球墨铸铁饮用水管道腐蚀失效分析

采用表面分析法、X射线衍射和微生物技术,综合研究了核电厂球墨铸铁材料饮用水管线的腐蚀失效行为。结果表明,微生物腐蚀引起的腐蚀瘤是导致管线失效的直接原因,局部氧浓差腐蚀起到了一定的加速作用。     

冷却水管破裂失效分析

某涡轮试验台调试冷却水系统时,发现外管线有一轴向裂纹.通过断口分析、金相检查、成分测试等试验,对水管破裂的原因进行了分析.结果表明,外管线破裂属于低应力腐蚀疲劳失效,管材存在带状分层夹杂物缺陷是造成破裂失效的内在因素,循环水质对管壁的腐蚀作用是促使冷却水管破裂失效的外部因素,某一水压下的压力脉动和振动加速了冷却水管的失效.     

某集气站排污水管腐蚀失效原因分析

采用SEM、XRD及EDS等对某集气站排污水管失效管段进行宏观检查、腐蚀产物分析和污水水样分析,根据排污水管的工况开展了腐蚀模拟实验。结果表明:污水中存在大量硫酸盐还原菌(SRB)和少量铁细菌和腐生菌(TGB),污水存在明显腐蚀结垢趋势,细菌腐蚀和垢下腐蚀是导致腐蚀穿孔的主要原因,污水中的Cl-加速了腐蚀的发生。     

中原油田文一联至柳屯油库输油管线腐蚀调查

对输油管线内、外腐蚀情况进行了调查和腐蚀因素的分析：管线输送介质为脱水原油，长期运行形成管道底部污水沉积，污水介质偏酸性，含有大量硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和碳酸氢根、氯离子腐蚀促进剂，造成内腐蚀穿孔；管线外壁防护层一半以上老化破损，且土壤含盐量高，电阻率低，pH低，造成管道外腐蚀穿孔。建议对管内投加适当的化学药剂，管外补加阴极保护。     

某油田低压集输管线腐蚀穿孔失效分析

采用理化性能检测及扫描电镜、X射线衍射方法对某油田集输管线腐蚀穿孔管段进行了失效分析,结果表明,该管段腐蚀穿孔主要原因是由腐蚀介质所引起的电化学腐蚀,管线内输送介质中的H2S和氯离子对于腐蚀穿孔起到了重要作用。     

某海外高硫高盐油田地面油管的腐蚀失效原因

对服役于高硫高盐原油中的失效管段的化学成分和显微组织进行分析,对产出水进行微生物检测,采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)及X射线衍射(XRD)等手段对腐蚀产物进行分析。结果表明:微生物腐蚀(MIC)是导致管道发生腐蚀泄漏的主要原因。油田产量低于预期造成管内原油低流速、含水率高于预期,以及停产后未及时清管造成游离水析出并沉积在管道底部,这些都为硫酸盐还原菌(SRB)等细菌的滋生繁殖创造了有利条件,从而导致管道的腐蚀失效。介质中的H_2S、CO_2以及Cl~-共同参与了腐蚀过程。     

春晓油气田混输海管清管腐蚀研究

结合清管作业研究了C平台至CEP平台混输海管的内腐蚀情况。C平台至CEP平台海管腐蚀为中度腐蚀,微生物腐蚀(MIC)和"垢下"腐蚀是腐蚀防护重点;清管能有效清除管壁沉积物,破坏硫酸盐还原菌(SRB)的生长环境,化学药剂抑制了硫酸盐还原菌(SRB)的繁殖;垢样分析知主要腐蚀产物为Fe2O3和FeS;海管入口处存在H2S,应对H2S腐蚀采取相应措施。清管作业可清除管壁结垢、降低微生物腐蚀(MIC)和"垢下"腐蚀。清管加药剂的处理模式,可确保海管内腐蚀控制效果。     

硫酸盐还原菌对 HSn70-1A铜合金电化学腐蚀行为的影响

用电化学、微生物学和表面分析方法研究了培养基中硫酸盐还原菌 (SRB) 对HSn70-1A 铜合金的电化学腐蚀行为,探讨了硫酸盐还原菌生物膜下介质的流动状态及材料表面状态对铜合金腐蚀的影响.结果表明,SRB的存在使电极自腐蚀电位快速负移,腐蚀速率显著增加,细菌生长后期极化电阻显著降低.扫描电子显微分析(SEM) 表明,在 SRB 作用下铜合金发生严重点蚀.介质的流动状态对细菌的附着、生长具有一定的影响,加剧了腐蚀的形成和发展.铜合金在2-巯基苯并噻唑 (MBT) 与1,2,3-苯并三氮唑 (BTA) 复配缓蚀剂中预镀膜后,耐SRB侵蚀性显著提高.     

