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第37卷 第4期2004年4月天 津 大 学 学 报Journal of Tianjin U niversityVol.37 No.4Apr.2004管线钢硫化氢应力腐蚀的影响因素Ξ陶勇寅,杜则裕,李云涛(天津大学材料科学与工程学院,天津300072)摘 要:为了解决国产高强钢的H2S应力腐蚀开裂(sulfide stress corrosion cracking,SSCC)敏感性问题,采用恒载荷拉伸法(constant load tensile)和慢应变速率法(slow strain rate test,SSRT)测试了在含H2S的介质中不同焊接匹配及不同冷变形度条件下管线钢母材及其焊接接头的SSCC性能.结果表明,不同的焊接匹配导致管线钢具有不同的耐腐蚀性能;冷变形促进了材料局部微观缺陷内能的增加,这些缺陷所在的位置往往是氢易被捕捉的地方;随着冷变形度的增加,材料的抗腐蚀能力降低.可见,焊接匹配和冷变形度是影响国产管线钢SSCC的重要因素.关键词:管线钢;焊接匹配;冷变形;H2S应力腐蚀开裂中图分类号:TG142;TG172 文献标志码:A 文章编号:049322137(2004)0420358205Influencing F actors of SSCC for Domestic Pipeline SteelsTAO Y ong2yin,DU Ze2yu,L I Yun2tao(School of Materials Science and Engineering,Tianjin University,Tianjin300072,China)Abstract:With the application of domestic pipeline steel in”G as Transmitting from West to East”engineer2 ing,it is urgent to study sulfide stress corrosion cracking(SSCC)properties of domestic high strength pipeline steels.The constant load tensile test and slow strain rate test(SSRT)were adopted to study the effect of weld2 ing materials and cold work on the SSCC of pipeline steels in the solution with H2S.The results suggested that different welding matches lead to different corrosive resistances of pipeline steels.A great deal of microstructure changes caused by cold work are in the state of high energy.With the increase of cold work of pipeline steels, consequently,the corrosion resistance for pipeline steels will decrease.In a word,welding match and cold work play an important role in corrosive properties of domestic high strength pipeline steels.K eyw ords:pipeline steels;welding match;cold work;sulfide stress corrosion cracking 石油和天然气作为国民经济发展的重要基础已被世界各国所重视.管道输送石油或天然气是最经济和最安全的运输方法.尤其是近年来天然气探明的储量急剧上升,使得输气管线在整个管道工程中所占的比例不断增加,从而输气管道的铺设量正在大幅度增加. 输气管道的铺设主要依靠焊接工艺来完成.由于焊接时管线钢经历着一系列复杂的非平衡的物理化学过程,造成焊缝和热影响区化学成分的不均匀性、出现淬硬组织、力学性能的不均质性及焊接接头区域电化学腐蚀特性的不同等,这些都将影响焊接接头处的腐蚀抗力.此外,管道的冷变形将导致材料发生一系列的微观缺陷,如滑移台阶、位错密度增大和空位增多等,这些是极易捕捉氢的地方,从氢脆腐蚀机理的角度分析,它们都会导致管线钢抗SSCC(sulfide stress corro2 sion cracking)性能的下降. 输气管道的服役条件多为潮湿环境,输送介质含H2S和酸性物质较多.腐蚀是影响管道系统可靠性和使用寿命的关键因素,其中硫化氢应力腐蚀是管线钢腐蚀的重要形式之一.它不仅造成穿孔而引起油、气和水的泄漏,而且往往造成重大的经济损失、人员伤亡、环境污染以及油气输送中断. 