低Cr钢在H_2S/CO_2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究普通低Cr油套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,低Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;低Cr材料H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻.     

模拟下古气藏工况下抗硫油管钢的CO_2/H_2S腐蚀行为

为了更好地理解抗硫油管钢在含硫气田中的腐蚀行为和机理,利用高温高压反应釜装置,结合SEM和XRD分析方法,对N80S和P110S抗硫油钢管在模拟下古气藏环境中CO_2,H_2S共存时的腐蚀行为进行了研究,计算了不同CO_2和H_2S分压比时的腐蚀速率,分析了腐蚀产物特征和成分,探讨了其腐蚀机理。结果表明:2种抗硫油管钢随H_2S含量的增大,腐蚀速率先增大后减小;H_2S微量时抗硫油管钢表面形成了Fe CO3和Fe S等腐蚀物,未见明显的腐蚀坑,随H_2S含量的增大,表面的腐蚀产物为铁的硫化物且存在明显的局部腐蚀。     

低Cr耐蚀管材的国内外研究进展

低Cr耐蚀管材在冶炼过程中加入少量的Cr和微量合金元素,在成本增加很少的情况下具有良好的抗CO2及H2S腐蚀性能.综述了国内外低Cr耐蚀油套管、集输管线材料的研究现状,详细介绍了低Cr钢抗CO2/H2S均匀腐蚀、局部腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂(SSC)的性能及影响因素,同时介绍了低Cr钢对缓蚀剂缓蚀效率的影响及使用的经济性,指出了国内研制开发的低Cr耐蚀管材与国外的差距及需要采取的措施,并展望了其在国内油气田的应用前景及发展方向.     

温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

为了研究温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响,采用高温高压釜装置,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同温度下(80 ℃,90 ℃,100 ℃,110 ℃)油管钢N80,P110的CO2/H2S腐蚀速率进行了研究,得到不同温度下两种钢的腐蚀速率和腐蚀形貌.研究结果表明,在试验温度范围内,N80钢和P110钢都发生了极其严重的 CO2/H2S腐蚀,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率均先增后降,且在90 ℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率高于N80钢.     

模拟塔里木油田环境5Cr套管用钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究5Cr套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,由于Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,5Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;5Cr钢H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。     

20钢在H2S溶液中的应力腐蚀开裂行为研究

采用电化学极化、慢应变拉伸、外加极化电位等方法对20钢在饱和H2S溶液中的应力腐蚀及其预防措施进行了研究.研究结果表明,20钢在饱和H2S水溶液中具有很高的应力腐蚀敏感性;在饱和H2S水溶液中对20钢进行适当的阳极或阴极极化均可降低20钢的应力腐蚀开裂敏感性,但阳极极化效果最为明显;在饱和H2S水溶液中添加咪唑啉缓蚀剂、硫脲-吡啶复配缓蚀剂都能显著降低20钢的应力腐蚀开裂敏感性.     

含H2S/CO2腐蚀环境下80S和80S-3Cr抗硫油管材料的性能研究

天然气开发生产中常有H2S、CO2共存,引起生产油管严重腐蚀,为了研究H2S/CO2腐蚀环境中不同含硫量对80S和80S-3Cr 2种抗硫油管材料抗腐蚀性能的影响,通过动电位极化扫描和电化学交流阻抗测试研究了2种材料的电化学腐蚀行为.研究结果表明:(1)2种材料的极化曲线均随含硫量增大向X轴负向移动,阴极反应由活化和扩散作用联合控制,当Na2S·9H2O浓度达到1.0％时极化曲线的阳极分支出现了钝化区;(2)2种材料的腐蚀电位Ecorr均随含硫浓度增大而负向增大,其腐蚀电流密度Jcorr减小,各相应条件下80S-3Cr的Jcorr相比80S更小;(3)含硫条件下Nyquist谱具有中高频区容抗弧和低频区Warburg阻抗的2个时间常数,且Warburg阻抗特征随含硫浓度增大而更明显;(4)随含硫浓度增大,电荷传递电阻Rt不断增大,而Warburg阻抗Zw减小;(5)基体表面先形成的腐蚀产物中的S元素含量更高,80S-3Cr的腐蚀产物与80S相比S元素含量更低.综合可知:H2S、CO2共存腐蚀环境中在金属表面优先形成了具有保护性的硫化铁类产物,抑制了金属材料的腐蚀,同时80S-3Cr材料与80S材料相比具有更好的抗H2S/CO2腐蚀性能.     

