原油含水量和流速对X60钢管道腐蚀行为的影响

以往用盐水加腐蚀性物质模拟原油腐蚀环境以研究输油管道腐蚀行为的方法不准确。以中东混合原油为腐蚀介质,利用高温高压釜装置模拟输油管道实际状况,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱仪研究了原油含水量和流速对X60钢腐蚀行为的影响。结果表明:随着原油含水量和流速的提高,X60钢的腐蚀速率不断增大;原油中的S元素是诱发和促进X60钢点蚀的重要因素。     

Q235钢在含硫污水中的腐蚀行为研究

为了评价含硫污水的腐蚀性,采用失重法、腐蚀形貌分析、XRD物相结构分析等手段,研究了Q235钢在60℃石化含硫污水介质中不同暴露方式(大气区、全浸区)及不同浸泡时间的腐蚀行为;采用电化学测试技术研究了含硫污水介质中温度对Q235钢电化学腐蚀行为的影响。结果表明:Q235钢在污水介质中腐蚀严重,在大气区的腐蚀性比全浸区的大,大气区最大腐蚀速率达258.0μm/a,全浸区最大腐蚀速率为94.6μm/a,并且随着时间的延长,Q235钢在大气区和全浸区的腐蚀速率均有所降低,表明Q235钢表面的腐蚀产物膜对其腐蚀起到了一定的抑制作用;Q235钢在全浸区的腐蚀产物主要是FeS,在大气区的腐蚀产物主要是FeOOH、FeS、Fe_2O_3和Fe_3O_4;随着含硫污水介质温度的升高,腐蚀电流密度明显增加,低频阻抗值明显降低,污水介质的腐蚀性增强,加快了Q235钢的腐蚀。     

20钢在集输系统中不同CO_2分压下的腐蚀行为

采用包括挂片失重、动电位极化扫描与交流阻抗(EIS)以及常规材料表征手段研究了20#钢在模拟现场含CO_2集输系统腐蚀环境中的腐蚀行为。结果表明:20#钢腐蚀速率随CO_2分压增加呈先增大后减小的趋势;腐蚀产物主要是FeCO_3晶体;腐蚀产物膜的状态和基体的腐蚀类型随环境中CO_2分压的不同而发生变化:当CO_2分压为0时,不能形成腐蚀产物膜,腐蚀为均匀腐蚀;CO_2分压为0.15MPa时,产物膜较为完整,腐蚀为均匀腐蚀;CO_2分压为0.30MPa时,20#钢基体表面没有产物膜覆盖且表现为典型的点蚀特征。FeCO_3所组成的腐蚀产物膜阴离子的选择透过性使产物膜对机体没有保护作用,反而会加速腐蚀。极化曲线显示,20#钢在含CO_2集输系统中的腐蚀主要以阳极溶解为主;交流阻抗数据表明20#钢的CO_2腐蚀有三个时间常数,中频感抗弧与中间产物的溶解吸收有关,低频容抗弧与腐蚀产物膜覆盖区的活化溶解有关。     

CO2/O2环境下L320钢在不同流速下的腐蚀行为研究

为了确定L320钢在CO₂/O₂环境中不同流速下的腐蚀行为,通过多相流瞬态模拟仿真软件,模拟目标管道的流动状态,确定室内模拟试验的流速范围,选择L320钢进行CO₂/O₂共存体系下不同流速的高温高压动态反应釜试验,采用扫描电镜、X射线衍射仪对腐蚀产物进行微观形貌表征和成分分析。结果表明:温度和压力随着里程的增加呈现下降的趋势;管道气体流速和壁面剪切力随着里程的增加呈现逐渐上升的趋势。基于Pearson相关系数法,确定了流速是影响腐蚀速率的主控因素。随着流速的增加,L320在CO₂/O₂共存条件下的均匀腐蚀速率逐渐增大。CO₂/O₂共存体系的腐蚀产物为Fe 2 O₃、FeOOH、Fe(OH)3、Fe 3 O 4、FeCO₃等。研究结论可为不同流速下的L320钢在CO₂/O₂共存环境中的防护提供借鉴。     

