土壤宏电池腐蚀研究概述

土壤是一种具有腐蚀性的电解质。土壤中金属的腐蚀过程主要是电化学过程。土壤的不均匀性造成土壤腐蚀的复杂性及差异性。地下金属构件接触不同类型的土壤构成的宏电池腐蚀危害很大。有关专家曾设计供氧差异腐蚀电池来研究土壤的宏电池腐蚀。后来又有学者对这种方法进行了改进。我国学者的研究发现,在地势改变、水份状况不同的土壤交界处,常常会发生严重的宏电池腐蚀。土壤盐浓差是宏电池腐蚀的一种类型。地下金属构件经过存在盐浓差土壤地带时构成的盐浓差宏电池腐蚀主要取决于土壤类型。     

陶瓷复膜抗腐蚀技术在井下工具防腐中的应用

国内外钻井工程中腐蚀研究主要集中在CO₂、H₂S和CO₂/H₂S的腐蚀与防护方面，防腐蚀措施主要包括选材、控制钻井液、防腐层、电化学保护等。这些防腐措施都有一定的缺陷。将井下工具如封隔器、套管等表面进行陶瓷复膜处理后，工件形成了致密的陶瓷类膜（几微米到十几微米厚)，模拟腐蚀环境严重的罗家寨气田条件进行抗腐蚀对比试验。实验表明，陶瓷复膜处理后，N80钢和35CrMo钢在延长实验周期的情况下腐蚀变化很小，说明抗腐蚀性很稳定。N80钢气相腐蚀速率从1.23 mm/a降到0.010 1 mm/a，抗腐蚀性提高了120多倍；液相腐蚀速率从0.42 mm/a降到0.004 4 mm/a，抗腐蚀性提高了近100倍。35CrMo钢的气相腐蚀速率从0.98 mm/a降到0.008 3 mm/a；液相腐蚀速率从0.78 mm/a降到0.007 2 mm/a。陶瓷复膜极大地提高了工件的抗腐蚀性。     

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率.在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.1523mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力.在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3.在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用.同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力.     

柴达木盆地盐渍土环境管道防腐层质量及腐蚀分析

为明确柴达木盆地盐渍土环境土壤腐蚀性,做好管道防腐的第一道防线,对柴达木盆地盐渍土环境管道防腐层质量与管道腐蚀情况进行了分析。结果表明,盆地内青海油田的大量油气水集输管道周边土壤含盐量在0.044%～45.8%(质量分数)之间,根据土壤腐蚀性检测评价结果,盆地内盐渍土土壤腐蚀性等级在2级"较弱"至3级"中等"之间,土壤腐蚀性整体不高。目前青海油田集输管道外防腐层主要是3PE、熔结环氧粉末和EP重防腐漆,施工损伤、磨损和补口质量差是防腐层损伤主要原因。通过现场开挖验证发现,湿度和氯离子含量、含盐量是影响管道腐蚀的重要因素,在干燥环境中,无论土壤含盐量、氯离子含量等其他因素强弱,管道腐蚀均不严重;在湿润环境中,土壤氯离子含量、含盐量对腐蚀有较大影响,当其含量较低时腐蚀较严重,呈现点蚀特征,当土壤氯离子含量、含盐量较高时,腐蚀轻微。     

碳钢及合金钢在氯化铵溶液中腐蚀规律研究

原油劣质化后腐蚀问题日益增多,其中因氯化铵导致结垢和腐蚀问题已成为炼油装置安全连续运行的不稳定因素。采用静态质量损失法和动态质量损失法系统研究了5种金属材料在不同工况下氯化铵环境中的腐蚀行为和耐蚀性能。研究结果表明,氯化铵水溶液的腐蚀主要受温度、质量分数和介质流速的影响,其腐蚀性能随温度升高、质量分数增加和流速增大而加剧。20号碳钢和15CrMo钢在氯化铵溶液中呈现为均匀腐蚀,静态条件下两者的耐蚀性差别不大,动态条件下15CrMo钢优于20号碳钢,在80℃、流速2.5 m/s、质量分数20%氯化铵溶液中20号碳钢和15CrMo钢的腐蚀速率分别高达94.58 mm/a和28.67 mm/a。316L钢、2205钢和825合金在氯化铵溶液中呈现较好的耐蚀性,静态条件下的腐蚀速率都低于0.01 mm/a,未发现局部点蚀;流速对316L的腐蚀影响显著,对2205和825合金的腐蚀影响轻微。     

