠结的位错和碳氮化物在位错网络上的沉淀析出是针状铁素体钢具有优良的抗SSCC&HIC性能的主要原因.     

恒位移加载条件下X65管线钢H2S应力腐蚀研究

采用楔形张开加载恒位移实验研究了X65管线钢在H2S溶液中的应力腐蚀开裂行为,并得出了X65管线钢母材、焊缝和热影响区的临界应力强度因子KISCC分别为55.7093 MPa•m 1/2、33.3189 MPa•m1/2和38.0711 MPa•m1/2;平台处的裂纹扩展速率da/dt分别为3.38×10－9m/s、3.5×10－9 m/s和3.5×10－9m/s.研究结果还表明,焊缝比母材具有更高的应力腐蚀敏感性.      

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

H2 S 对油气管材的腐蚀及防护研究综述

随着石油天然气工业的迅速发展,酸性气体引起的油气管材腐蚀问题日益突出,尤其是H2S引起的腐蚀广泛存在,严重影响着油气开采及输送管道和炼制加工设备的使用寿命。综述了H2S对油气管材腐蚀的机理、影响因素及防护方法,探讨了温度、H2S分压、p H值、流速、Cl-浓度、CO2分压及管材材质等因素对H2S腐蚀的影响,建立了H2S腐蚀速率预测模型并对其进行了相关分析,对H2S腐蚀防护方法进行了评述。最后,简述了H2S腐蚀的研究现状及发展趋势。     

元素硫对特高含H2S气井用油管钢的腐蚀

用电化学方法研究了特高含硫化氢气井所用油管钢在含硫磺的5%NaCl水溶液中的电化学行为,湿态硫磺作为一种阴极去极化剂促进材料的腐蚀,腐蚀速度随硫磺含量增加而增加,且存在浓度极值。升温同样可促进硫磺对材料的腐蚀,不同温度腐蚀机理不同。     

10Ni14钢抗H2S应力腐蚀破裂性能研究初探

对10Ni14钢抗H2S应力腐蚀破裂（SSCC）性能进行了研究。结合现场的实际使用情况,证明10Ni14钢母材及其焊接接头无论是在室温还是在低温（＜－10℃）的湿H2S环境中都具有优良的抗SSCC性能。     

西南土壤环境下油气管道用钢的腐蚀行为研究

研究了X80管线钢在西南土壤中的腐蚀行为。结果表明,随着腐蚀时间的延长,X80钢的腐蚀速率缓慢增加,腐蚀过程趋于以氧扩散过程控制。腐蚀50 d后表面形成致密锈层,可起到保护作用。     

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.     

X100管线钢鹰潭土壤模拟溶液中腐蚀行为的研究

采用失重法、线性极化曲线和阻抗谱电化学技术,结合SEM、EDS和XRD研究了SRB+IOB对X100管线钢在鹰潭土壤模拟溶液中腐蚀行为的影响。结果表明:X100管线钢在无菌环境下的腐蚀为中度腐蚀,腐蚀速率随浸泡时间的增加先减小,后缓慢增大,腐蚀产物主要为Fe_2O_3。有菌(SRB+IOB)环境下浸泡5 d后的腐蚀为严重腐蚀,浸泡17和40 d后的腐蚀为中度腐蚀,腐蚀速率随浸泡时间的增加不断减小,腐蚀产物主要为FeS和Fe_2O_3。X100管线钢在无菌环境下的腐蚀倾向为随浸泡时间的增加不断增大,在有菌(SRB+IOB)环境下为不断减小。腐蚀速率在无菌环境下为先迅速减小后缓慢增大,在有菌(SRB+IOB)环境下为不断迅速减小。SRB+IOB的存在加剧了X100管线钢的腐蚀。     

影响低合金钢材抗H2S腐蚀的因素

较系统地综述了低合金钢材抗H2S腐蚀的影响因素，试图为相关产品的开发、研究提供有益的借鉴.      

H2S腐蚀的控制

本文总结了H2 S腐蚀控制的常用方法 (包括耐蚀材料的应用、腐蚀介质的处理、保护性覆盖层的使用等 ) ,对从事H2 S腐蚀控制的工作者有一定的参考作用     

Cl-浓度对油井管用钢湿H2S腐蚀行为的影响

对油井管用钢进行了湿H2S环境中4种Cl-浓度应力环试验.结果表明:断裂试样的表面形貌可分为4部分,断口裂纹源、裂纹扩展区、瞬断区和滑移带.油井管用钢的断裂机理符合滑移-溶解-断裂理论.Cr和V在金属表面富集,形成的腐蚀产物膜起到了保护作用.在湿硫化氢环境中腐蚀溶液中Cl-浓度达到0.850 mol/L时,油井管用钢腐蚀最严重.     

低Cr钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为研究

目的研究低Cr钢(3%～9%)在60℃的CO_2/H_2S环境中的腐蚀行为。方法将三种低Cr钢(3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H)加热到900℃之后,保温40min,进行水冷。对热处理之后的钢试样(依次编号3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H)进行高温高压CO_2/H_2S腐蚀模拟实验,通过扫描电子显微镜(SEM)、能谱分析仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物膜的微观形貌和成分以及物相组成进行分析。结果 3Cr、5Cr、9Cr钢的腐蚀速率分别为0.0443、0.0372、0.0060 mm/a,且腐蚀速率随着Cr含量的增加而降低。3Cr-H、5Cr-H、9Cr-H钢的腐蚀速率分别为0.1527、0.0445、0.0070mm/a,其腐蚀速率也是随着Cr含量的增加而降低。其中,3Cr-H钢的腐蚀速率是3Cr钢的3.4倍,耐蚀性能变化明显。5Cr-H钢的腐蚀速率是5Cr钢的1.19倍。9Cr-H钢的腐蚀速率与9Cr钢相比,几乎没有差别。六种材料的腐蚀产物均为FeS化合物,并没有发现典型的FeCO_3晶体(CO_2腐蚀产物)。3Cr、5Cr、3Cr-H、5Cr-H钢的腐蚀产物均为双层膜结构,9Cr、9Cr-H钢的腐蚀产物为单层膜结构。结论热处理未影响腐蚀速率随Cr含量的变化趋势,基体中Cr含量越高,腐蚀产物膜中的Cr富集量越大,从而有助于降低其腐蚀速率。热处理对3Cr钢的显微组织及其腐蚀行为影响最为显著,不仅加剧了其均匀腐蚀,而且促进了点蚀的发生,这是因为热处理后,显微组织中析出第二相含Cr的碳化物,使部分区域出现了贫Cr的现象。     

国产X80管线钢的H2S应力腐蚀开裂行为

采用三点弯曲加载法,研究了国产X80管线钢及其焊接接头的抗H2S环境应力腐蚀开裂（SSCC）行为.结果表明,热影响区（HAZ）对应力腐蚀开裂最为敏感,主要是HAZ组织不均匀、晶粒粗大、硬度大,易引起局部腐蚀,从而导致该区SSCC敏感性高。母材的纵向和横向取样对H2S应力腐蚀不敏感,薄壁管材较厚壁管材有更好的H2S环境应力腐蚀抗力. 