实验室加速腐蚀环境下35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面腐蚀行为研究

目的研究35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面的腐蚀行为特点。方法开展35Cr2Ni4MoA材料在实验室湿热环境和盐雾环境的加速腐蚀环境试验,分析腐蚀环境对35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面腐蚀行为的影响,加速腐蚀试验共8个周期,通过蚀坑深度、蚀坑面积、单面面积腐蚀数量描述材料表面腐蚀情况。结果35Cr2Ni4MoA在实验室腐蚀环境下蚀坑深度随时间变化满足幂函数关系,蚀坑半径随时间满足线性关系。实验前期单位面积内点蚀数量较多,腐蚀程度轻,在试验中后期点蚀扩展相连,腐蚀面积变大,腐蚀数量减少,腐蚀程度加重。结论提高35Cr2Ni4MoA材料镀硬铬表面处理质量,减少材料表面处理孔隙,能有效提高35Cr2Ni4MoA材料的腐蚀防护能力。     

海洋大气环境对铝合金电连接器壳体腐蚀及电气性能影响

目的研究海洋大气环境对2A12和6061铝合金电连接器性能的影响。方法开展2A12和6061铝合金电连接器在海南万宁试验站4 a棚下暴露试验,通过宏微观形貌观察和电气性能测试对比分析两种铝合金电连接器壳体的腐蚀差异和电气性能变化。结果两种铝合金电连接器壳体均出现镀层鼓泡、剥落和基体腐蚀,6061铝合金电连接器壳体腐蚀程度高于2A12铝合金电连接器。2A12铝合金基体发生点蚀和晶间腐蚀,6061铝合金基体发生剥蚀,基体腐蚀产物堆积,导致镀镍层开裂剥落,进而失去防护作用。相对于导通性能、耐压强度,电连接器的绝缘电阻对海洋大气环境更为敏感。结论铝合金化学镀镍壳体电连接器在热带海洋大气环境下不适宜长期使用。     

某20#钢腐蚀穿孔失效原因分析

目的 某船20#钢管投运不久后管段出现严重的腐蚀穿孔,通过对失效管段进行研究,以分析其失效原因。方法 通过电感耦合等离子体发射光谱仪、碳硫分析仪、金相显微镜等对材料材质进行材质符合性分析及金相组织分析。通过场发射扫描电子显微镜观察蚀坑微观形貌,并结合X射线衍射仪及显微拉曼光谱仪,对失效部位周围的腐蚀产物进行成分分析。通过电化学测试及微生物鉴别培养,进一步确定腐蚀的发生原因及机理。结果 材料符合性分析说明,此20#钢管束成分符合标准要求。通过形貌观察发现,20#钢蚀坑边缘呈阶梯状,具有明显的攀爬现象,蚀坑周围呈黑色。X射线能谱仪分析结果表明,20#钢腐蚀穿孔处内表面异常存在大量硫元素。通过拉曼分析及XRD分析发现,硫元素主要以硫酸盐及硫化物的形式存在。电化学测试结果表明,在含硫化物的溶液中,20#钢的腐蚀速率明显提升。进一步对腐蚀产物进行微生物培养,发现了硫酸盐还原菌的存在。结论 微生物腐蚀是引起20#钢管束穿孔的主要原因。     

高强铝合金海洋大气环境剥层腐蚀研究

通过7B04铝合金海洋大气环境户外和棚下暴露试验,研究了7B04铝合金的宏观/微观腐蚀特征及其对力学性能的影响。结果表明,7B04铝合金在海洋大气环境中的腐蚀表现为点蚀—晶间腐蚀—剥层腐蚀的规律,棚下暴露比户外暴露严重,反面暴露比正面暴露严重。同时,从显微组织、晶间电偶腐蚀、腐蚀产物＂楔入作用＂等方面剖析了7B04铝合金剥层腐蚀的机理。     

铝在红沿河核电厂地区的初期大气腐蚀表征

目的研究铝在辽宁红沿河核电厂地区的初期大气腐蚀行为。方法按GB/T 6464—1997,将制备好的试样在红沿河核电厂进行大气暴露试验,利用XRD,FTIR,SEM分析技术,对试验6个月和10个月的试样进行腐蚀产物观察与分析。结果铝在红沿河大气暴露腐蚀6个月和10个月样品表面均布满了点蚀坑、腐蚀产物及沉积物,腐蚀产物主要为Al2O3,Al OOH以及一些含氯和含硫的铝盐。腐蚀产物都较疏松,上下表面均有龟裂纹,相邻较近的点蚀坑已相互连接。随腐蚀时间延长,点蚀坑变深变大,朝地面点蚀坑深度已达上百微米。结论铝在红沿河核电厂大气环境中腐蚀以点蚀为主要特征,其腐蚀比普通大气环境中的严重,朝地面的腐蚀比朝天面严重,大气中氯离子及SO2参与铝的腐蚀过程并起促进作用。     

汗液作用下铝合金眼镜架腐蚀失效分析

通过金相分析、扫描电子显微镜(SEM)观察和能谱分析等检测方法,对某铝合金/硫酸阳极氧化膜眼镜架在汗液环境中的腐蚀失效行为进行了失效分析,结果表明:铝合金/酸阳极氧化膜在汗液环境中发生了严重的腐蚀,腐蚀形式以点蚀为主,局部出现裂纹,腐蚀均发生在阳极氧化膜完整性发生缺陷的部位,铝合金基体在晶界上优先发生腐蚀,点蚀坑生长和裂纹扩展均沿晶界进行;阳极氧化膜完整的区域,阳极氧化膜腐蚀不明显.     