酸气回注井管柱剩余寿命预测及选材研究

为得出酸气回注环境下不同油管钢的腐蚀规律和安全服役寿命,利用高温高压釜模拟酸气回注井井下工况,在温度90～150℃、H_2S体积分数为55%、CO_2体积分数为45%的条件下开展了腐蚀失重实验,研究了不同温度下T95钢、P110SS钢、G3钢的腐蚀性能,并结合SEM与EDS对腐蚀产物进行了表征分析,最后基于均匀腐蚀速率对油管柱的腐蚀寿命进行了预测。结果表明：随着温度的升高,T95钢及P110SS钢在液相中的腐蚀速率先增大后减小,120℃时达到最大值,T95钢的腐蚀速率为1.337 9mm/a、P110SS钢为0.842 6mm/a;在气相中,两种钢的腐蚀速率均随温度升高而增大,150℃时达到最大值,T95钢的腐蚀速率为0.249 0mm/a、P110SS钢为0.233 9mm/a;G3镍基合金钢表现出良好的抗腐蚀性能,各工况下均满足油田腐蚀控制指标0.076mm/a。在120℃液相苛刻工况下,T95油管钢的安全服役年限为2.8年,P110SS油管钢为6年;在150℃气相苛刻工况下,T95油管钢的安全服役年限为14.9年,P110SS油管钢为21.3年。由于G3镍基合金钢在不同工况不同温度下均无明显腐蚀,则不对其作腐蚀寿命预测。明确了酸气回注环境中3种油管钢的腐蚀性与其安全服役年限,为酸气回注井的选材和针对性制定腐蚀防护对策提供了依据。     

16MnR、316L钢在含硫原油中的腐蚀性研究

对16MnR、316L钢在含硫原油中的腐蚀性研究表明用16MnR钢制造的设备在总硫含量＜2.0%的情况下可继续使用,其均匀腐蚀速率在1.6mm/a左右;慢拉伸应力腐蚀试验表明,316L钢出现应力腐蚀开裂的Cl-1起始浓度为250mg/L,而H2S浓度和pH值的影响较小.     

蜡油加氢装置汽提塔顶后冷器腐蚀与防护

针对某石化公司蜡油加氢装置后冷器管束的腐蚀泄漏,采用现场腐蚀调查、在线腐蚀探针监测、垢样分析及腐蚀挂片监测等手段,对管束的腐蚀泄漏情况进行了检测分析。结果表明,壳程工艺介质腐蚀性较小,其对碳钢的腐蚀速率仅为0.002 mm/a,而管程循环冷却水腐蚀性偏大,且具有较强的结垢倾向,是造成管束内壁发生穿孔泄漏的主要影响因素。腐蚀区域闭塞电池的自催化作用是促进后冷器管束腐蚀加速发展的根本原因,其与循环冷却水中的溶解氧及氯离子有密切的关系。最后,从加强冷却水系统管理、改善系统水质及涂料防护等方面提出了冷却水换热器腐蚀泄漏的防护措施。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

H2S分压对Q245R钢在H2S-CO2共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H₂S-CO₂共存环境下H₂S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_H2S下Q245R钢在H₂S-CO₂环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明：随着P_H2S由0.001 MPa增至0.11 MPa, Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO₂腐蚀(P_H2S=0.001～0.05 MPa)转变为H₂S腐蚀(P_H2S=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO₃转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液...     