管线钢在湿气介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高而增加,X60腐蚀速率略高于X52,随着H2S分压由0.15MPa增至2.0MPa,腐蚀形态由全面腐蚀趋向局部腐蚀,腐蚀过程由H2S控制,腐蚀产物以四方晶系的FeS1-x(Mackinawite)为主。X60钢表面出现氢鼓泡,内部发生氢致开裂。     

硫化氢介质条件下换热器管束钢的腐蚀行为

采用腐蚀失重及慢应变速率拉伸试验(SSRT)方法,对20钢和08Cr2AlMo钢在饱和H2S水溶液中的腐蚀行为进行了研究.结果表明,08Cr2AlMo钢在饱和H2S水溶液中的耐腐蚀能力优于20钢,但存在比较明显的点蚀倾向;在饱和H2S水溶液中两种钢都具有硫化氢应力腐蚀开裂(SSCC)敏感性,应力腐蚀开裂大多发生在塑性变形区,应力水平要求比较高,20钢的断口属于韧脆混合型断口,08Cr2AlMo钢断口则属于典型的准解理脆性断口.     

锅炉受热面复合陶瓷涂层的抗高温腐蚀性能

为寻找燃煤锅炉受热面高温腐蚀问题的解决方法,以过热器材料15CrMoG钢为研究对象,采用料浆法在其表面涂覆复合陶瓷涂层,并对涂层进行500℃高温烧结.分别测试了基材及涂层试样在SO2、H2S和硫酸盐环境下的抗高温腐蚀性能.结果表明:涂层表面不存在较大孔隙、裂纹等缺陷,涂层与基体之间具有较好的结合状态;涂层试样抗SO2、H2S和硫酸盐腐蚀性能优于基材15CrMoG钢,分别为基材的3.3,6.5,1.4倍;涂层经SO2及H2S气体腐蚀后,表面都生成了K2SO4颗粒,但由于涂层内部较为致密,阻止了S元素继续向内部扩散,因此涂层内部几乎没有K2SO4颗粒.     

管线钢在近中性pH值溶液中的应力腐蚀

为研究不同强度管线钢在近中性土壤环境中的耐腐蚀性能,模拟近中性土壤环境,采用C型环试样进行浸泡试验、电化学试验(极化曲线)来研究X80和X100这2种高强度管线钢在近中性环境中的应力腐蚀行为,采用扫描电镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)对试验后的试样腐蚀形貌、产物、结构进行了分析。结果表明:在模拟近中性土壤环境下,耐点腐蚀性能X100>X80,加载应力试样<不加载应力试样; 2种材料均表现出应力腐蚀开裂(SCC)敏感性,SCC敏感性X100>X80,说明随着管线钢强度的提高,SCC敏感性增大;应力腐蚀机制为阳极溶解(AD)+氢脆(HE)。     

Influence of sigma phase on corrosion behavior of 316L stainless steel in high temperature and high pressure water

In order to elucidate the impact of σ phase on the oxidation film formation and stress corrosion cracking (SCC) resistance of 316L stainless steel, corrosion, SCC and three-point bending tests were conducted and the microstructures of the σ phase in 316L safe-end pipes were characterized via optical microscopy, environmental scanning electron microscopy and scanning Kelvin probe force microscopy. The results indicated that the σ phase was detrimental to the SCC resistance of 316L in high temperature and high pressure environments and the existence of inherently hard and brittle σ phase could change the cracking mode.     

高温高压环境腐蚀电化学研究用参比电极的制备及性能

对国外引进的高温高压参比电极不稳定性的原因进行了分析,并相应地作了改进:优化氯化工艺;改善密封结构;采用饱和KCl电解液,从而制得了性能良好的Ag/AgCl高温高压参比电极,建立了完善的高温高压电化学测试体系,解决了长期困扰模拟油气井高温高压环境中腐蚀电化学研究的难题.对比了原位法和离位法高温高压电化学测试的结果,证实将离位法测试结果用于分析高温高压油气井环境中油管钢的电化学腐蚀行为和机理是不合适的.     

0Cr18Ni5和AF1410高强度钢的腐蚀行为研究

采用失重法和XRD法研究了0Cr18Ni5钢和AF1410钢在中性盐雾环境中的耐蚀性能.结果发现0Cr18Ni5钢由于高含量的Cr元素而只发生了轻微的点蚀,而AF1410钢则发生了严重的全面腐蚀,腐蚀产物主要由FeOOH和Fe3O4组成.采用恒载荷应力腐蚀拉伸和剩余力学性能测试法,并结合SEM断口形貌分析,研究了两种高强钢在3.5% NaCl(质量分数)水溶液中应力腐蚀行为.结果表明,0Cr18Ni5钢和AF1410钢在该环境中都表现出应力腐蚀敏感性.最后,结合实验结果提出了一种简易快速评价材料抗应力腐蚀性能的方法.     

