温度对X65管线钢CO2腐蚀产物膜结构和力学性能的影响

利用SEM、XRD、能谱仪对不同温度下形成的腐蚀产物膜的形貌、厚度、结构和成分进行分析,利用纳米压痕仪测量腐蚀产物膜的硬度和弹性模量.结果表明,温度对腐蚀产物膜的表面形貌没有明显影响.在65℃到90℃温度范围内,温度对腐蚀产物膜的晶粒尺寸影响不大;115℃时,膜表面的晶粒尺寸不均匀,差别较大.温度对腐蚀产物膜的厚度影响较大,在65℃到115℃温度范围内,随着温度的升高,腐蚀产物膜的厚度降低;温度对腐蚀产物膜的表面成分影响不大,不同温度下膜的表面成分均为(Fe,Ca)CO3复盐;在65℃到90℃温度范围内,随着温度的升高,腐蚀产物膜的硬度和弹性模量降低,在90℃时出现最低值,温度升高至115℃,膜的硬度和模量又明显升高.     

辅助蒸汽驱油环境中CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响

采用高温高压釜模拟CO_2辅助蒸汽驱油注气井的工况条件,在温度160℃和CO_2分压1～4MPa条件下,对N80钢进行了挂片腐蚀试验,研究了CO_2分压对其腐蚀行为的影响。结果表明:随着CO_2分压的升高,腐蚀速率先升高后降低,并在CO_2分压为2MPa时达到最大,其值为0.073 7mm·a-1;N80钢腐蚀产物的主要成分是FeCO3和少量Fe2O3,随着CO_2分压的升高,FeCO3晶体尺寸减小,当CO_2分压为3～4 MPa时FeCO3晶体发生融合;在试验条件下,N80钢的腐蚀速率在0.034 7～0.073 7mm·a-1范围,均小于油田腐蚀速率控制指标(0.076mm·a-1),满足CO_2辅助蒸汽驱油注气井油套管的性能要求。     

35CrMo钢在酸性H_2S环境中的应力腐蚀行为与机理

通过模拟油田井下低浓度H2S的工作环境,采用电化学技术研究35CrMo钢在不同pH的H2S溶液中的腐蚀行为,通过慢应变速率拉伸试验和U形弯试样浸泡试验研究35CrMo在不同pH和温度条件下的H2S介质中的应力腐蚀开裂行为与机理。结果表明,35CrMo钢在酸性H2S环境下SCC敏感性较高,随着介质的pH降低,35CrMo钢的应力腐蚀敏感性增加,腐蚀速率加快。pH降低能够较大地促进35CrMo钢阴极过程的进行,导致腐蚀速率和充氢电流密度均相应增大,从而导致局部阳极溶解作用和氢脆作用增大。在温度为15~90℃,35CrMo钢应力腐蚀敏感性不同,35℃和90℃条件下的应力腐蚀敏感性大。在酸性H2S环境下35CrMo钢的应力腐蚀机制是以氢脆为主,阳极溶解为辅的协同机制。     

温度对J55油管CO_2腐蚀行为的影响

采用高温高压釜于25~65℃模拟了J55油管在延长油田井下环境中的CO2腐蚀行为,并用扫描电镜和X射线衍射仪研究了温度对J55油管CO2腐蚀行为的影响。结果表明:J55油管的平均腐蚀速率随着温度的升高而急剧增大,拟合函数较好地预测了腐蚀速率随温度的变化关系;温度的升高加快了Ca2+和Mg2+在膜中的沉积,导致复盐Fe(Ca,Mg)(CO3)2在高温下出现,改变了腐蚀产物膜的结构,使垢下腐蚀加剧。     

模拟多元热流体采油温度循环、CO2-O2环境中 3Cr钢的腐蚀行为

在模拟不同多元热流体采油温度循环条件(100℃×72h→60℃×72h→100℃×72h→60℃×72h,100℃×72h→60℃×72h→100℃×144h,100℃×72h→60℃×216h,分别记为1~#,2~#,3~#方案)、CO_2-O_2环境中对3Cr钢进行浸泡腐蚀试验,研究了试验钢的腐蚀速率、腐蚀形貌及腐蚀产物物相组成。结果表明:在1#和2#方案下试验钢的腐蚀速率相近,3~#方案下的腐蚀速率最小,较前二者分别下降了15.0%和14.74%;在3种方案下,试验钢表面均存在点蚀坑,其腐蚀产物膜分为两层,内层膜较致密,但存在许多微小的裂纹,外层膜疏松,存在许多孔洞;腐蚀产物均主要由Fe_2O_3、FeCO_3、FeOOH和Cr(OH)_3组成。     

