超临界CO2输送环境中O2、SO2和NO2杂质对X52钢腐蚀行为的影响

通过腐蚀模拟试验、表面分析技术水化学模拟计算等方法,对比了在含O₂、SO₂或NO₂杂质超临界CO₂-H₂O环境中X52钢的腐蚀行为差异,探讨了杂质及其交互作用对X52钢腐蚀的影响机理。结果表明：在含0.02%(体积分数)O₂的超临界CO₂-H₂O环境中X52钢的腐蚀速率仅为0.007 mm/a,而在含0.02%SO₂或0.02%NO₂环境中X52钢的腐蚀速率均高于0.300 mm/a;当O₂与SO₂或NO₂共存时,二者交互作用促进腐蚀性物质H₂SO₄或HNO₃形成,进而促进X52钢的腐蚀速率提升;在含不同杂质的超临界CO₂-H₂O环境中X52钢的腐蚀和成膜反应过程主要由杂质控制,X52钢腐蚀程度不...     

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。     

天然气管线钢CO2腐蚀研究进展

天然气管线面临日益严重的CO₂腐蚀问题。针对管线内特定的腐蚀环境,总结了当前CO₂腐蚀在反应机理、影响因素以及腐蚀控制方面的研究进展,最后展望CO₂腐蚀研究今后的发展方向。     

温度对X65和3%Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜对X65及新研制开发抗CO2腐蚀的含3%Cr低合金管线钢在不同温度下的CO2腐蚀行为进行研究。结果表明,X65管线钢腐蚀速率随温度升高呈先增大后减小的规律,在80℃附近达极大值,含3%Cr低合金管线钢的腐蚀速率随温度升高呈单调增加趋势。X65管线钢腐蚀产物膜以FeCO3晶体堆垛为主要特征,含3%Cr低合金管线钢腐蚀产物膜主要由FeCO3和Cr(OH)3组成,随温度升高腐蚀产物中的Cr含量显著提高,Fe含量明显下降。含3%Cr低合金管线钢表面形成的富Cr腐蚀产物膜结构致密无孔洞,显著降低均匀腐蚀速率和有效抑制局部腐蚀发生。     

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。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

几种常用管线钢在CO2及H2S/CO2环境中的腐蚀行为

对带状组织级别不同的管线钢在CO2及H2S/CO2饱和的NACE溶液中的腐蚀速率和腐蚀形貌进行了比较分析。结果表明,在CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,发生均匀腐蚀的特征越明显,通过生成保护性膜抵抗腐蚀的能力越强。而带状组织级别越高的材料,发生局部腐蚀,尤其是点蚀的特征越明显。在H2S/CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,越不易发生氢致开裂现象。为了提高管线钢抗CO2及H2S/CO2腐蚀的性能,应控制其带状组织。     

湿气温度对3Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压冷凝反应釜模拟深海湿气管道的现场环境,研究了湿气温度对3Cr管线钢湿气CO2腐蚀行为的影响;运用扫描电镜(SEM)和能谱(EDS)等分析技术对试样表面腐蚀产物的形貌和成分进行了分析。结果表明,在相同管壁温度(10℃)下,湿气温度在30～90℃内范围变化时,3Cr管线钢的平均腐蚀速率随湿气温度的升高而增大,且都没有发生局部腐蚀。在这些湿气温度条件下,3Cr管线钢的腐蚀产物膜是两层结构,外层膜的主要成分为FeCO3,内层为非晶态的富Cr膜。     

天然气井CO2分压对油管腐蚀行为的影响

CO2腐蚀是威胁油气开采过程中井下管柱服役安全的重要因素。本工作采用高温高压腐蚀模拟试验,研究了CO2分压对N80钢CO2腐蚀行为的影响。结果表明,在CO2腐蚀较为敏感的80℃时,N80钢腐蚀速率随CO2分压升高而上升,腐蚀类型与腐蚀产物膜形貌随CO2分压增加而变化,在相对低CO2分压下以全面腐蚀为主,高CO2分压下腐蚀类型由全面腐蚀转变为局部腐蚀。腐蚀产物膜的局部损伤是导致金属基体表面局部腐蚀的重要诱因。     

3种不同铬含量管线钢的CO2腐蚀行为

采用失重、扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)等方法研究了316L,13Cr以及3Cr3三种不同铬含量管线钢材质在模拟集输系统CO2腐蚀环境中腐蚀行为。结果表明,在模拟气、液相腐蚀环境中,316L发生轻度腐蚀,13Cr发生中度腐蚀,3Cr发生极严重腐蚀,13Cr发生了Cl-点蚀。3种材料耐蚀性依次为316L>13Cr>3Cr。推荐选用316L内衬复合管作为雅克拉气田集输管线抗腐蚀综合治理材料。     