由于世界各国能源出现了紧张状况,20世纪70年代以来,石油开发出现了明显的变化,其中深井和超Ξ收稿日期:2002201217;修回日日期:2003209218. 作者简介:陶勇寅(1962— ),男,博士,副教授,现在河北石油技术学院工作.深井含H 2S 腐蚀介质的油气田得到了迅速开发.国外出现了不少含H 2S 和CO 2较多的酸性油气田,我国的一些油气田H 2S 和CO 2的含量也是很高的.因此近年来,不少学者对管线钢SSCC 进行了研究[1～4]. 基于上述原因,笔者采用恒载荷拉伸法,慢应变率法法测试在含H 2S 的介质中,不同焊接匹配及不同冷变形度条件对管线钢母材及其焊接接头的SSCC 性能的影响.1 试验设计 试验分别选用两种材质的管线钢,化学成分见表1.A 编号的管线钢通过采用不同的焊接材料匹配,研究焊接匹配(表2～4,图1～3)对管线钢SSCC 性能的影响;对B 编号的管线钢进行不同程度的冷加工,研究冷变形度(表5)对管线钢SSCC 性能的影响.表1 管线钢化学成分T ab.1 Chemical compositions of pipeline steels %编号C Si Mn S P Ni Cr Mo Cu Fe A 0.140.22 1.020.0030.0050.0220.030.1230.06Balance B0.160.170.920.0800.0400.1600.130.1300.04Balance表2 A 试验材料匹配及取样位置T ab.2 Welding m aterials and sample location of specimen A编号取样位置研究部位焊丝焊剂A板取样母材——A1板取样焊缝H08C S J101A2板取样焊缝W60KKm 215L HS表3 焊缝的化学成分T ab.3 Chemical compositions of w eld %编号C Si Mn P S Ni Cr Cu Nb V Ti Mo Fe A10.130.260.960.02000.00790.0240.0230.0060.0200.0110.01500.124Balance A20.130.221.320.00190.00580.0280.0230.0530.0190.0100.00380.122Balance表4 母材及焊接接头力学性能(拉伸试验)T ab.4 Mechanical properties of b ase metal and w eld (tensile test )编号试样类型σs /MPaσb /MPaδ/%断裂部位A 板母横向板母纵向5064886086143633母材母材A1焊接接头48864333母材A2焊接接头48862733母材表5 冷变形管线钢的力学性能T ab.5 Mechanical properties of cold w orked pipeline steels编号冷变形度/%σs /MPaσb /MPaδ/%硬度/HRCB1038057825.8 5.5B21059969915.913.6B32072474411.315.9B43080081812.118.7B54084785811.021.1B6508909027.926.5B7609349428.127.1B87098710237.327.7・953・ 2004年4月 陶勇寅等:管线钢硫化氢应力腐蚀的影响因素 图1～图3为A 母材及其两种焊接匹配所得焊接接头冲击韧性与试验温度的关系曲线.图1 试样A 的冲击韧度与试验温度的关系曲线Fig.1 R elationship of ductility andtemperature of specimenA图2 试样A1的冲击韧度与试验温度的关系曲线Fig.2 R elationship of ductility andtemperature of specimenA1图3 试样A2的冲击韧度与试验温度的关系曲线Fig.3 R elationship of ductility andtemperature of specimen A22 试验过程及试验结果 SSCC 除取决于材料与介质体系外,还取决于负荷条件.按试样加载方法有恒变形、恒载荷和慢应变速率法SSR T (slow strain rate test )3种[5].恒载荷试验法可以克服恒变形法中的一些缺点.SSR T 为动荷试验方法,在20世纪60年代初已经出现.自60年代后期到70年代,由于Parkins [6]教授的改进和发展,该试验方法得到了越来越广泛的应用.2.1 试验过程2.1.1 恒载荷试验过程 试样制备中A 、A1和A2均采用直径3mm 的圆棒.试样取向为焊缝横向及管母横向,每组平行试样3根.将加工好的试样经过150#～700#金相砂纸打磨后,用千分尺精确测量试样工作部位的尺寸,求出承受载荷截面积,然后用无水乙醇清洗,丙酮脱脂,放入干燥器内备用. 试验溶液为5%NaCl +0.5%CH 3COOH 的饱和H 2S (p H :3.5～4.0).试验温度为(24±3)℃.试验设备为恒载荷拉伸试验机. 试验在恒载荷拉伸机上进行.