CO_2-Cl~-共存腐蚀介质中油管钢腐蚀疲劳裂纹扩展性能研究

油管服役环境中常存在Cl~-、CO_2等腐蚀性介质,它们会导致油管壁面产生点蚀坑。这些点蚀坑成为受交变载荷油管发生疲劳损伤的疲劳源。以现场用油管钢13Cr为研究对象,选取CO_2-Cl~-腐蚀介质为环境工况,在标准CT试样上进行腐蚀疲劳裂纹扩展实验。分别测量大气环境下、含有Cl~-溶液中及含有CO_2-Cl~-共存环境下的油管钢13Cr的腐蚀疲劳裂纹扩展速率。对比分析这三种腐蚀工况下油管钢13Cr疲劳裂纹扩展速率的变化规律。结合断口形貌分析,探索CO_2-Cl~-共存腐蚀介质中,油管钢13Cr的腐蚀疲劳失效机理。     

Q235钢在冀北地区的大气腐蚀行为

对Q235钢在冀北地区(唐山市、秦皇岛市、廊坊市、承德市和张家口市)进行暴露1 a的大气腐蚀试验,对比了Q235钢在不同城市的腐蚀速率,研究了5个城市中心位置(安各庄、天马、霸州、隆城、万全)大气环境中的Cl-沉积率、SO2含量及湿度对Q235钢腐蚀速率的影响,并观察了腐蚀产物形貌.结果表明:Q235钢的腐蚀速率从东南...     

X80管线钢在酸性土壤模拟溶液中的腐蚀行为

采用失重法、电化学测试法、SEM及XRD分析等方法研究了原始态(焊态)和退火态X80管线钢在酸性土壤模拟溶液中的腐蚀行为.结果表明:在酸性土壤模拟溶液中,随着浸泡时间的延长,原始态与退火态X80管线钢平均腐蚀速率和腐蚀趋势均减小,而瞬时腐蚀速率先增大后减小;腐蚀产物主要由γ-FeOOH(表层)和Fe3O4(内层)组成;退火态X80管线钢的耐腐蚀性能低于原始态的,这主要与X80管线钢的显微组织因热处理发生变化以及试样表面生成腐蚀产物的完整性和致密性有关.     

温度对S135钢和G105钢在CO2/H2S共存体系中腐蚀行为的影响

在气体分压分别为20,0.1 MPa的CO₂/H₂S共存模拟油田地层水中,利用高温高压釜在不同温度(室温、100℃、180℃)下对S135钢和G105钢进行腐蚀试验,研究了温度对2种钢腐蚀行为的影响。结果表明：100℃下S135钢和G105钢的腐蚀速率最大,分别为0.846 3 mm·a^-1和0.850 0 mm·a^-1,180℃下的腐蚀速率最小,分别为0.229 1 mm·a^-1和0.230 9 mm·a^-1;100℃下钢表面腐蚀产物主要为FeCO₃和FeS,此温度下CO₂为腐蚀主控因素,室温和180℃下的腐蚀产物主要为FeS,H₂S为腐蚀主控因素。     

温度对X70管线钢在碱性溶液中应力腐蚀开裂行为的影响

采用慢应变速率拉伸试验(SSRT)研究了温度对X70管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中应力腐蚀开裂(SCC)行为的影响,并利用扫描电镜分析了不同温度下的拉伸断口形貌.结果表明:温度对X70管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中的SCC行为影响较大且很复杂;在低温下(20～30℃),X70管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中的SCC敏感性较大,机理为阳极溶解与氢致开裂混合机理;在50℃以上的高温区,X70管线钢的SCC敏感性也较大,机理为腐蚀膜导致的断裂;在40℃附近,X70管线钢的应力腐蚀以溶解形式为主,SCC敏感性较低.     

X80管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中的腐蚀行为

采用失重法、电化学测试、SEM及XRD分析等方法研究了X80管线钢在库尔勒土壤模拟溶液中的腐蚀行为.结果表明:在库尔勒土壤模拟溶液中,X80管线钢发生了严重的腐蚀;随着腐蚀时间的延长(腐蚀90 d),X80管线钢的平均腐蚀速率有所下降,而瞬时腐蚀速率先减小后增大,腐蚀趋势逐渐增加;腐蚀产物主要由FeOOH(表层)和Fe3O4(内层)组成.     