管线钢在含硫原油中的腐蚀行为研究

为解决部分在役管线设计初未考虑输送含硫原油带来的腐蚀问题,利用高温高压反应釜模拟含硫原油运输管线的腐蚀环境,通过室内试验研究X52、X65 2种管线钢在不同种类原油、不同温度、不同流速、不同压力、不同含水率、不同缺陷中的腐蚀行为。采用扫描电子显微镜观察、分析2种管线钢腐蚀前后的变化,利用最严重腐蚀工况处的腐蚀速率估算管线有效输送年限。结果表明：随硫含量、温度、流速、含水率、缺陷面积5类因素值的增加,X52、X65 2种管线钢在含硫原油中的腐蚀速率显著增大,但压力因素的变化对X52、X65管线钢的影响较小;在相同试验条件下,X65管线钢均表现出优于X52管线钢的抗蚀性能,估算X52管线钢的有效输送年限显著低于X65管线钢的。     

CO2分压对20#钢在CO2/H2O气液两相塞状流中腐蚀行为的影响

利用失重法、SEM、EDS、XRD和XPS等分析方法在自主设计的动态腐蚀实验装置上研究了CO_2分压对20#钢在CO_2/H_2O气液两相塞状流中腐蚀行为的影响,对腐蚀试样进行了腐蚀速率分析、腐蚀形貌特征观察以及腐蚀产物成分与膜层结构特征分析。结果表明:随CO_2分压的增加腐蚀速率增加,0.04 MPa、0.28 MPa下分别达到腐蚀速率最小值(1.160 9 mm/a)和最大值(1.898 8mm/a);上管壁腐蚀产物随着CO_2分压的增加最终形成颗粒较大的节瘤状产物,下管壁腐蚀产物由球形颗粒形成初始致密的单层膜逐渐转变为由致密的内层膜和具有网状连通裂纹的片状疏松外层膜构成;经EDS元素分析可知上下壁面的腐蚀产物均由Fe、C、O三种元素构成,XPS分峰图谱显示C 1s、O 1s和Fe 2p均出现了三个拟合峰位,结合XRD分析可知腐蚀产物的主要组成相有Fe_3C、FeCO_3、Fe_2O_3、Fe_3O_4、FeOOH。     

20G低碳钢的高温环烷酸腐蚀行为

使用高温高流速环烷酸腐蚀模拟装置对20G低碳钢在不同温度和冲刷角下的环烷酸腐蚀行为进行了研究,结果表明:温度和冲刷角对20G低碳钢的环烷酸腐蚀行为有显著影响;冲刷角对腐蚀速率的影响与温度及流速有关,腐蚀速率在280～320℃达到峰值,超过320℃腐蚀速率随温度升高呈下降趋势。20G钢的腐蚀形貌分析表明:在环烷酸腐蚀时20G钢中的珠光体优先发生溶解,在珠光体腐蚀后再由晶界向晶内腐蚀铁素体。     

气相压力对CO2/H2O气液两相泡状流中20#钢初期腐蚀行为的影响

在气液两相流条件下,为研究CO₂压力对20#钢初期腐蚀行为的影响,采用气液两相流的动态腐蚀平台,通过失重法、SEM、EDS、XRD等系统研究了20#钢在不同CO₂压力下的腐蚀速率、腐蚀形貌及产物。结果表明：在不同腐蚀时间下,腐蚀速率均随CO₂压力的增大呈先减小后增大的趋势,在CO₂压力为0.1 MPa时出现最小值,同一CO₂压力下腐蚀速率偏差随着时间的延长明显降低,表面腐蚀产物的致密度随着CO₂压力的增加而提高,不同CO₂压力下管壁表面腐蚀后的形貌呈现两种不同的特征,即粗糙区和相对平滑区,两种特征区内均包括相对均匀产物与突起产物,均匀产物中C和O的含量均低于突起产物,两种产物中C和O的含量随CO₂压力的升高而升高,表面腐蚀产物的主要构成相为FeCO₃、γ-FeOOH、Fe₃O₄。     