试验开始时,先挂上试样,按预定的载荷加载,腐蚀溶液容器两端密封,再向溶液内通入纯N 2约20min ,然后通入100%H 2S 气体30min ,开始记录试验数据.2.1.2 SSR T 试验过程 试样制备时B 试样尺寸及形状见图4所示.图4 SSRT 试样尺寸及形状Fig.4 Dimension and shape of specimen for SSRT 试验所用3种试验介质分别为:NACE 即5%NaCl +0.5%CH 3COOH +H 2S (饱和),空气介质和100%H 2S 溶液.试验温度为(24±3)℃.试验设备采用慢应变速率应力腐蚀试验机.该试验机有速度切换装置和应力应变传感器,可对速度、应力及应变进行自动测量. 试验过程中,首先用600#砂纸打磨试样,用无水乙醇清洗,接着再用去离子水清洗,最后用介质溶液冲洗并吹干.迅速测量并记录试样的原始尺寸,随后以应变率1×10-6s -1进行慢应变率应力腐蚀试验,直至试样断裂.试验结束后,立即将试样取下,用去离子水冲洗数次,再用乙醇清洗并吹干.测量试样标距长度的变化,最终得出不同冷变形度与断裂时应变之间的关系・063・天 津 大 学 学 报 第37卷 第4期 曲线.2.2 试验结果2.2.1 恒载荷试验结果 表6为恒载荷拉伸试验结果.由表6可以看出:不同的焊接匹配,在所加载荷分别为屈服强度100%、90%和80%时,断裂时间不同,母材相对于其他两种焊接匹配所得焊接接头的抗SSCC性能较高.表6 恒载荷拉伸试验结果T ab.6 R esults of constant load tensile test试样编号应力水平(σi/σs)/%载荷P/N断裂时间t/min A1006204704A1006204700A9055841613A9055841582 A8049634832A8049634816A11006561471A11006561459A19059053177A19059053296A180********A180********A21006398382A21006398378A2905758968A29057581201A28051182902A28051182873注:σi为初始应力.2.2.2 SSR T试验结果 图5是试样B在不同冷变形度条件下断裂应变与冷变形度之间的关系曲线.可以看出,断裂应变在腐蚀介质中相对于空气中发生了较大的变化.同时,随着冷变形度的增加(硬度增大),管线钢韧性减小,抗腐蚀能力降低.3 讨 论 影响SSCC的因素是多方面的[7,8],这也是腐蚀领域很难深入研究的原因之一.目前获得共识的SSCC 的影响因素主要有3个:金属材料本身的性质和状态;金属结构所承受的应力状态;金属所处的环境介质.其中每种影响因素又包括多个方面. 笔者主要从焊接匹配及冷变形两方面来讨论它们对管线钢SSCC性能的影响.图5 不同介质中试样B冷变形量与断裂应变之间的关系曲线Fig.5 R elationship of fracture strain and cold w orkof specimen B in different media3.1 焊接匹配对SSCC的影响 管线钢A在不同焊接匹配条件下的韧性有所不同(见图1～3),母材的韧性最大,第2种焊接匹配获得的焊接接头编号为A2的韧性最低.表6中相应数据表现为母材相对焊接接头抗SSCC能力较高,第2种焊接匹配的焊接接头A2的抗SSCC性能较差.可见油气管道的韧性是管道腐蚀失效的影响因素之一.对材料韧性最基本的要求是保证管材的冷脆转变温度不高于管道的设计温度,即保证管道不发生脆性断裂. 焊接接头由焊缝(WM)、热影响区(HAZ)和母材(BM)组成,由于化学成分、组织结构的差异使得它们物理和力学性能各不相同.焊接接头中往往存在较高的残余应力,因此,焊接结构中发生的SSCC就更为复杂.这是因为:在焊缝、热影响区和母材中所发生的SSCC可能受不同的机制控制;焊接接头区域电化学腐蚀特性的不同[9～11],在某一区域发生SSCC时,会受到其他区域的影响;焊接接头的力学不均质性(例如残余应力)可能会影响SSCC行为.因此要注意合理选择焊接材料和工艺,严格控制焊缝的力学性能,焊丝与焊剂匹配时要考虑多种因素的影响.3.2 冷变形对SSCC的影响 经轧制、冷锻或其他制造工艺以及机械作用等产生的冷变形,不仅使冷变形区的硬度增大(见表5),而且产生一个很大的残余应力(尤其是拉伸应力),有时可高达钢材的屈服强度.H2S引起应力腐蚀开裂的内因是受扩散过程控制的内部裂纹.从高强钢在含H2S・163・ 2004年4月 陶勇寅等:管线钢硫化氢应力腐蚀的影响因素介质中氢脆腐蚀机理来讲,各类氢脆都要经历氢分子的物理吸附→离解成氢原子→氢原子的化学吸附→溶解→点阵扩散→形成氢化物、裂纹或气泡等一系列过程中的某几个阶段.同时,在冷变形加工过程中,材料的微观结构[11,12]发生了变化,如增加了滑移台阶、空位密度和位错密度.从能量的角度来分析,这些缺陷存在的位置,均处于不平衡状态,能量比较高,都是氢易聚集的地方.因为氢在这些缺陷周围某一位置时将会使体系能量降低,所以平衡时氢富集在这些位置上.