集气管线带焊缝90°弯头的冲刷腐蚀

对国内某气田集气管线带有焊缝的失效弯头进行了分析,利用Fluent软件模拟了焊缝与90°弯头处流体流型流态,分析了集气管线在该处的冲刷腐蚀机理。结果表明：焊缝和弯头外弧侧内壁处具有较高的漩涡强度,使该处腐蚀产物从金属表面剥离;受近壁面较高湍流强度的流体影响,剥离的腐蚀产物快速向主流体运移,裸露的金属基体继续被腐蚀,最终使焊缝和弯头外弧侧内壁发生严重的冲刷腐蚀。两端具有焊缝的天然气集输管线弯头,在焊缝、外弧侧内壁的冲刷腐蚀速率较高,在无内防护的服役过程中易发生腐蚀穿孔。     

含Cr低合金钢的CO2腐蚀产物膜形成及机理研究进展

针对含Cr低合金钢石油专用管的CO₂腐蚀产物膜,介绍了CO₂腐蚀产物膜的形成机理,总结了含Cr低合金钢的CO₂腐蚀产物膜的影响因素,其中包括Cr含量、温度、CO₂分压、pH值、腐蚀时间、Cl^-浓度、流速等对其腐蚀产物膜的影响,并对腐蚀产物膜的结构与成分进行总结,归类了缓蚀剂对含Cr低合金钢石油专用管的保护办法,以期为今后含Cr低合金钢的CO₂腐蚀产物膜的研究提供借鉴。     

P110S碳钢在高Cl-高酸性气体分压下的腐蚀行为

模拟了西北塔河油田极端苛刻的环境，通过高温高压反应釜模拟试验，失重法、显微组织观察，腐蚀产物物相分析等考察了在高Cl^-含酸性气体条件下，温度和CO₂分压对P110S碳钢腐蚀行为的影响。结果表明：P110S碳钢的腐蚀速率随着温度的升高先增大后减小再增大，随着CO₂分压的升高先增大后减小，腐蚀速率分别在210℃和CO₂分压8 MPa时达到最大。当温度为150℃或CO₂分压为8 MPa时，FeCO₃晶体开始从溶液中析出，在P110S碳钢表面形成了保护性的产物膜，有效抑制了基体的全面腐蚀，降低了腐蚀速率。此外，溶液中高浓度的Cl^-极易导致产物膜发生剥落与破裂，造成严重的点蚀。     

含杂质气态CO2输送管道腐蚀研究进展

气态CO₂输送管道是CO₂捕集与储存(CCS)过程中的重要一环,含杂质气态CO₂输送管道的腐蚀控制对于管道的安全运行尤为重要。本文综述了目前含杂质气态CO₂输送管道腐蚀的研究成果,总结了气态CO₂输送管道腐蚀的影响因素,阐述了杂质与环境条件对水与CO₂的互溶度、管道钢腐蚀行为、腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响,分析了气态CO₂输送管道临界含水量的确定,归纳了适用于气态CO₂输送管道的腐蚀预测模型。本文指出当前气态CO₂输送管道腐蚀研究亟待解决的科学问题包括:含杂质气态CO₂环境中水与CO₂互溶度的计算;杂质对气态CO₂环境中腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响;含杂质气态CO₂输送管道不发生腐蚀临界含水量的确定;含杂质气态CO₂输送管道内腐蚀预测模型的建立。     

镍基合金718在H2S/CO2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究了镍基合金718在模拟苛刻油田环境中的H₂S/CO₂腐蚀行为。结果表明,在模拟高温高压H₂S/CO₂腐蚀环境中,718合金腐蚀轻微,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。电化学测试结果表明,在模拟CO₂腐蚀环境中,718合金的阳极极化曲线存在明显的钝化区,而在模拟H₂S/CO₂腐蚀条件下的阳极极化曲线呈现多次活化-钝化转变现象,表明腐蚀产物膜的稳定性降低;EIS表明阻抗谱均有明显的容抗弧特征,不含H₂S时材料显示单一的容抗弧,加入H₂S时低频显示扩散阻抗控制,饱和CO₂溶液中718合金具有相对较大的极化电阻。     