对二甲苯微量杂质及纯度测定方法比较及优化

利用高温高压反应釜研究了3Cr钢在模拟中海油CO2环境中的腐蚀行为。在温度60℃、p(CO2)1.5MPa及介质流速为1m/s时,两组3Cr钢均呈现较严重的均匀腐蚀,平均腐蚀速率分别达到3.85mm/a和3.24mm/a。结合SEM和EDS分析手段研究了3Cr钢的CO2腐蚀产物。结果表明,其外层结构主要是堆垛疏松、附着力弱的FeCO3晶粒,内层为富Cr产物膜。     

间戊二烯石油树脂装置的腐蚀原因分析

某公司间戊二烯石油树脂装置开工运行以来,其常压塔顶(简称常顶)冷凝冷却系统各设备频繁发生严重的腐蚀减薄、穿孔泄漏.挂片实验结果表明:塔顶溶剂油具有明显的腐蚀性,而塔顶冷凝水却腐蚀轻微.装置的腐蚀介质主要来源于Al Cl3水解产生的盐酸溶液,其腐蚀机理为盐酸腐蚀,由于HCl液滴被C5溶剂油包裹,导致C5溶剂油具有较强的腐蚀性,进而使常顶冷凝冷却系统各设备遭受严重腐蚀.通过注碱工艺防腐措施能有效减缓常顶C5溶剂油对设备的腐蚀性,使金属的年腐蚀速率从0.029 mm/a减小到0.006mm/a.     

盐穴储气库氮气阻溶造腔过程中的管材腐蚀

受制氮工艺影响,在氮气阻溶过程中,注入的氮气中含有一定量的氧气,导致井下及井口金属材质出现腐蚀,影响后期储气库的安全平稳运行。通过室内高温高压腐蚀失重试验,并结合扫描电镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表面分析技术,分别测试了氮气阻溶造腔工况下氮气浓度、井下温度和井下压力对N80套管在高矿化度盐水环境中的气液两相腐蚀速率,量化了不同因素对管柱腐蚀的影响程度。实验结果表明:现场工况条件下,氮气浓度从80%增加到99.99%,液相腐蚀速率由1.362 9 mm/a降为0.041 9 mm/a,气相腐蚀速率由0.0176 mm/a变为无腐蚀状态;温度从10 ℃增加到40 ℃,液相腐蚀速率由0.341 4 mm/a升高到0.482 9 mm/a,气相腐蚀速率由0.0051 mm/a升高到0.0089 mm/a;压力从10 MPa升高至14 MPa,液相腐蚀速率由0.544 2 mm/a升高到0.605 9 mm/a,气相腐蚀速率由0.006 6 mm/a升高到0.008 9 mm/a。根据上述实验结果,在氮气阻溶造腔实际工况下,当氮气浓度高于95%时,N80造腔管柱气液两相腐蚀速率可满足3~5年的造腔需求,认为95%氮气浓度作为阻溶剂的使用纯度下限,可为氮气阻溶造腔现场操作及制氮方式选择提供依据。     

管道及容器局部腐蚀初探

因腐蚀，长庆油田有些地区的管道及容器的使用期一般为8～10年。腐蚀的原因为原油中有的元素及化合物具有腐蚀性；管道及容器的材质不均或异种材料形成电化学腐蚀；焊接及安装施工不当产生应力腐蚀；与土壤、空气等接触形成环境和大气腐蚀。有关资料表明，对于低碳钢，局部腐蚀速度可达3mm／a以上。预防局部腐蚀的措施有不用材质不匀或有缺陷的材料；严格按规程规范施工，对于易发生局部腐蚀的部位更要特别保证施工质量；多采用成熟的新的防腐工艺和材料，如管道的分段内涂，采用柔性管道系统，用卡箍连接，在储油罐区装设特殊的排水通道等。     

广元、射洪和宝鸡试验站的碳钢土壤腐蚀研究

用自然埋藏的方法研究了碳钢材料在四川广元、射洪和陕西宝鸡3个试验站的腐蚀特征及土壤腐蚀性。试验结果表明碳钢材料在3个试验站的腐蚀程度均为中等,3个试验站的土壤腐蚀性均为中等。     

J55 HFW油管洛河水腐蚀试验研究

对国产和进口J55 HFW油管在长庆洛河水介质条件下进行了SRB腐蚀试验、高温高压腐蚀试验及沟槽腐蚀试验研究。在SRB腐蚀环境中,国产J55 HFW油管和进口J55 HFW油管的腐蚀速率为0.042 mm/a和0.043 mm/a;高温高压、二氧化碳条件下,国产J55 HFW油管和进口J55 HFW油管的腐蚀速率分别为0.098 mm/a和0.094 mm/a;在洛河水腐蚀介质条件下,国产J55 HFW油管和进口J55 HFW油管的沟槽腐蚀敏感系数为1.15和1.13。结果表明,在洛河水腐蚀介质环境中国产J55 HFW油管和进口J55 HFW油管耐蚀性相当。     