此外,H2S本身是一种毒化剂,能促进氢的进入,因而在H2S中浸泡时进入样品的氢的逸度高,当在夹杂物附近形成的氢压大于临界值时就会产生裂纹.裂纹沿着晶界扩展的过程中,导致分层现象的产生,最终使试样的有效截面积减小,加速渗氢过程.从而在冷变形与H2S浓度交互作用下,在相对惰性的腐蚀介质中,相同的冷变形度对应着较大变化的断裂应变值,同时,X70管线钢随着冷变形度的增加,表现出较低的SSCC抗力.4 结 论 1)不同的焊接匹配将导致管线钢的抗SSCC性能不同.焊缝及热影响区附近,由于它们化学成分、组织结构的差异使其物理和力学性能各不相同;在管道内表面往往表现为高残余拉应力;螺旋成型造成带钢两侧存在不均匀的翘曲,会在焊缝附近产生附加弯曲应力,使外表面呈现压应力,内表面呈现拉应力.焊接结构中发生的SSCC就更为复杂,为此需合理选择焊接材料和工艺. 2)油气管道韧性是管道腐蚀失效的因素之一.对材料韧性最基本的要求就是保证管材的冷脆转变温度不高于管道设计温度,即保证管道不发生脆性断裂. 3)冷变形不仅使材料的硬度增大,而且在微观上促进了局部内能及材料微观缺陷的增加.从SSCC氢脆机理的角度来分析,这些都将导致氢渗透增加,最终降低管道的抗SSCC性能.参考文献:[1] J ustice R H,Mackenzie J D.Progress in the control ofstress corrosion cracking in a9142mm OD gas transmissionpipeline[A].In:Proc N G219/EPR G7th Biennial JointMeg on L ine Pipe Research[C].Pipeline Research Commit2tee of the American G as Association,1988.[2] Domizzi G,Anteri G,Ovejiero2G arcia J.Influence of sul2phur content and inclusion distribution on the hydrogen in2duced blister cracking in pressure vessel and pipeline steels[J].Corrosion Science,2001,9:326—339.[3] Rocchini G.A computerized tool for corrosion rate monitor2ing[J].Corrosion,1987,6:624—628.[4] Albarran T L,Ayuilar A,Martinez L,et al.Corrosion andcracking behavior in an API X80steel exposed 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硫化氢对钢材的腐蚀从腐蚀机理
来看，主要是由于硫化氢与钢材表面的氧化物反应生成硫化物，导致钢材表面产生腐蚀。
硫化氢腐蚀对于钢材的影响是非常严重的，因为它会导致钢材表面的腐蚀和损坏，从而降低钢材的强度和耐久性。
硫化氢腐蚀的机理主要是由于硫化氢与钢材表面的氧化物反应生成硫化物，硫化物会在钢材表面形成一层薄膜，从而导致钢材表面的腐蚀和损坏。
硫化氢腐蚀的速度取决于硫化氢的浓度、温度、压力和钢材的化学成分和表面状态等因素。
硫化氢腐蚀对于钢材的影响是非常严重的，因为它会导致钢材表面的腐蚀和损坏，从而降低钢材的强度和耐久性。
硫化氢腐蚀还会导致钢材表面产生裂纹和断裂，从而影响钢材的使用寿命和安全性能。
为了防止硫化氢腐蚀对钢材的影响，可以采取以下措施：
1. 选择合适的钢材。
不同的钢材对硫化氢腐蚀的抵抗能力不同，因此在选择钢材时应考虑硫化氢腐蚀的因素。
2. 采用防腐涂层。
在钢材表面涂上一层防腐涂层可以有效地防止硫化氢腐蚀的发生。
3. 控制硫化氢的浓度和温度。
在使用钢材的环境中，应尽量控制硫化氢的浓度和温度，以减少硫化氢腐蚀的发生。
4. 定期检查和维护。
定期检查和维护钢材可以及时发现和处理硫化氢腐蚀的问题，从而保证钢材的使用寿命和安全性能。
总之，硫化氢腐蚀对钢材的影响是非常严重的，因此在使用钢材时应注意防止硫化氢腐蚀的发生。
通过选择合适的钢材、采用防腐涂层、控制硫化氢的浓度和温度以及定期检查和维护等措施，可以有效地防止硫化氢腐蚀对钢材的影响。
夹杂物和带状组织对管线钢腐蚀性能的影响发表时间：2019-12-06T17:10:14.637Z 来源：《科技新时代》2019年10期作者：康海伟[导读] 复合型氧化物中的元素组织形成的带状组织容易导致氢致裂纹的产生，并扩散后形成阶梯状裂纹。
南京钢铁股份有限公司 210035摘要：利用氢致开裂和电化学极化腐蚀充氢法、金相分析试验，对不同化学成分的管线钢氢致开裂性能受带状组织和夹杂物的影响进行研究，并对影响因素进行分析，经过试验发现，导致氢致裂纹发生重要原因为非金属夹杂物。
本文就此进行夹杂物和带状组织所造成的影响进行分析和探讨。