页岩气输送用转角弯头内腐蚀减薄原因分析

目的针对某页岩气输送平台用转角弯头发生严重内腐蚀减薄的问题开展原因分析,明确腐蚀类型及机理,指导防腐处理,提高转角弯头的服役安全性。方法以页岩气输送用转角弯头为研究对象,针对转角弯头内腐蚀减薄行为开展基础研究,通过宏观观察及尺寸测量分析内腐蚀的腐蚀形貌及分布,并进行理化检测、微观观察、物相分析,探究腐蚀产物,综合分析转角弯头内腐蚀减薄的原因。结果宏观分析发现,转角弯头内壁外弧侧与中性区过渡区域有壁厚发生突变而产生的腐蚀台阶,最大壁厚减薄率达63.4%。电子显微形貌与金相分析表明,弯头内壁的腐蚀坑呈纵深发展,逐层剥离,腐蚀产物疏松、形貌多样,且可观察到细菌形貌。腐蚀产物的能谱及XRD分析发现,管体内壁的腐蚀产物主要是Fe S、Fe2O3、Fe CO3等,内腐蚀可能与CO2、H2S、SRB等有关。结论弯头腐蚀减薄是硫酸盐还原菌(SRB)-CO2腐蚀协同作用的结果,SRB的存在对CO2腐蚀起催化作用。此外,Cl-对腐蚀产物膜的破坏和弯头外弧侧的冲刷加速了腐蚀作用。建议确定SRB细菌来源,以便有效投放杀菌剂,同时对管线内壁定期进行清理,避免菌落长期附着于管体内壁。此外,建议添加多级气液分离装置,严格控制气相中的含水量。     

温度对旅大5-2油田热水驱回注管线腐蚀的影响规律

采用高温高压腐蚀试验,研究了温度对旅大5-2油田热水驱回注管线腐蚀行为的影响,并采用扫描电镜、能谱仪和X射线衍射仪,分析了温度对管线腐蚀的影响机理。结果表明：在60～260℃范围内,管线的腐蚀速率随着温度的升高先增加后减小,峰值出现在150℃,不同温度下管线的腐蚀速率均超过0.076 mm/a的标准值;不同温度下形成的腐蚀产物膜差异较大,在60～110℃下腐蚀产物很少,在130℃及150℃下形成了Ca_0.1Mg_0.33Fe_0.57(CO₃),产物较多、较为疏松,在180℃下产物膜为Ca_0.1Mg_0.33Fe_0.57(CO₃),分为致密底层和疏松表层;在260℃下形成了较致密的薄层CaCO₃产物膜。     

碳钢在油水混相介质中的CO2/H2S腐蚀行为

采用极化曲线和电化学阻抗测试，研究了N80钢在50℃的3%NaCl盐水与凝析油混相溶液中，不同CO₂、H₂S分压比(θ=P_CO2/P_H2S)条件下的腐蚀规律；采用SEM、XPS等分析了N80钢表面腐蚀产物的形貌和组成。结果表明：在饱和CO₂溶液中，随着H₂S含量的增加，碳钢电极的腐蚀减弱；当θ<20时，随着θ增大，腐蚀电流密度逐渐减小，腐蚀主要由H₂S控制，在N80钢表面生成了均匀致密的针状晶型腐蚀产物，主要是FeS和FeS_1-x膜；当20<θ<500时，随着θ的增大，腐蚀电流密度先增大后减小，腐蚀由CO₂和H₂S共同控制，钢片表面生成了多种晶型腐蚀产物，主要是FeCO₃和FeS_1-x膜；当θ>500时，随着θ的增大，腐蚀电流密度增大，腐蚀反应由CO_...     

流动状态下X65管线钢CO2腐蚀产物膜结构和力学性能的评价

针对油气行业常用的X65管线钢,研究了含CO₂腐蚀介质中钢表面形成的腐蚀产物膜结构和力学性能的特征以及介质流动造成的影响。结果表明,静态条件下形成的腐蚀产物膜的主要成分为(Fe,Ca,Mg)CO₃,动态条件下的主要成分为(Fe,Ca)CO₃;介质的流动能够促进腐蚀产物膜的形成,但对膜的硬度以及杨氏模量影响不大;腐蚀产物膜的断裂韧性随着流速的增大先下降后上升,流动状态下内层腐蚀产物膜的致密性较好,膜与基体的结合强度较高。     