钢板成分及热处理工艺对中Cr钢耐CO2腐蚀性能的影响

为了研究不同Cr含量及热处理工艺对钢板耐CO2腐蚀性能的影响,采用挂片失重法结合金相和EBSD分析,研究了Cr含量以及不同热处理工艺对低C、中Cr钢在CO2驱油服役环境下的腐蚀性能的影响,并分析了几种Cr含量钢的可焊接性。试验结果显示,在当w（Cr）=3%～9%时,随着Cr含量的提升,试样的耐均匀腐蚀能力逐步增强;其中轧态的腐蚀速率从0.243 mm/a降低到0.087 mm/a,降低了64%;在一定热处理工艺下,几种不同Cr含量的钢种都具有较好的焊接性。研究表明,由于Cr含量的提升使得钢的基体表面形成更加致密的保护膜,阻碍了腐蚀的进一步发展;对于Cr7.5钢,轧态下的耐均匀腐蚀能力最强,回火态的其次,正火态最差,耐蚀性能的差异是由于轧态组织中单位面积内晶界的长度最小、而正火态晶粒长度最大所造成的。     

用于集输管线的0.5Cr 钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2 腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr 钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H₂S/CO₂腐蚀行为。结果表明,0.5Cr 钢在CO₂腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H₂S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率。在CO₂分压为2MPa、H₂S分压为0.5MPa 时,腐蚀速率仅为0.1523 mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。在H₂S和CO₂共存的环境条件下,0.5Cr 钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO₂腐蚀产物成分FeCO₃。在该模拟条件下,H₂S的腐蚀占主导作用。同时模拟油田工况条件的抗H₂S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr 钢具有良好的抗H₂S应力腐蚀开裂能力。     

催化裂化油浆管道冲蚀损伤预测方法研究

以催化裂化油浆泵出口管道为研究对象,基于高温硫腐蚀和催化剂冲刷磨损机理分析,构建了一种适用于腐蚀、冲刷共同存在环境下的管道冲蚀损伤特性数值模拟预测方法,将流体流动、物质传递、化学反应和固体粒子追踪等多物理场模型耦合,获得流动参数、腐蚀介质浓度、催化剂碰撞角度分布,采用冲刷磨损速率、腐蚀减薄速率和表面减薄速率分别对冲刷、腐蚀和二者协同作用进行定量表征,并通过动态旋转挂片试验验证了数值模拟结果。结果表明：较大的压力、紊乱的流态能够驱动颗粒不规则运动,产生较大的冲刷磨损风险,也使管道近壁面的腐蚀介质分布不均匀,泵出口和水平直管段前端腐蚀介质浓度相对较高;在腐蚀-磨蚀协同作用下,管道壁面减薄速率平均值为0.46 mm/a,最大减薄速率可达0.55 mm/a;模型预测的损伤程度和减薄速率与实验结果基本吻合,研究成果可为管道损伤监测和寿命预测提供支持。     

碳钢在甲酸-乙酸水溶液中的腐蚀行为研究

用静态质量损失法、扫描电镜法和电化学测量法研究了Q235A钢在甲酸乙酸水溶液中(甲酸与乙酸质量比为1∶1)的腐蚀行为。分别考察了不同腐蚀液质量浓度、温度等情况下Q235A钢的腐蚀行为。结果表明,Q235A钢的平均腐蚀速率受到腐蚀液浓度、温度等参数的影响,当温度一定时(20℃),Q235A钢的平均腐蚀速率由腐蚀液质量浓度为100 mg/L时的0.354 mm/a增加到腐蚀液质量浓度为500 mg/L时的0.900 mm/a,但增长的速率逐渐缓慢最后趋于平稳;当溶液质量浓度一定时(100 mg/L),Q235A钢的平均腐蚀速率由20℃时的0.354 mm/a增加到90℃时的1.255 mm/a。宏观腐蚀形态为均匀腐蚀,在扫描电镜下观察,腐蚀严重时,局部出现点蚀、剥离等现象。