关键词：夹杂物；带头组织；腐蚀性能引言：输送油气中越来越高的H2S，容易对管部造成应力腐蚀和局部、全部腐蚀等，使管线失效，导致严重的经济损失，另外随着输油量需求的不断增加，新管线建设加大了管径，提高了输出量，同时也使输出压力增大，造成腐蚀开裂的情况更加严重，所以对钢管线抗腐蚀性、焊接性、管线强度等都提出了更高的要求。
本文通过对夹杂物和带状组织对三种管线用钢所造成的腐蚀性能影响的相关试验，为管线强度研究提供参考。
一、试验方法和材料采用三种超低碳合金和低碳合金管线用钢作为试验材料，I为耐腐蚀管线钢X52，II为对比钢种，III为耐腐蚀管线钢X65，化学成分对比如表一所示。
表一试验钢材料的化学成分对比（质量分数%）二、试验方法按照相关标准，对三种材料的非金属夹杂物和组织利用金相显微镜进行观察和分析。
针对三种材料，利用静态化学阴极充氢试验法，加入催化剂的充氢试验液对材料进行极化腐蚀，在极化时间12小时后，对材料进行清洗，再通过打磨、切割、抛光等处理，通过能谱仪和扫描电镜对氢致裂纹的腐蚀情况进行研究和分析[1]。
截取腐蚀试验钢进行抗HIC试验，通过对腐蚀试验后的试验钢进行清洗等处理，通过对指定观测面的显微镜观察和利用原位统计分析仪等设备对裂纹情况进行观察，并分析其附近元素分布情况。
三、试验结果分析（一）显微组织夹杂物级别通过对三种试验钢金相显微组织的观察发现，I、II试验钢呈现为珠光体和铁素体相结合的组织；III试验钢为粒状贝氏体和铁素体相结合的组织，通过其能谱和夹杂物形貌进行分析，并对其进行评定发现，I和III 的试验钢中的夹杂物含量远低于II号试验钢中的含量，同时其级别也较低。
长输天然气管道内腐蚀事故调查分析与对策天然气是一种非常重要的资源，给我们的生活带来了很大的便利，但是由于我国的地形比较复杂，在输送天然气的过程中往往会出现管道内腐蚀的问题出现，如果不及时处理就会造成很大的事故，在此背景下，本文调查分析管道内腐蚀的主要因素，并进行一些常规预防方法的研究。
标签：天然气;管道内腐蚀;事故调查分析天然气是我国常见的民用资源，在人口密集的地区需要依靠外部天然气进行传输，我国目前所铺设的天然气管道总长度可达4.8万公里，基本上都是用金属管道中组成，这就造成管道内腐蚀出现天然气泄漏，这种问题一旦出现就会造成很大的安全隐患，所以对天然气管道的管理就显得尤为重要，否则会对人民的生命财产造成很大的威胁，积极落实管道检测和维护，查找其中的原因并及时解决，就可以很好地解决此类问题的出现，所以天然气企业应该加强对天然气管道内腐蚀工作的调整，利用现有条件尽快预防天然气管道内腐蚀，以免带来更为严重的后果。
1 管道内腐蚀事故调查分析在几年前在美国发生多一起严重的管道爆炸事故，在此次事故中导致12名人员死亡，并且该天然气公司赔偿巨额财产，造成该公司破产，这才天然气管道泄漏爆炸瞬间引起了广大媒体的关注，这就给我国的天然气管道敲响了警钟，随后美国政府对此次事件进行相关调查，发现其中主要的原因就是天然气管道内部腐蚀所造成的管道爆炸，由此可见天然气管理部门应该加强对天然气管道内部防腐措施，并且把内腐蚀和外腐蚀放在同一高度，只有这样才能保证管道安全。
经过分析表明天然气管道事故很多都是因为管道内部腐蚀所造成的，主要由于一些意想不到的因素，导致管道内出现水汽和二氧化碳，管道内粉尘的堆积造成管道内部腐蚀严重，另外当天然气管道输送含有化学物质的天然气时，也会为这些水汽提供腐蚀条件，从而缩短天然气管道和附件设备的使用寿命，进而造成事故的发生。
2 天然气管道内腐蚀的原因2.1水汽的影响一般情况下天然气管道在输送时是不会产生水汽的，但是我国天然气管道铺设长度太长在加上我国地形比较复杂，并且地形比较复杂，埋葬地里的管道会受土地酸碱程度的影响，从而增加管道内的水汽含量，经常受到外部因素的影响，使天然气管道内部的自身形态发生变化。
L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为研究的开题报告一、研究背景和意义随着石油和天然气的开发和利用，管道输送成为了常见的方式。
而管道输送过程中，管线钢及其焊接接头在介质中的腐蚀问题是一大难点，特别是在含二氧化碳和硫化氢的介质中，可能会出现严重的腐蚀现象，从而引发生产事故，造成重大经济损失和环境污染。
因此，开展L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为研究，对于提高管道输送的安全性和稳定性，推动我国石油和天然气产业的持续健康发展具有重要意义。
二、研究内容和步骤1. 研究对象：L360管线钢和其焊接接头。
2. 系统地分析CO2/H2S介质对L360钢和其焊接接头腐蚀的影响机理。
3. 研究L360钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为，包括腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物等。
4. 探究不同因素对L360钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀行为的影响，包括介质参数、材料表面状态等。