抗微生物腐蚀管材在SRB/CO2环境中膜特征及其腐蚀行为

目的 通过试验观察硫酸盐还原菌(SRB)/饱和CO₂对抗微生物腐蚀管材的腐蚀特征,探究SRB对CO₂腐蚀的影响。方法 通过细菌计数得到有、无饱和CO₂环境中浮游SRB的生长曲线。通过浸泡试验,获得SRB、饱和CO₂、SRB+饱和CO₂(3种不同环境)对腐蚀速率的影响。采用SEM、EDS及XRD对试样在3种不同环境中腐蚀后的表面形貌、腐蚀产物的成分及物相组成进行分析。通过腐蚀电化学测试,研究3种不同环境中对抗微生物腐蚀管材腐蚀的影响。结果 CO₂腐蚀和SRB腐蚀相互抑制,同时CO₂作为SRB生长的迟效碳源,为SRB的二次生长提供能量。整个腐蚀过程受CO₂腐蚀、细菌正常生长代谢形成生物膜、膜层易开裂和脱落等影响。浸泡15 d后,极化电阻呈现R₍p(SRB))>R(p_{SRB+饱和CO2})>R₍p(CO₂     

X80管线钢在高矿化度油田采出液中的腐蚀行为

利用高温高压釜动态模拟实验,采用失重法研究了含水率和CO₂分压对X80管线钢在油水混合物中腐蚀速率的影响;利用扫描电镜 (SEM)、能谱 (EDS) 和X射线衍射技术 (XRD) 等技术手段表征腐蚀产物表面形貌、清理腐蚀产物后试样的表观特征和腐蚀产物成分。结果表明：随着含水率的增加,X80钢的腐蚀速率单调增加;X80钢的腐蚀速率随CO₂分压的增加而增加,分压为1.5 MPa时,产物膜最致密;X80钢在油水混合物中的腐蚀产物主要由FeCO₃构成;CO₂分压一定时,总压的改变对X80钢的腐蚀程度影响较小。     

高温高压含CO2气田油气混输管道失效分析

对国内某大型气田油气混输管道失效管件进行了SEM观察、能谱分析、X衍射分析以及金相组织分析。结果表明,腐蚀产物膜较疏松,主要成分为FeCO₃。油气混输管道的失效是天然气中的CO₂气体溶于水中对管道的腐蚀以及高速流体对管壁冲刷共同作用的结果。针对失效情况,提出了油气田安全生产相应的措施。     

含CO2湿天然气长输管道内腐蚀原因及其防控措施

针对某含CO₂湿天然气长输管道的内腐蚀问题，通过管道运行工况调研、腐蚀形貌观察及腐蚀产物成分分析，明确了该管道的内腐蚀原因，并提出了该类天然气管道的内腐蚀防控措施。结果表明：由于管道的天然气露点控制不严格，在环境气温较低而输送气体温度相对较高时，管道内壁可能出现冷凝水液膜或液滴，冷凝水沉降造成某些低洼位置的管段出现积水，CO₂溶于液态水形成较强腐蚀性的碳酸，从而发生CO₂腐蚀；同时，在管道水压试验过程中，未对试压水进行除氧和杀菌处理，在水压试验结束后，又未及时清理和干燥管道，会导致管道在投产前就存在积水，从而造成溶解氧腐蚀和细菌腐蚀。     

流速对CO2/O2环境中L485钢腐蚀行为的影响

为研究CO₂/O₂共存环境中流速对L485钢腐蚀行为的影响,在高温高压动态反应釜中进行模拟腐蚀试验,测试L485钢的均匀腐蚀速率,通过扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)等方法观测腐蚀产物的微观形貌和成分。结果表明：CO₂/O₂共存体系中,随着流速的增大L485钢的均匀腐蚀速率逐渐增大,且表面呈现由局部腐蚀向均匀腐蚀转变的特点;CO₂/O₂共存体系中L485钢的腐蚀产物为Fe₂O₃、FeOOH、Fe(OH)₃、Fe₃O₄、FeCO₃。     

X80管线钢焊接接头的组织对其超临界CO2腐蚀行为的影响

研究了X80管线钢焊接接头组织对其超临界CO₂腐蚀行为的影响。采用金相显微镜观察高温回火后X80管线钢焊接接头的不同区域(基材区、细晶热影响区、粗晶热影响区和焊缝区)的组织特征。采用扫描电镜(SEM)观察该焊接接头不同区域在含饱和水的超临界CO₂(40℃,10 MPa)气相环境中腐蚀后的形貌,并采用X射线衍射仪(XRD)分析腐蚀产物物相。结果表明：基材区和焊缝区主要由多种形式铁素体构成;细晶热影响区和粗晶热影响区组织为多种形式铁素体和珠光体;在含饱和水的超临界CO₂环境中焊接接头各区域都发生明显的CO₂腐蚀,花型碳酸亚铁腐蚀产物岛分散在致密腐蚀产物表面,且腐蚀产物膜下出现腐蚀坑;基材区、焊缝区、粗晶热影响区的M-A岛主要在晶界析出,故膜下局部腐蚀严重,而细晶热影响区的M-A岛在晶体内弥散析出且晶粒细小,故膜下局部腐蚀轻微。     