海上某油田海底管线的腐蚀失效原因

利用SEM、EDS、XRD分析了海上某油田海底管道腐蚀穿孔失效原因,并利用高压釜挂片试验模拟了不同海底工况条件下影响管线腐蚀的因素。结果表明,海底管道内部垢样主要由CaCO3、BaSO4等组成,并形成了"垢下"腐蚀环境,最终导致管线由内至外腐蚀穿孔;在高压釜模拟试验中,硫酸盐还原菌(SRB)+细砂+碳酸钙硫酸钡垢层最符合海底管线现场工况。并根据研究结果提出针对性防腐蚀措施。     

乙烯装置原料烃管线腐蚀泄漏原因分析

2022年10月,某石化企业乙烯装置4#裂解炉原料烃管线高空弯头发生穿孔泄漏,检测排查发现13处弯头的壁厚减薄率超过40%,腐蚀风险严峻。对原料烃管线的化学成分及显微组织进行分析,通过电镜扫描及能谱分析对减薄弯头进行检测,结合管线工艺介质状况和弯头材质结构,分析弯头减薄泄漏的主要原因为：石脑油介质中的硫元素及少量氯元素造成的局部腐蚀,与生产过程、清焦过程中介质高速流动造成的冲刷腐蚀,两者相互结合造成管线减薄。采取管道材质升级,控制介质中的硫含量,适当调整介质流速等措施可降低管线腐蚀风险。     

环境因素诱导入井管具的腐蚀

对于同一口油井来说,腐蚀介质基本一致,但是井下油井管各部位的腐蚀差异却较大,这主要是环境因素造成的.本文讨论环境因素引起的杂散电流腐蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀和应力腐蚀.这些腐蚀现象在油气田开发过程普遍存在.入井管具较多,因材质存在一定的差异,电位差较大的局部区域出现较严重的电偶腐蚀.在其连接处可能发生缝隙腐蚀,钻杆加厚过渡带的残余应力将诱发应力腐蚀.希望本文的讨论为油田开发的相关设计和决策提供一定的参考依据.     

CO2驱油田注采井油套管腐蚀速率控制值

腐蚀控制是CO2驱的关键技术,国内外CO2驱油田普遍采用普通碳钢(J-55、N-80等)油套管通过添加缓蚀剂的措施来控制腐蚀.国内普遍采用0.076mm/a作为腐蚀速率控制值,而国外则没有统一的标准.0.076mm/a来自于标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》,从测试环境、腐蚀源和腐蚀环境来看,直接把它作为CO2驱油田腐蚀环境条件下的选材与腐蚀控制衡量指标是不合理的.通过最危险工况条件下油套管的强度计算所获得的寿命周期内允许的平均腐蚀速率可以作为发生均匀腐蚀材料的选材依据.没有必要设定一个平均腐蚀速率标准值来作为CO2驱油田腐蚀环境条件下优选和评价缓蚀剂的衡量指标.     

原油高温腐蚀性能研究

本文综述了国内外原油高温腐蚀性能的研发现状,分别归纳分析了高温硫腐蚀和高温环烷酸腐蚀在腐蚀机理及其影响因素、腐蚀预测、以及腐蚀控制措施方面的研究进展。同时探讨了存在的问题和可能的重点研究方向。     

壳牌长北气田1井钻杆腐蚀原因分析

针对壳牌长北气田水平分支井出现的钻杆腐蚀问题,现场测定钻井液中溶解氧含量和钻井液性能参数,分析钻井液中腐蚀成分。采用腐蚀环进行监测,测定腐蚀速率、分析腐蚀产物,确定钻杆主要腐蚀类型为钻井液中的Cl-和溶解氧协同作用引起的局部腐蚀。结合现场生产情况,建议定期向钻井液中添加高效除氧剂和缓蚀剂,控制钻井液pH值,有效减缓钻杆腐蚀。     

A new perspective on measuring the corrosion rate of localized corrosion

Many corrosion phenomena are nonuniform, which means that anodic and cathodic locations are spatially separated. An example is macrocell corrosion of steel in concrete. Under these conditions, determining the corrosion rate from polarization resistance measurements and using the Stern–Geary equation is fundamentally not possible. We present a novel theoretical approach for the interpretation of galvanostatic pulse measurements, to make them applicable as a method for corrosion rate measurements in situations of localized corrosion. Experiments show that it is important to consider that (a) only a fraction of the applied current flows through the anode of the macrocell, and (b) this current is not constant over time. We propose an approach to quantify and consider these two effects, based on information generally accessible in condition assessment of concrete structures. Our results show that galvanostatic pulse measurements are a robust method to determine the corrosion current. With the traditional empirical approach, the measurement error was generally below factor 3, and occasionally up to factor 10. With the novel approach, this error could be reduced to a factor of maximum 2 in all cases.     

温度对三种Cr钢腐蚀行为的影响

利用高温高压釜模拟油田高CO_2分压和高矿化度的生产环境进行腐蚀试验,测定在不同温度条件下1Cr、3Cr和13Cr钢的腐蚀速率,利用扫描电镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)等手段分析了腐蚀产物形貌和成分。结果表明:1Cr、3Cr钢的腐蚀速率随温度升高先增大后减小,二者的腐蚀速率均在80℃达到最大值,分别为7.515mm/a和4.339mm/a;13Cr钢的腐蚀速率在温度低于110℃时随温度的升高缓慢增大,在温度高于110℃时腐蚀速率迅速增大;1Cr、3Cr油管钢在试验温度范围内均出现局部腐蚀,13Cr油管钢在整个试验的温度区间表现出优秀的耐蚀性。     

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 针对某炼铁高炉1Cr18Ni9Ti材质的炉顶布料溜槽局部损坏,采用光学显微镜及扫描电子显微镜等设备解剖分析了承力外壳的损坏特征及其原因。分析结果认为：应力腐蚀和晶间腐蚀的共同作用是溜槽承力外壳锈蚀、减薄、开裂的主要原因。     

控制乙烯201压缩系统的腐蚀

本文主要论述乙烯裂解201压缩系统腐蚀,分析该系统腐蚀机理,对其采取工艺防腐措施,有效控制201压缩系统的腐蚀。