5. 提出相应的防腐措施和维护方法，以降低L360管线钢及其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀风险和损害程度。
三、研究方法和技术路线1.术前研究与资料调研，获取相关问题的最新信息和研究进展。
2.采用电化学方法研究样品在CO2/H2S介质中的腐蚀行为，并进行扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表征手段的表征。
3.将电化学方法和表征手段相结合，探寻不同腐蚀因素的影响机理和作用方式，建立相应的腐蚀模型。
4.优化防腐措施和维护方法，包括采用防腐涂料进行保护，提高设备可靠性等。
四、研究成果与预期目标1.建立L360管线钢和其焊接接头在CO2/H2S介质中的腐蚀评价体系。
2.明确CO2/H2S介质对L360管线钢和其焊接接头腐蚀的机理和影响因素。
3.提出相应的防腐措施和维护方法，从根本上解决管线腐蚀问题。
4.该研究结果预计能为CO2/H2S介质下管线生产和运输提供技术支持，从而提高石油和天然气工业的发展水平，减少生产事故和环境污染问题。
管线钢抗硫化氢腐蚀研究进展程鹏;黄先球【摘要】在石油天然气开采和储运过程中由于硫化氢的存在,对油气田管线会产生严重的腐蚀和重大的经济损失.针对管线钢特定的腐蚀环境,总结了当前H2S腐蚀在反应机理上的研究,简要介绍了H2S浓度、温度、pH值和流速等多种因素对管线钢在H2S环境中腐蚀的影响,综述了近年来国内外管线钢在H2S环境中的腐蚀问题研究现状,并对抗H2S腐蚀管线钢的研究趋势进行了展望.【期刊名称】《武汉工程职业技术学院学报》【年(卷),期】2015(027)001【总页数】4页(P32-35)【关键词】管线钢;硫化氢腐蚀;腐蚀机理;影响因素【作者】程鹏;黄先球【作者单位】武汉钢铁(集团)公司研究院湖北武汉 430080;武汉钢铁(集团)公司研究院湖北武汉 430080【正文语种】中文【中图分类】TG172.3+3随着我国经济的快速发展，以及对石油天然气等能源需求的不断增长，油气开采与储运用管线钢的研究取得了飞速的发展[1-3]。
这些管线钢除了因交变应力而产生疲劳失效问题外，还会由于承受应用环境中的腐蚀介质而出现腐蚀问题。
在石油天然气开采与储运过程中，管线钢内部的硫化氢腐蚀问题是一个主要而且广泛存在的问题。
管线钢在遭受硫化氢腐蚀破坏后容易产生全面腐蚀、点蚀、氢脆、氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂等，并且这些不同的腐蚀形式由于相互间的促进作用，最终导致管线钢发生严重穿孔、开裂、燃油泄漏爆炸等重大安全事故和社会经济损失[4-6]。
因此，开展管线钢的H2S腐蚀行为的研究对石油天然气行业具有重要的经济效益和现实意义。
国内外已经有很过研究工作者对金属材料在硫化氢环境下的腐蚀机理进行了研究[9-10]，材料在硫化氢溶液中会发生物理变化和化学变化。
前者属于材料与气相之间的物理过程，环境中的H2通过物理吸附等方式吸附在材料表面，而分解产生的活化氢原子则通过吸附在材料的内表面而成为金属中的溶解氢。
另一方面，硫化氢由于其较高的水溶性，在溶于水后易形成弱酸氢硫酸，它在溶液中由于电离产生H+、S2-等腐蚀性离子，使金属发生均匀腐蚀和局部腐蚀。
管线钢硫化氢腐蚀影响因素分析及防护措施研究
邓荣春
【期刊名称】《当代化工》
【年(卷),期】2024(53)3
【摘要】为了明确硫化氢对油气集输用管线钢的腐蚀规律,并针对性地提出腐蚀防护措施,采用高温高压动态腐蚀实验装置评价了管线钢材在硫化氢存在时的腐蚀情况,考察了包括硫化氢分压在内的不同因素对腐蚀速率的影响,并提出了针对性的腐蚀防护措施。
结果表明:随着硫化氢分压和实验温度的增高,挂片的腐蚀速率先增大后减小;腐蚀介质pH越大,腐蚀速率越小;实验流速和含水率越大,腐蚀速率就越大;硫化氢的存在对目标油田集输用X65管线钢的腐蚀影响较大,当硫化氢分压为0.1 MPa时,腐蚀速率达到最大。
在相同的实验条件下,缓蚀剂MHS-5对管线钢的腐蚀防护效果最好,缓蚀剂MHS-5的加入能够大大降低挂片的腐蚀速率,当其质量分数为0.05%时,缓蚀效率可以达到92.8%,挂片腐蚀速率小于0.1 mm·a^(-1),能够满足行业标准的要求。
【总页数】5页(P606-610)
【作者】邓荣春
【作者单位】中石油云南石化有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TG174;TG172
【相关文献】
1.冷变形对国产X70管线钢硫化氢应力腐蚀开裂的影响
2.管线钢X65MS的硫化氢腐蚀开裂分析
3.管线钢硫化氢应力腐蚀的影响因素
4.硫化氢对管线钢在氯化钠溶液中应力腐蚀开裂的影响
5.X65管线钢材硫化氢腐蚀影响因素分析及防护措施研究
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20#钢在CO2-H2O气液两相泡状流中的腐蚀行为20#钢在CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀行为引言：随着石油和天然气开采的日益增多，CO2/H2O气液两相泡状流在油田开发、石油储运等领域越发常见。