高温高压下超级13Cr不锈钢抗CO2腐蚀性能

为了推进超级13Cr不锈钢在油气田中的应用,用高温高压釜系统模拟了油气田腐蚀环境,研究了超级13Cr不锈钢在动静态环境中高温高压下的CO2腐蚀行为,利用扫描电镜、能谱仪和X射线衍射仪等对超级130r不锈钢表面腐蚀产物的形貌及成分进行了分析。结果表明：动态腐蚀时超级13Cr不锈钢的腐蚀速率随温度的升高而增大,150℃时最大,此后腐蚀速率随温度的升高而下降;静态腐蚀速率随温度的升高呈上升趋势;动态腐蚀速率高于静态的,动静态平均腐蚀速率均较小,属于轻度或中度腐蚀,在油气田的安全使用范围之内;动静态腐蚀时超级13Cr不锈钢表面均生成均匀、致密的钝化膜层,表现为均匀腐蚀,腐蚀产物成分为不锈钢基本成分,未发现CO2腐蚀产物,超级13Cr不锈钢具有良好的抗高温高压CO2腐蚀性能。     

柴油加氢装置高压换热器管束断裂原因与防护

对热高分气与混氢换热器断裂管束进行了失效原因分析。结果表明,氯化物应力腐蚀开裂是管束失效的主要原因,氢的存在及管板与管束在溶液环境组成的腐蚀电池加快了该腐蚀的速度。针对腐蚀原因采取了优化设计和制造、安装和操作等腐蚀防护措施,效果良好。     

304不锈钢在含硼和锂的高温水中的应力腐蚀破裂和表层氧化膜分析

采用高温高压慢应变速率拉伸试验方法,考察304奥氏体不锈钢在含硼和锂离子的介质中的应力腐蚀敏感性.结果显示,材料的处理方式、介质中含氧及氯离子等均影响该钢种的应力腐蚀破裂敏感性,试样表层氧化膜也发生相应的变化.     

用低应变速率方法测定919铝合金的应力腐蚀敏感性

用低应变速率方法测定了３种热处理状态的９１９铝合金的应力腐蚀敏感性，结果表明，３种状态合金的应力腐蚀敏感性顺序与在恒载荷试验中获得的结果具有很好的相关性。因而，低应变速率方法适用于９１９及其同类合金的应力腐蚀性能研究。     

G105钻杆材料多元腐蚀行为研究

通过正交表设计实验,利用高温高压釜腐蚀实验并辅以失重法,研究了温度、Cl-浓度、S2-浓度和HCO3-浓度对G105钻杆材料多元腐蚀行为的影响。采用体视显微镜和SEM观察腐蚀形态和产物膜形貌,同时利用X射线能谱分析仪(EDS)进行产物膜成分分析。结果表明,在实验研究范围内,NaHCO3浓度是最大的影响因素,其次是温度和Na2S浓度,NaCl浓度的影响最小;腐蚀环境严重影响腐蚀速率;在60℃,NaCl浓度为5g/L,Na2S浓度为7g/L以及NaHCO3浓度为1g/L环境下,G105钻杆材料的腐蚀以NaHCO3引起的腐蚀为主;在60℃,NaCl浓度为50g/L,Na2S浓度为30g/L以及NaHCO3浓度为30g/L环境下,G105钻杆材料的腐蚀以Na2S引起的腐蚀为主。     

Effect of acetic acids on the corrosion crack growth of 3.5NiCrMoV steels in high temperature water: synergistic interaction between stress corrosion and corrosion fatigue

Stress Corrosion Cracking (SCC) tests (pH: 3 ~ 5) and Corrosion Fatigue (CF) tests (R = 0.2, 0.1 Hz) were conducted to evaluate the effect of acetic acid on the corrosion crack growth behavior in high temperature water at 150°C. Acetic acid significantly influenced the corrosion fatigue cracking behavior of turbine disc steels in high temperature water. The CF crack growth rates of turbine disc steels increase until the organic acid concentration reaches a critical saturation value (between pH 4 and pH 3) because of the crack tip sharpening. Below the critical value of pH, the CF crack growth rates decreases because of the crack tip blunting. The corrosion fatigue crack growth rate is accelerated by the interaction of the fatigue and the stress corrosion in the test environment. The synergistic interaction should be accounted for in the realistic prediction of the corrosion fatigue life of turbine steel (3.5NiCrMoV steels) in high temperature water of acetic acid solution. With the high temperature corrosion fatigue data obtained in this study, it is possible to assess the life of turbine components in high temperature and high pressure.