二氧化碳环境中碳钢电偶腐蚀行为研究

电偶腐蚀是油气开采运输过程中危害性较大的一种腐蚀。利用失重法和电偶电流测量以及扫描电镜和X衍射分析研究了饱和CO₂的1％NaCl水溶液中碳钢/不锈钢，以及碳钢/腐蚀产物膜之间的电偶腐蚀行为。结果表明，相同温度条件下，碳钢/不锈钢电偶对阴阳极面积比越大，电偶对中阳极(N80钢)的腐蚀速率就越大。当CO₂分压较低时（0.1 MPa），随着温度的升高，电偶对阳极的腐蚀速率有一个极大值，且腐蚀速率的对数值与阴阳极面积比的对数值之间呈线性关系；而在高CO₂分压（2.5 MPa）条件下，阴阳极面积比小于等于4时，电偶对阳极的腐蚀速率存在一个极大值和一个极小值。试验结果还表明，温度对碳钢的CO₂腐蚀产物组分有很大的影响，不同温度下碳钢表面形成的腐蚀产物膜都能与裸金属之间形成腐蚀电偶，且温度为90 ℃时生成的腐蚀产物膜与碳钢的电偶腐蚀最为严重。     

K气田集输管道焊缝腐蚀失效研究

K气田天然气中主要腐蚀介质为CO2和气田水中的氯离子。采用碳钢管道进行气田内部集输,使用1年左右碳钢管道发生了严重腐蚀。通过腐蚀调查和对典型管道腐蚀样品剖析检查,对腐蚀产物进行检测分析,采用了电化学测量方法测量在腐蚀环境中焊缝不同区域金属的腐蚀电位。分析结果表明：在发生腐蚀的阶段没有发现地层水参与腐蚀的证据,CO2是导致气田内部集输碳钢管道腐蚀失效的主要腐蚀介质;由于化学成分和微观结构的差异,焊逢与钢管母材金属在湿流体介质中形成了电位差,导致气田碳钢管道焊接区域发生严重腐蚀。焊接材料和焊接工艺对碳钢管道的CO2腐蚀有重要影响,对于含腐蚀性流体的气田,在进行内部集输工程建设设计和施工时,应开展焊接焊头抗腐蚀性评价试验研究。     

16Mn钢海水腐蚀产物对基体腐蚀过程的影响

通过模拟海水腐蚀试验和表面是否覆盖有腐蚀产物的16Mn钢电极的自腐蚀电位、极化曲线和交流阻抗测量，分析了腐蚀产物对16Mn钢基体海水腐蚀过程的影响。结果表明：表面腐蚀产物将抑制基体腐蚀阳极过程，促进腐蚀阴极过程；决定16Mn钢基体腐蚀过程速度的是腐蚀的阴极过程；表面腐蚀产物的存在最终将不同程度地加速各区16Mn钢基体的腐蚀。     

2830/140V油套管钢的电偶腐蚀行为

为研究140V碳钢和2830镍铬合金钢之间的电偶腐蚀行为,通过模拟150 ℃、H2S分压1.5 MPa、CO2分压4.5 MPa、Cl-浓度90 000 mg/L的地层水井下环境,采用浸泡腐蚀模拟试验,并利用 XRD 结合 SEM、EDS 观察分析腐蚀产物膜特征,研究了2830镍铬合金钢与140V碳钢在模拟地层水环境中偶接前后的电偶腐蚀行为。结果表明:在模拟地层水腐蚀环境下,2830镍铬合金钢与140V碳钢偶接后,发生了明显的电偶腐蚀,其中碳钢140V作为偶对体系的阳极,平均腐蚀速率明显增长,而镍铬合金钢2830作为阴极,平均腐蚀速率有所减缓。XRD检测结果表明,2830钢试样表面生成主要是内部基体的Fe-Ni固溶体、Cr-Ni固溶体、Fe及Ni的腐蚀产物膜,140V钢试样表面则主要是FeS、FeS2、FeCO3及Fe3O4的腐蚀产物膜。电偶腐蚀评价研究表明镍铬合金钢+碳钢组合电偶腐蚀较严重,在油套管应用中应避免直接接触使用。     

Q245R/316L与Q345R/316L电偶对在3.5%NaCl溶液中的电偶腐蚀

针对石油化工行业异种金属联合使用产生的电偶腐蚀情况,采用电化学方法,研究了Q245R/316L和Q345R/316L电偶对在3.5%Na Cl溶液中的电化学行为。结果表明:316L不锈钢自腐蚀电位远高于Q245R碳钢和Q345R低合金钢的自腐蚀电位,偶接后会发生电偶腐蚀,且Q345R/316L电偶对发生电偶腐蚀倾向略大于Q245R/316L;316L不锈钢易钝化,而Q245R碳钢和Q345R低合金钢则比较活泼;316L不锈钢受钝化产生的钝化膜的影响,开路电位下测得的自腐蚀电位值一般比采用动电位极化测量的值大;Q345R/316L电偶对发生电偶腐蚀比Q245R/316L电偶对严重;电偶腐蚀效应的大小是:Q345R/316L>Q245R/316L。     