温度对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验,采用失重法、SEM和XRD等手段研究了温度对N80钢在4MPaCO2分压下CO2腐蚀行为的影响。试验结果表明:N80钢在4 MPa CO2分压下腐蚀较为严重。在温度较低时,腐蚀产物晶粒粗大且堆垛比较疏松,对基体保护性较差;随温度升高,腐蚀产物膜变得致密稳定,腐蚀速率显著降低,腐蚀特征由局部腐蚀转变为全面腐蚀。     

乙二醇对海底管道CO2腐蚀的抑制作用

海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇(MEG)的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。     

铁基非晶合金和13Cr不锈钢在超临界CO2环境的腐蚀行为

非晶合金由于其独特的结构、优异的耐磨耐蚀性能在海洋及CO₂地质封存领域展现出广阔的应用前景,有望成为超临界CO₂环境下钢构件的耐蚀涂层材料,但关于非晶合金在该环境下的腐蚀行为鲜有报道。利用高温高压反应釜对SAM2X5铁基非晶合金与13Cr马氏体不锈钢在温度80℃,压力10 MPa的模拟环境下进行腐蚀行为对比研究。通过XRD、DSC、CLSM、SEM、XPS以及电化学Mott-Schottky测试等方法对两种材料的微观结构、腐蚀形貌以及表面膜成分及结构进行表征与分析。研究结果表明：在高温高压的超临界CO₂环境下进行168 h腐蚀试验后,13Cr不锈钢表面发生严重的点蚀,而铁基非晶合金表面无点蚀发生;非晶合金表面膜除Fe和Cr外,富含大量的Si元素,会促进形成稳定致密的钝化膜;13Cr不锈钢表面膜为p型半导体,非晶合金表面膜为n型半导体,13Cr不锈钢钝化膜载流子密度远高于铁基非晶合金。证实了在该环境下铁基非晶合金的耐蚀性能远优于13Cr不锈钢。     

高含CO2-H2S-Cl-环境中井深温度对管线钢腐蚀的影响

利用高温高压反应釜模拟高含CO₂-H₂S-Cl^-的腐蚀环境,对X60管线钢进行恒定井深温度和阶变井深温度下的腐蚀模拟试验。通过失重法评价了X60管线钢的均匀腐蚀速率,并利用激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)等测试分析手段,研究了井深温度对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明：在高含CO₂-H₂S-Cl^-环境中,恒定井深温度下,X60管线钢表面均发生了点蚀,腐蚀速率随着温度升高而下降;X60管线钢在阶变井深温度下的均匀腐蚀速率低于恒定井深温度下的,其局部腐蚀风险随温降的增大而增大。     

温度对管线钢CO2腐蚀产物膜结构的影响

本文主要研究了温度对X65管线钢腐蚀产物膜结构的影响规律。试验结果表明，腐蚀温度提高以后，管线钢表面CO2腐蚀产物膜的晶体形态没有发生明显变化，但是腐蚀产物膜的厚度则变小；同时腐蚀产物膜的硬度和弹性膜量都降低，这主要是因为Ca元素在FeCO3晶体中的含量增加，弱化了FeCO3的晶体结构。     

基于人工神经网络的CO2/H2S腐蚀速率预测模型

探索对油气管线CO2/H2S腐蚀速率的预测,应用LabVIEW软件中的MATLAB Script节点,通过Lab-VIEW与MATLAB混合编程构建了虚拟仪器程序,建立了油气管线腐蚀速率预测的BP神经网络模型。数值仿真试验结果表明,建立的模型稳定性好,预测精度高,使用效果良好。     

介质流速对X60管线钢高压CO2腐蚀行为的影响

在60℃、5 MPa CO₂条件下,采用高压釜试验研究了腐蚀介质的流动对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,腐蚀介质的流动导致腐蚀速率增大,但流速与腐蚀速率之间不存在线性关系;随着流速的增加,腐蚀形态呈现均匀腐蚀-局部腐蚀-均匀腐蚀的特点,腐蚀产物膜的表面和截面形貌也随之发生变化。     

温度对Cr13不锈钢CO2腐蚀行为的影响

模拟高温高压腐蚀环境,通过扫描电镜和能谱分析,研究不同温度下的Cr13不锈钢的耐CO2腐蚀性能。结果表明,随着温度升高,Cr13不锈钢CO2腐蚀速率在150℃达到最大以后下降;温度的变化也导致表面腐蚀产物成分和结构的变化,影响腐蚀产物对金属基体的保护效果。