高温高压酸性气井油套管钢在超临界CO_2环境下的腐蚀行为

高温高压酸性气井腐蚀环境恶劣,油套管腐蚀、变形、破损等事故频繁发生,严重影响气井安全生产。为了解掌握油套管钢的腐蚀类型、严重程度及耐蚀性能,利用高温高压反应釜在模拟井底实际工况条件下研究了J55、N80、P110、13Cr、S13Cr 5种油套管材质的抗CO_2腐蚀性能,运用失重法、扫描电镜(SEM)和能谱分析等技术,重点分析了腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌和腐蚀产物膜成分。结果表明:在本试验测试范围内,J55、N80、P110钢在90℃时腐蚀速率为最大,然后随温度升高而降低,属于极严重腐蚀;13Cr、S13Cr钢的腐蚀速率随温度的升高不断增大,在150℃达到最大值;5种材料的平均腐蚀速率随CO_2分压的增大呈先上升后下降的趋势;碳钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀+局部腐蚀,含Cr钢材质腐蚀类型主要为均匀腐蚀;碳钢CO_2腐蚀产物膜主要成分为FeCO_3,同时夹杂有少量的Fe_3C和铁的氧化物或铁单质;13Cr和S13Cr钢CO_2腐蚀产物膜的主要成分为晶态FeCO_3和非晶态的Cr(OH)_3,此外,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

油气线20钢弯头腐蚀失效分析

使用近2a（年）油气线20钢弯头产生了腐蚀穿孔和大量的蚀坑。对失效弯头进行了金相检验、X射线成分分析及X射线衍射结构分析,确定腐蚀产物主要是由于原油中含有氯化物和硫化物,其在原油加工中易产生氯化氢和硫铁化合物;其腐蚀机理主要是属于低温HCI-H2O-H2S腐蚀环境下的腐蚀磨损。提出了防范措施,主要以工艺防腐为主,严格控制氯化物和硫化物的含号．鼻诜用有据辑酌航HCl-H2O-H2S腐蚀能力酌港铝钢作为20钢的替代产品．     

辽河油田原油输送温度对管线钢内壁腐蚀行为的影响

为了探究高强度钢与低碳钢在原油输送过程中腐蚀性的差异,采用动电位极化和电化学阻抗技术,并结合金相显微镜,研究了辽河油田不同原油输送温度对X70钢和Q235钢电化学腐蚀行为的影响规律。结果表明:2种管线钢在原油中的极化曲线均呈活化溶解特性;当温度变化范围为40~70℃时,随着输油温度的升高,X70钢和Q235钢的腐蚀速率均增大,腐蚀现象越来越显著;相同温度条件下,X70钢的腐蚀速率明显低于Q235钢,X70钢在辽河油田原油中的耐蚀性优于Q235钢。     

一种新型Ni-Fe-Cr基合金在模拟锅炉烟气中的腐蚀行为研究

应用X射线衍射仪、扫描电子显微镜、能谱仪等分析方法研究一种新型Ni-Fe-Cr基高温合金在700℃/750℃煤灰/烟气中的腐蚀行为。结果表明:750℃的腐蚀速率明显高于700℃,其腐蚀层的厚度由700℃的3μm增加到20μm。腐蚀1 000h后,SEM观察到Ni-Fe-Cr高温合金在700℃下表面有少量"瘤状"凸起产物,XRD结合EDS表明其腐蚀产物由表向里依次是结构疏松的NiO、Fe_2O_3和Fe3O4,内层为相对致密的Cr_2O_3、Al_2O_3和TiO2,基体和腐蚀层界面靠近基体一侧是多孔的硫化物。提高腐蚀温度到750℃表面出现更多凸起,并且出现了破裂。Cr_2O_3保护性氧化膜局部开裂或者剥落而形成"瘤状"凸起产物。氧化膜生长过程中的内应力以及温度降低产生的热应力共同作用,导致氧化膜开裂甚至与基体剥离。温度升高同样加剧熔融盐破坏氧化膜从而加快腐蚀进程。     