然而，钢材在CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀问题仍然困扰着相关行业。
本文旨在探讨20#钢在CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀行为，以期提供保护钢材腐蚀的有效途径。
一、CO2/H2O气液两相体系的腐蚀特性CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀问题主要由CO2的存在引起。
CO2溶解于水中会形成碳酸，导致溶液呈酸性，从而加速钢材的腐蚀。
此外，CO2还可通过与钢材表面的氢氧化铁反应生成水合铁离子，使钢材形成锈蚀。
二、20#钢在CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀行为1. 腐蚀速率实验证明，20#钢在CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀速率较高。
这是因为泡状流使得CO2与水充分接触、混合，形成强酸性环境，使钢材表面迅速腐蚀。
2. 腐蚀形貌20#钢在CO2/H2O气液两相泡状流中的腐蚀形貌主要表现为点蚀和均匀腐蚀。
点蚀是由于CO2泡在水中爆裂时所产生的高速冲击力导致钢材表面被剥蚀，呈现小孔状的腐蚀坑。
均匀腐蚀则是由于CO2溶解于水中生成的碳酸使钢材表面均匀腐蚀。
三、保护钢材腐蚀的措施1. 阳极保护阳极保护是通过将另一金属作为阳极与20#钢相连，以保护钢材不被腐蚀。
常用的阳极保护方法有镀锌、铝合金阳极保护等。
2. 有机涂层有机涂层可以形成一层保护膜，防止CO2和水与钢材直接接触，从而减缓钢材的腐蚀速率。
3. 材料优化钢材的合金化改性可以提高其抗腐蚀性能。
通过加入一定量的镍、铜等元素，可以降低钢材的腐蚀速率。
4. 清洗与维护定期进行泡状流管道的清洗维护，可有效减少沉积物的堆积，从而减缓钢材的腐蚀。
结论：20#钢在CO2/H2O气液两相泡状流中存在较严重的腐蚀问题。
针对此问题，可以通过采取阳极保护、有机涂层、材料优化以及定期清洗与维护等措施来保护钢材不被腐蚀。
材料在h2s和co2环境中的腐蚀机理和控制研究材料在h2s和co2环境中的腐蚀机理和控制研究一、引言在实际工程中，材料腐蚀一直是一个重要的问题。
尤其是在含有H2S 和CO2等腐蚀性气体的环境中，材料的腐蚀问题更加突出。
对材料在H2S和CO2环境中的腐蚀机理和控制研究具有重要的实际意义。
本文将从腐蚀机理、腐蚀控制以及个人观点和理解等方面展开探讨。
二、材料在H2S和CO2环境中的腐蚀机理1. 概述H2S和CO2是常见的腐蚀性气体，它们可以在一定条件下对金属材料进行腐蚀。
在H2S和CO2环境中，腐蚀机理主要包括化学腐蚀和电化学腐蚀两种类型。
2. 化学腐蚀化学腐蚀是指金属材料在H2S和CO2环境中直接与腐蚀性气体发生化学反应，导致金属表面的腐蚀。
在H2S环境中，金属很容易与H2S 气体发生反应生成金属硫化物，从而导致材料的腐蚀。
3. 电化学腐蚀电化学腐蚀是指金属材料在H2S和CO2环境中通过电化学过程引起的腐蚀。
这种腐蚀机理与材料的电化学性质有关，主要包括阳极溶解和阴极还原等过程。
三、材料在H2S和CO2环境中的腐蚀控制1. 表面涂层表面涂层是一种常见的腐蚀控制方法，通过在金属表面涂覆一层具有良好腐蚀性能的材料，来提高材料的抗腐蚀能力。
对电力设备中的金属部件进行漆包处理，可以有效地防止H2S和CO2对金属的腐蚀。
2. 硬质合金涂层硬质合金涂层是一种新型的腐蚀控制技术，它具有高硬度、耐磨损和良好的耐腐蚀性能。
这种涂层可以有效地提高材料在H2S和CO2环境中的抗腐蚀能力。
3. 材料合金设计通过合金设计，可以改变材料的化学成分和微观结构，从而提高材料的抗腐蚀能力。
向铁基材料中加入Cr、Ni等合金元素，可以明显地提高材料在H2S和CO2环境中的抗腐蚀能力。
四、个人观点和理解在我看来，材料在H2S和CO2环境中的腐蚀问题是一个复杂而又重要的课题。
腐蚀是材料科学中的一个长期研究课题，而在含有H2S和CO2等腐蚀性气体的环境中的腐蚀问题更加突出。
酸性气体对管线内壁腐蚀速率研究【摘要】为了解决冀东油田含酸性气体开发过程中地面集输系统酸性气体的腐蚀防护问题，采用腐蚀挂片对集输系统进行在线检测。
对现场检测数据进行腐蚀评价分析，结果反映管线内腐蚀速率对集输管线的影响。
【关键词】酸性气体腐蚀速率集输系统从集输系统看，如果集输系统中含酸性气体（H2S、CO2等）会给油田开发发来很大的麻烦，酸性气体的腐蚀将给设施造成严重的危害，因此酸性气体的腐蚀检测成为油田配套地面集输与外输系统安全运行的关键环节。
腐蚀检测技术已经成为国内外油气田防腐不可缺少的手段。
1 腐蚀检测方法简介腐蚀检测的方法很多，分为直接测试腐蚀速率方法和间接判断腐蚀倾向方法。