钙离子对羟基乙叉二膦酸缓蚀作用机理的影响

本文用旋转挂片失重法测定其失重,测定电极自腐蚀电位与时间的关系;测定了电极极化曲线以及用俄歇电子能谱(AES)分析缓蚀膜组成等方法,研究了水介质中不同钙离子浓度对羟基乙叉二膦酸(HEDP)的缓蚀作用的影响。结果表明钙离子浓度较小地影响HEDP对碳钢的缓蚀效果,但显著影响它的机理。在低钙离子浓度时,HEDP属混合控制型缓蚀剂,吸附在金属表面上。在高钙离子浓度时,HEDP属阴极控制型缓蚀剂,与钙离子络合后沉积在金属的表面上,从而起缓蚀作用。     

电偶法研究16 Mn钢在海水中的腐蚀

测定了16 Mn钢在海水腐蚀模拟试验装置中分别处于全浸区、潮差区、飞溅区的独立试片自腐蚀电位,和同时处于以上三个区域的电连接试片电偶电位和电偶电流以及它们的腐蚀速率。结果表明:独立试片和电连接试片腐蚀规律不同;处于不同区域的电连接试片间形成电偶腐蚀,全浸区独立试片在电偶中为阳极,潮差区试片和飞溅区试片在电偶中为阴极;全浸区独立试片腐蚀速率小于电连接试片,潮差区和飞溅区独立试片腐蚀速率大于电连接试片。     

海水流速对X80管线钢极化曲线的影响

为了研究海水流速对海底管线钢极化曲线和阴极保护的影响规律,以更有效地控制海底管道腐蚀,利用旋转圆柱电极实验装置模拟得到海水流速为0~3.5 m/s时管线钢的极化曲线,通过分析自腐蚀电位和腐蚀电流密度的变化评价X80管线钢腐蚀状况。利用得到的极化曲线作为边界条件,应用有限元数值模拟方法引入防腐层击穿系数ξ,分别研究海底管道在裸钢(ξ=1)、涂层破损严重(ξ=0.1)、涂层破损较轻(ξ=0.01)时表面电位、阳极反应电流密度、阴极反应电流密度的分布情况。研究结果表明,在X80管线钢三种不同的表面状态下,海水流速对阴极保护的影响规律有很大差别,该结果可为海底管道现场腐蚀防护提供工业指导。     

三种不同气氛下流速对碳钢腐蚀速率的影响

采用动态质量损失法测试了20号碳钢在50℃的纯CO_2、纯H_2S以及CO_2/H_2S共存体系中不同流速时的腐蚀速率,并使用SEM观察了试片表面腐蚀形貌,用XRD分析了腐蚀产物组成。结果表明:流速和腐蚀环境对碳钢的腐蚀有重要影响,随流速增大腐蚀速率先增大后减小。在流速为2.5 m/s时,腐蚀速率达到最大;相同流速时,CO_2和H_2S共存体系中腐蚀速率最大,其次是纯CO_2体系,纯H_2S腐蚀速率最小。通过腐蚀产物的形貌和组成对此进行了解释。     

镍基合金与碳钢的电偶腐蚀及其影响因素

采用失重法研究了镍基合金C276与碳钢P110组成的电偶对在pH值为7.76,10.5和11.9的溶液中不同温度下的电偶腐蚀规律。得出了C276——P110电偶对的存在对碳钢腐蚀的加速作用和偶对阳极腐蚀速率随溶液pH值及温度的变化规律。     

L485M输气管道水压试验泄漏原因分析

针对某L485M钢级输气管道在水压试验中发生泄漏的现象,对泄漏部位进行了外观检验、理化性能及腐蚀产物分析。结果显示,该管线泄漏点位于管道6点钟位置,管线内壁腐蚀严重,主要表现为全面腐蚀及较深的腐蚀坑;泄漏的主要原因是由于土壤及水等进入管道,钢管内壁受腐蚀减薄,钢管承载能力下降,当试验压力大于钢管承载能力时,钢管开裂泄漏。对于新建管线,建议及时进行管道内部清理,避免对钢管内壁造成腐蚀,对于不能及时投入使用的新建管线,应在内部清理、干燥后进行封堵,避免泥土及水分等进入管线内部而导致腐蚀。     