碳钢在冷凝水中的腐蚀电化学行为

为了给20碳钢在冷凝水中流动加速腐蚀模型的建立奠定基础,在温度、压力可控的密闭腐蚀试验机上运用电化学测试手段(极化曲线、交流阻抗谱)研究20碳钢在不同温度、不同pH值的冷凝水中的腐蚀电化学行为,并通过扫描电镜(SEM)观察腐蚀产物膜形貌.结果表明:在80 ～125℃,pH值7～10的冷凝水中20碳钢的腐蚀反应基本受扩散控制,腐蚀产物膜均多孔疏松,在金属基体和腐蚀产物膜之间构成大阴极、小阳极的腐蚀系统,导致金属基体表面发生点蚀的倾向增大,腐蚀速率升高;pH =7时点蚀温度为90℃,pH =8,9时点蚀温度均为80℃pH=10时点蚀温度为100℃.     

炼油装置常用材质高温环烷酸腐蚀的主要影响因素及腐蚀行为

高温环烷酸腐蚀是高酸值原油加工装置的主要破坏形式,温度、总酸值、流速、材质等均是环烷酸腐蚀的影响因素。以炼化装置常用的304,316L不锈钢和Cr5Mo钢为研究对象,采用高温高压反应釜以正交试验方法研究了其在多因素耦合作用下各因素的影响权重,明确各材料的腐蚀破坏风险。结果表明:高温环烷酸环境中,Cr5Mo耐蚀性最差,腐蚀速率是2种不锈钢的10倍以上,腐蚀破坏风险最高;316L不锈钢耐蚀性最好,其腐蚀速率较低且不随酸值和流速增大而增大;影响Cr5Mo钢高温环烷酸腐蚀速率的因素从大到小顺序依次为流速、温度和酸值:影响304不锈钢的为流速、酸值和温度;酸值是影响316L不锈钢腐蚀破坏的最主要因素;3种材料均表现为点蚀,304和Cr5Mo更为严重,在装置未进行材质升级前应监护使用。     

16Mn钢在模拟油田采出介质中的腐蚀行为研究

采用循环流动腐蚀试验装置,研究了16Mn钢在三元复合驱采出液流动介质中的电化学腐蚀行为.通过试验得出温度、流速对腐蚀电流密度的影响规律.结果表明,在流动的三元复合驱采出溶液中,16Mn钢的腐蚀电流密度因溶液温度和流速不同而变化.通过X射线衍射分析确定腐蚀产物,并对腐蚀产物膜保护性进行了分析.     

海滨盐碱土壤中硫酸盐还原菌对X100管线钢腐蚀行为的影响

为了进一步明确X100管线钢在含硫酸盐还原菌(SRB)海滨盐碱土壤中的耐蚀性,采用表面分析技术、电化学技术和失重法,研究了SRB对X100管线钢腐蚀过程与行为的影响。结果表明:X100管线钢在有无SRB海滨盐碱土壤中的腐蚀均属于中度腐蚀,无SRB时腐蚀产物主要为Fe_2O_3,Fe_3O_4和γ-Fe O(OH),有SRB时腐蚀产物主要为Fe_2O_3,Fe_3O_4,α-Fe O(OH)和Fe7S8;SRB代谢形成的活性生物膜影响了X100管线钢的腐蚀行为,随着腐蚀时间的增加,SRB可在X100管线钢表面形成由微生物膜与腐蚀产物结合的膜,其更加致密,对腐蚀传质具有物理阻碍作用,可以减缓X100管线钢的腐蚀;无SRB菌时X100管线钢表面的腐蚀产物疏松多孔并分布有裂纹,且对基体的保护作用差,其腐蚀速率大于有SRB时的值;SRB的代谢活动抑制了X100管线钢的腐蚀。     