湿气环境中抗硫钢的元素硫腐蚀特征及腐蚀机理

探究了CO₂湿气环境中P110SS抗硫钢在不同温湿度下的S腐蚀特征及腐蚀机理。采用X射线光电子能谱(XPS)和扫描电子显微镜(SEM),对P110SS钢表面腐蚀产物膜的化学组成、微观形貌及厚度及去除腐蚀产物后基体的微观形貌进行了表征。结果表明：在60℃、相对湿度为30%的条件下,S不会参与腐蚀反应,但腐蚀环境中的Cl^-和CO₂会导致抗硫钢发生局部腐蚀;当相对湿度升高至60%和90%时,S参与了腐蚀的阴极反应,生成FeS,并导致抗硫钢发生全面腐蚀。在80℃、相对湿度为30%的条件下,S也参与腐蚀的阴极反应,并导致抗硫钢发生了局部腐蚀;当相对湿度为60%和90%时,S会发生水解反应,产生H₂S和H₂SO₄,使抗硫钢发生严重的全面腐蚀。另外,腐蚀产物膜的厚度随湿度的升高而增加,致密度随反应温度的升高而降低。研究结果能为抗硫钢的S腐蚀控制提供参考。     

CO2-H2S-Cl-共存的地层水环境中Cr含量对钢的腐蚀产物膜特性的影响

采用带有电磁驱动轴的高温高压釜,通过失重法评价了L80、L80Cr13、22Cr、25Cr钢在含CO₂、H₂S、Cl^-的地层水中的腐蚀速率,采用SEM、EDS及XRD对其表面腐蚀产物膜进行了分析,利用AFM分析腐蚀后材料表面的粗糙度,使用CLSM分析腐蚀后材料表面的点蚀情况。结果表明,在CO₂分压为0.12 MPa、H₂S分压为0.003 MPa,Cl^-浓度为150.8 g/L,温度为80℃的地层水中,试样转速为100 r/min的条件下,4种钢材均匀腐蚀速率由大到小排序为L80Cr13>L80>22Cr>25Cr。L80Cr13钢表面的腐蚀产物膜主要是由Cr₂O₃与Cr(OH)₃组成,该腐蚀产物膜在Cl^-的作用下局部地方破损;L80Cr13钢发生了明显的点蚀,最大点蚀深度为11.037μm。L80钢表面的腐蚀产物膜主要是由Fe S以及疏松的FeCO<...     

铜质文物在CO2环境中的腐蚀行为及缓蚀剂研究

采用石英晶体微天平(QCM)反应性监测技术，结合Cu表面腐蚀产物分析，揭示了铜质文物在CO₂环境中的初期腐蚀行为。进而针对性地引入苯骈三氮唑(BTA)和L-半胱氨酸(CYS)为主的复配气相缓蚀剂(VCI)以提高对铜质文物的抗腐蚀能力，同时结合电化学阻抗谱(EIS)技术和密度泛函理论(DFT)研究了复配VCI对铜质文物的缓蚀机制。结果表明，CO₂浓度的增大以及相对湿度的升高均会加速铜质文物的腐蚀，在CO₂环境暴露后的初期，腐蚀产物主要为Cu₂O、CuO和CuCO₃·Cu(OH)₂。BTA与CYS对铜质文物腐蚀有显著的协同缓蚀性能，当BTA与CYS复配比为4∶1时，缓蚀率最高为86.2%。由于CYS与BTA相比，其较小的尺寸而产生较少的空间位阻，可以充分填补BTA膜的空隙，使得复合缓蚀剂膜更加致密。     

MDEA再生塔塔底重沸器管束腐蚀分析与对策

采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等观察分析手段对脱硫再生塔塔底重沸器管束的腐蚀原因进行了分析。结果表明:重沸器管束穿孔部位表面呈现大量蜂窝状腐蚀坑形貌,存在大量S、Cl等腐蚀元素,腐蚀产物主要为FeS₂、FeS的混合物。腐蚀失效主要是由于原料中的H₂S、CO₂以及Cl-等酸性介质构成RNH₂-H₂S-Cl-热稳定性盐及H₂O体系的腐蚀和气泡腐蚀所致。并针对失效原因,提出了改进措施和建议。     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。