直接测试腐蚀速率的方法有：腐蚀挂片法、腐蚀电阻探针法、线性极化电阻法、超声波探伤测厚法、开挖检测法、地面检查法等。
间接判断腐蚀倾向的方法有：pH值测试法、细菌含量测试法、总铁含量测试法、测定水中溶解性气体法、测定天然气中CO2分压法、天然气露点法、电偶/电位测试法、氢渗透等。
腐蚀检测主要功能包括：可以使生产装置处于监控状态；可以优化防腐工艺、减缓腐蚀、延长设备检修期；可以减少事故和非计划停车等；加速油气田防腐管理工作的提升。
2 腐蚀检测方法的选取通过室内评价研究，无论是在液相环境，还是气相环境，H2S、CO2对材质的腐蚀形貌主要表现为均匀腐蚀，表面点蚀和局部腐蚀非常微小（温度小于60。
C时）。
针对冀东油田H2S和CO2的特点，经过筛选，采用最常用、最有效的腐蚀挂片方法。
因为他们都能满足：可以均匀检测腐蚀；可以再高压环境下工作，工作压力最多达到40Mpa；可以在线使用。
2.1 腐蚀挂片法腐蚀挂片直观地反映管道内气体介质所造成的腐蚀形貌和计算腐蚀速率，是油田腐蚀检测中使用最广泛，也是最直接，有效的方法。
用电子显微镜测量坑的深度并计算点蚀速率，观察点蚀的形状还能判断腐蚀的类型。
另外，分析上面附着的垢样可以知道结垢的类型，并采取相应阻垢措施。
管道运输对co2中h2s的要求引言：二氧化碳（CO2）和硫化氢（H2S）是两种常见的有机气体，它们在石油、化工等行业中普遍存在。
管道运输是一种常见的气体输送方式，但是CO2和H2S的存在会对管道及其设备、环境和人员安全构成潜在的威胁。
因此，对于管道运输中CO2中H2S的要求是非常重要的。
危害：CO2是一种臭氧层破坏物质，过度的CO2排放对全球气候变化产生了不可忽视的影响。
另一方面，H2S是一种有毒气体，具有刺激性味道，能引起人体多个器官的损害，甚至可以引起中毒和死亡。
要求：由于CO2和H2S的性质不同，对它们的要求也不同。
1.CO2的要求：（1）控制CO2排放：为了减少CO2对环境的污染和气候变化的影响，管道运输中需要严格控制CO2的排放。
这可以通过提高能源利用效率、使用清洁能源、推广低碳技术等方式来实现。
（2）管道材料的选用：由于CO2具有腐蚀性，对管道材料的抗腐蚀性能有一定要求。
常用的材料包括镀锌钢管、不锈钢管等。
此外，对于特别腐蚀性的CO2介质，还可以采用涂层保护技术来增加管道的抗腐蚀性能。
（3）泄漏检测和报警：对于管道中CO2的泄漏，需要安装相应的泄漏检测设备，并设置警报系统及时发出警报，以便及时采取措施避免事故的发生。
2.H2S的要求：（1）控制H2S排放：由于H2S是一种有毒气体，对人体和环境都有危害，因此管道运输中要严格控制H2S的排放。
这可以通过对原材料进行预处理、选择低H2S含量的原料、使用H2S去除剂等方式来实现。
（2）材料选择和防腐蚀：与CO2类似，H2S也具有腐蚀性。
因此，在管道材料的选择上，要考虑其抗腐蚀能力。
常用的材料包括不锈钢、合金钢等。
此外，管道的内部和外部还可以进行防腐蚀处理，如涂层、阻隔层等。
（3）监测和保护：管道运输中需要安装H2S监测设备，定期检测管道中H2S的含量。
对于含有高浓度H2S的气体，需要采取相应的措施进行保护，如使用H2S预处理设备、加装气体纯化装置等。
・４８・ ２００４年３月 油气田环境保护 治理技术 二氧化碳对钢腐蚀的影响因素研究＊ 王志龙1艾俊哲1梅平1舒福昌1 许昌杰2（１江汉石油学院化学工程系，２江汉油田采油厂） 摘 要 二氧化碳腐蚀可使钢铁发生严重的局部腐蚀穿孔及应力腐蚀开裂。
利用失重腐蚀试验方法研究了各种影响因素的影响规律。
结果表明，温度低于７０ ℃时，腐蚀程度随温度的升高而增大。
在不同温度下，腐蚀速率随二氧化碳分压的增大而呈线性增加；ｐＨ值为４～９时，腐蚀速率基本不变；在介质矿化度为０．０３ ｍｇ／Ｌ时，腐蚀出现极大值。
在合金钢中铬含量为１％时，二氧化碳的腐蚀速率最小。
关键词 钢 二氧化碳 腐蚀影响因素腐蚀试验失重法０ 引 言 ＣＯ２腐蚀的影响因素很多，在无Ｈ２Ｓ气等条件下，主要的影响因素有温度、ＣＯ２分压、流速、介质组成、ｐＨ值、材料和载荷等，都可使钢铁发生严重的腐蚀破坏，局部腐蚀穿孔，甚至应力腐蚀开裂。
本文系统研究了不同温度、ＣＯ２分压、介质矿化度及溶液的ｐＨ值等因素对饱和ＣＯ２水溶液中Ｎ８０钢片的腐蚀速率，得出了各自的影响规律。
１ 失重腐蚀试验 采用自制高温高压静态腐蚀试验装置，挂片材料：Ｎ８０钢油管钢，尺寸（长×宽×厚）为： ４０×１３×２ ｍｍ。
试验前用１８０目、３００目及５００目砂子打磨光洁，用丙酮、无水乙醇擦洗后，干燥备用。
试验介质为通入ＣＯ２气体约１０ ｍｉｎ的３％ＮａＣｌ盐水溶液。
２ 结果与讨论 ２．１ 温度对ＣＯ２腐蚀的影响 表１列出了不同ＣＯ２压力、不同温度条件下Ｎ８０钢片在３％的盐水溶液中的腐蚀速率。
从表１可以看出，不同压力下，ＣＯ２对Ｎ８０钢的腐蚀随着温度的变化有共同规律，即在Ｔ＜７０℃时，Ｎ８０钢的腐蚀速率随温度的升高而增加，在７０℃时达到极大值，当Ｔ＞７０℃时，Ｎ８０钢的腐蚀速率随温度的升高反而减小；在９０℃附近又出现了腐蚀极小值，当温度再升高时，腐蚀速率也随着加快。