Influence of Testing Temperature on the Corrosion Behavior of API 5L X70 Pipeline Steel

It is known that localized corrosion attack takes a preponderant role in the onset of stress corrosion cracking of pipeline steels in high pH conditions. Carbonate/bicarbonate solutions can be employed to study the localized corrosion behavior of these materials. In addition to the presence of chloride ions in the electrolyte, the solution temperature is also of prime importance to the onset of pitting corrosion. The aim of this work is to evaluate the influence of the testing temperature on the corrosion behavior of the API 5L X70 pipeline steel which is a standard material for gas pipelines in Brazil. Samples were exposed to a solution consisting of Na2CO3, NaHCO3 and NaCl at three different temperatures： RT （room temperature）, 40 ℃ and 60 ℃. The corrosion morphology was observed using SEM （scanning electron microscopy）. The results showed that pitting corrosion became facilitated when the steel was immersed at higher temperatures.     

X80管线钢在西北盐渍土壤模拟溶液中的电化学腐蚀行为

采用电化学测试、扫描电镜观察、表面能谱分析及X射线衍射等方法研究了原始态(焊态)与650℃×3 h退火态X80管线钢在西北盐渍土壤模拟溶液中的电化学腐蚀行为与机理,分析了退火处理及腐蚀时间等因素对X80管线钢极化曲线的影响。结果表明:退火态X80管线钢的耐蚀性远低于原始态的,这主要与组织发生改变有关;随着浸泡时间的延长,两种状态X80管线钢的腐蚀倾向是先增大后减小,腐蚀速率呈现出先减小再增大的趋势,但总的腐蚀速率呈增大趋势,点蚀敏感性增加,其阴极过程均为氧的去极化反应;腐蚀产物主要由FeOOH(表层)和Fe3O4(内层)组成,Cl-浓度对X80管线钢的腐蚀起主导作用。     

X80管线钢在模拟樟树土壤溶液中的应力腐蚀敏感性

以X80管线钢为研究对象,以模拟江西樟树土壤溶液为试验环境,研究了外加电位、应变速率以及这二者的交互作用对X80管线钢应力腐蚀敏感性的影响。结果表明:在中等应变速率和阴极电位下试验钢对应力腐蚀开裂(SCC)非常敏感;在阳极电位条件下,应变速率所引起的物质交换对SCC过程影响不大,SCC敏感性较低;在阴极电位区,试验钢上发生析氢反应,在中等应变速率下,本体溶液与裂纹内部溶液及裂纹内部溶液与裂纹尖端金属原子的交换充足,试验钢发生氢致开裂的倾向增加,SCC敏感性更高。     

X80管线钢在水饱和碱性沙土中的腐蚀行为

采用电化学测试、SEM观察及EDS分析等方法,研究了X80管线钢在水饱和碱性沙土中的腐蚀行为。结果表明:随着腐蚀时间的延长,X80钢腐蚀速率的变化趋势为先缓慢增大后快速增大;腐蚀50d后,腐蚀产物中主要为铁的氧化物、铁的硫化物,其中混杂着土壤中盐类;X80钢的耐蚀性及腐蚀形态与其表面生成的腐蚀产物膜的完整性和致密性有关。     

X70管线钢拉伸性能试验研究

对X70系列大口径厚壁天然气管道材料不同取样方式和取向的拉伸试样进行试验，结果表明：X70管线钢具有连续屈服特征，无明显的屈服平台，延伸率非常大。其力学性能呈现明显的各向异性，横向拉伸的屈服强度、抗拉强度及弹性模量均比纵向拉伸的高。试样的截面形状和尺寸对抗拉强度有一定的影响，对屈服强度影响很小。由于材料内部的片状缺陷引起的沿厚度方向强度降低和横向拉应力的作用，断裂时在板状试样短边中心出现分层开裂。因此，在进行结构设计和安全评定时应充分考虑X70管线钢特殊的力学性能。     

X65管道焊缝断裂韧性统计分布的计算机分析

对X65管线钢环焊接头的断裂韧性δc进行了试验测定，自行编制了确定接头断裂韧性δc概率统计分布的计算机分析程序。将试验数据输入计算程序，只需一次计算就可确定断裂韧性是否符合三种常用分布(正态分布、对数正态分布、威布尔分布)之一，该程序对快速、准确地确定材料力学性能的概率统计分布以及对结构进行可靠性分析具有重要应用价值。计算表明，X65管线钢环焊接头的断裂韧性δc符合正态分布、对数正态分布和威布尔分布，但威布尔分布是描述管道焊缝金属断裂韧度指标δc的最佳拟合分布函数。