海上W油田P110保温油管腐蚀行为的试验研究

目前对P110保温油管在高含CO2气体分压的井筒中的腐蚀情况研究较少;主要考虑CO2分压与温度影响,较少考虑腐蚀介质含水率的影响;腐蚀试验周期一般在120 h以内,较短的试验周期容易造成腐蚀速率测试结果偏高,且目前较少有P110钢腐蚀速率的预测模型.为此,模拟油田腐蚀环境,通过高温高压反应釜动态旋转挂片法进行腐蚀试验,借助SEM形貌观察及XRD物相分析等手段研究了温度、CO2分压、腐蚀介质流速、含水率等因素对P110保温油管腐蚀行为的影响.结果 表明:低温务件下腐蚀产物结构松散,容易脱落,对基体保护效果较差,以全面腐蚀为主;80℃时腐蚀产物膜较厚,含有较多的孔洞与缝隙,局部腐蚀作用明显;高温条件下产物膜由较规则的晶粒组成,致密均匀,对基体有较好的保护作用,为全面轻度腐蚀.腐蚀速率随温度升高先增加后减小,80℃时腐蚀速率出现极值4.73 mm/a;随CO2分压的升高呈线性关系增加;随着腐蚀介质流速的增加指数关系增大;随腐蚀介质含水率的升高呈平方关系增大.基于试验结果,建立了多因素腐蚀速率预测模型,可为工程上P110保温油管腐蚀速率预测提供参考.     

基于CFD模拟的原油管道携水特性研究

通过研究原油管道的携水特性从而指导研究原油管道内腐蚀。通过ICEM网格划分软件建立合适的物理模型并且基于Fluent流体仿真软件对不同流型进行了数值模拟。结果显示:Fluent模拟的流型与试验的流型一致。分析了不同流速和含水率下的油水分布特性,绘制了管道截面的含水率分布散点图从而建立了临界流速判别模型。基于临界流速判别模型,分析了密度对临界流速的影响。研究的结论可用于指导不同工况下的输油管道腐蚀评价和防护。     

预氧化对TP347H锅炉钢650℃水蒸气中腐蚀的影响

超临界发电锅炉在650℃水蒸气中常发生腐蚀,针对此问题进行了锅炉钢表面化学预氧化防护研究。先将锅炉钢TP347H放入管式炉中,管式炉通流量为20 mm/s的氧气,温度300℃下氧化2 h,利用重量法研究了氧化层对锅炉钢的防护效果,利用扫描电子显微镜观察了材料的表面形貌,结合产物成分分析得到以下结论：TP347H锅炉钢在300℃氧化2 h,可生成约0.2μm的氧化膜;这种氧化膜使材料在650℃水蒸气中腐蚀速度比未预氧化的材料降低了87.5%;表面没有氧化的TP347H锅炉钢在高温水蒸气中腐蚀后,产物为2层,表层主要为Fe的氧化物,底层为Fe、Cr、Ni的氧化物,2层间结合强度较差,外层产物容易脱落,而表面氧化后的试样腐蚀产物为单层,腐蚀产物中为Fe、Cr、Ni的氧化物,涂层与基体结合强度好,腐蚀产物不易脱落。     

交流电流密度对X70管道钢腐蚀行为的影响

为了研究交流干扰对埋地管道腐蚀行为的影响,通过失重法和电化学测量法相结合的方法,采用自行设计的交流干扰模拟装置进行室内试验,研究了不同交流干扰强度下X70钢在土壤模拟溶液中交流腐蚀行为的变化规律。通过对试验结果的分析,发现交流干扰下试样自腐蚀电位负向偏移,发生偏移原因为:给工作电极施加交流干扰,作用于电极反应上的法拉第电流相对于工作电极就是外加电流,会造成工作电极的极化,电极反应平衡被打破;腐蚀速率随交流电流密度增大而增大;交流腐蚀产物外层为疏松状的红棕色Fe_2O_3和棕黄色Fe_2O_3·H_2O,内层为黑色的Fe_3O_4,根据电极反应和腐蚀产物组成对交流腐蚀过程进行了推导。