井筒载荷-腐蚀耦合作用对碳钢套管服役寿命的影响

基于应力-腐蚀介质协同作用原理,结合化学力学效应理论,对高温高压超深井碳钢油、套管在使用过程中面临着CO2、H2S等腐蚀介质以及拉、压等复杂载荷建立了结合热应力影响套管腐蚀速率的解析模型,给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式,研究了碳钢油井管服役寿命,并对内压力、挂片实验实测腐蚀速率以及壁厚对碳钢套管服役寿命的影响进行了研究。结果表明,解析模型所得结果与文献报道的应力对腐蚀速率的影响结果相符。在井筒载荷及腐蚀工况下,增加壁厚相对于减小套管内压力,增加套管使用寿命效果不明显。初始腐蚀速率对套管的服役寿命影响较大,当管柱所受应力越大,管柱实际寿命衰减得越快。     

裂解装置黄油抑制剂注入管线失效原因

由于碳钢管在黄油抑制剂与碱液中的电位差达400mV,因此碳钢管在这两种溶液中产生强烈电化学腐蚀,在承受超载的外力下断裂失效。由此可见,抑制剂注入管线设计选材有误。将碳钢管改为1Cr18Ni9Ti不锈钢管后,运行至今再未发现腐蚀。     

阿姆河右岸异常高压含CO2气田采气井口节流管段的腐蚀失效分析

阿姆河右岸B气田采输管道内CO 2分压0.6 MPa,采气井口节流管段的内壁腐蚀严重。对腐蚀管件进行电镜扫描、能谱分析、XRD组分分析、金相分析、硬度分析和动态分析。结果表明:腐蚀管件硬度满足材料性能要求,腐蚀产物主要成分为FeCO 3,含有Ba和Si等其他成分;管件失效的主要原因是天然气中的CO 2在适宜温度、含水的条件下导致碳钢管道内壁发生电化学腐蚀反应,节流效应导致流体形成强大的冲刷作用,缓蚀剂无法在节流管段内壁形成保护膜,腐蚀产物难以附着成膜;流体自井底携带的泥砂加剧了对节流管段的冲蚀作用,管道内壁的金属暴露在腐蚀环境中,腐蚀速率将大大增加。提出了采用耐腐蚀合金堆焊材料的治理建议。     

UNS N08825双金属复合弯管制管前后耐蚀性能变化分析

为了分析研制的N08825双金属复合弯管在制管前后耐腐蚀性能的变化情况,对钢板内覆层不锈钢、双金属复合弯管内覆层不锈钢及焊缝分别进行了三氯化铁点腐蚀试验、晶间腐蚀敏感度的硝酸腐蚀试验、硫酸铁－50%硫酸腐蚀试验以及铜－硫酸铜－16%硫酸腐蚀试验。结果表明,UNS N08825双金属复合弯管制管前后腐蚀性能均未发生明显变化,焊缝的硫酸铁－50%硫酸腐蚀速率是钢板内覆层不锈钢及双金属复合弯管内覆层不锈钢的5倍,但符合技术条件的要求。     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

X60M螺旋焊管泄露原因分析

为了查明某X60M螺旋焊管泄露原因,通过力学试验、金相分析、扫描电镜和能谱分析等手段,对该泄露管段进行了理化检验及失效分析。检验发现,该焊管内壁泄漏部位处存在组织异常、开裂及铜污染。经分析,钢管泄露的主要原因是:在钢管焊接过程中,由于操作不当,Cu电极与管体接触,当两者间接触不良时,电阻增大,产生电弧,高温电弧导致管体灼伤及Cu电极的熔化,从而使该部位发生开裂及Cu污染。     

某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

某区块油井套管腐蚀破坏机理及防护措施研究

为了研究国内某区块油井套管破损的机理及防治措施,采用对比分析方法对油井采出水组分及油管内外壁腐蚀层、固井质量与套管破损失效模式进行了系统研究,并对J55钢在模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:该区块油井采出液CO2含量高,且存在硫酸盐还原菌（SRB）及少量O2,腐蚀产物含有FeCO3,腐蚀方式以CO2为主,伴随有细菌腐蚀和微量的氧腐蚀;油管的外壁和套管的内壁所处介质相同,由油管外壁腐蚀严重,得出套管内壁的腐蚀也应严重,则套破主要由套管内腐蚀发生。在套管破损机理分析之上,针对性的筛选出了一种桐油咪唑啉缓蚀剂,对CO2腐蚀控制提供理论依据。     

钢质管道的非焊接连接方式

介绍了钢质管道的非焊连接方式。指出传统管道焊接连接时,内表面接头处防腐质量难以保证,有必要开发其他的管道连接方式。介绍了Zap-Lok~接头、Haelok接头、适应内衬HDPE管集成了电熔连接内衬层的机械压接接头。Zap-Lok~接头曾有保持管道内表面防腐层完好应用的大量业绩;电熔连接内衬层的机械压接接头,专门为内衬HDPE管的钢管设计,且通过了加拿大油气管道系统CSA Z662-11标准的验证试验。此两种连接方式能有效解决油田集输管道内腐蚀问题,具有广阔推广前景。