几种典型金属材料西沙海洋飞溅区腐蚀行为规律研究

目的研究几种典型金属材料在西沙海洋飞溅区的腐蚀行为规律。方法通过外场暴露试验,分析3种钢、1种铜和3种铝合金材料暴露0.5,1,2 a后的腐蚀形貌与动力学规律。结果 3种钢的腐蚀质量损失与点蚀均较为严重,T2整个表面均匀减薄的同时,会产生大量微小的腐蚀坑,3种铝合金发生以点蚀为主的局部腐蚀,伴随有晶间腐蚀、选择性腐蚀等。结论试验条件下,3种钢中Q235耐蚀性最差,T2整体耐蚀性较好,3种铝合金中5083耐点蚀性能最差,5052略优于6063。     

7A52铝合金等离子弧焊接头盐雾腐蚀行为研究

目的研究7A52装甲铝合金等离子弧焊接接头耐海洋大气环境的腐蚀特征和规律。方法通过盐雾加速腐蚀试验进行腐蚀评估,并在腐蚀后利用扫描电子显微镜(SEM)观察腐蚀产物微观形貌,并分析腐蚀时间对腐蚀性能的影响,通过能谱(EDS)分析腐蚀产物的元素组成。结果 7A52铝合金焊接接头盐雾腐蚀初期(8 h)热影响区首先出现点蚀,随着腐蚀时间延长(12 h),母材和焊缝发生点蚀,热影响区腐蚀产物层氧的含量最多。结论 7A52装甲铝合金等离子弧焊接接头处热影响区是腐蚀敏感区,热影响区比焊缝区和母材区耐蚀性稍差。     

黑色金属材料在长江淡水中的腐蚀行为

通过现场暴露试验,获得了2种碳钢、3种不锈钢及1种不锈钢与碳钢复合板材料在武汉长江淡水中的4年腐蚀试验结果,总结了它们的腐蚀行为。结果表明,Q235和16Mn碳钢在武汉长江中有较高的腐蚀率和明显的点蚀,稳定腐蚀率为0.055 mm/a;暴露4 a,奥氏体不锈钢304和316L没有明显腐蚀,而马氏体不锈钢430有较明显的点蚀和缝隙腐蚀;马氏体不锈钢0Cr13Ni5Mo与Q345C复合钢板在长江淡水中使用4 a后,0Cr13Ni5Mo发生严重的点蚀,说明马氏体不锈钢在淡水中的应用应慎重。     

利用薄片穿透法确定铝合金最大蚀坑深度

目的研究铝合金最大蚀坑深度与环境试验时间的对应关系,为新型合金服役前的耐蚀性评级和结构件服役过程中的剩余寿命预测提供技术基础。方法利用光学显微镜、扫描电镜分析海洋大气环境中新型铝合金的腐蚀类型,并利用薄片穿透法研究铝合金薄片最大蚀坑深度与试验时间的对应关系。结果经过海洋大气环境暴露试验后,2A97铝合金发生了深入合金内部的严重点蚀,检测薄片试样背面电解液的出现时间,可以确定环境试验中蚀坑穿透薄片试样的时间。通过测量不同厚度薄片试样的穿透时间,可以确定最快生长局部腐蚀点的深度和时间的关系。结论中性盐雾试验环境下,达到相同的最大蚀坑深度,2A97铝合金与AA2024铝合金用时基本相当。     

南海高温高压含CO2气井管柱腐蚀适用性评价

目的明确南海高温高压含CO2气井管柱材料腐蚀适用性,指导现场管柱材料选择。方法采用高温高压釜腐蚀实验仪器对井筒高温高压环境条件下不同材料腐蚀速率进行实验分析,并采用扫描电镜及能谱分析仪对腐蚀实验后试样腐蚀形貌进行分析,评价不同井筒环境下管柱材料腐蚀适用性。结果150℃条件下,材料腐蚀速率随分压的增加而增大,同时随着材料Cr含量的增加,材料腐蚀速率降低,其中P110钢材料腐蚀速率到达0.3511mm/a,属于严重腐蚀;180℃条件下,三种材料试样表面均存在不同程度的局部腐蚀,其中13CrS-110试样表面出现点蚀的程度较其他两种材料更严重,其点蚀坑存在向内发展的趋势。结论南海高温高压含CO2环境下,Cr含量的增加提高了材料抗腐蚀性能,且随着CO2分压的提高,溶液中CO2溶解度不断增大,增加了材料腐蚀。在180℃高温条件下,13CrS-110钢、15Cr-110钢、15Cr-125钢均存在不同程度点蚀,但13CrS-110钢存在开裂风险,在现场应用前应进行开裂风险评估。针对高温高压含CO2气井管柱选材,可根据井筒温度、压力、CO2分压分布情况进行分段设计,在保障井筒完整性的基础上,降低开发成本。     

一种新型油井管材机械及防腐性能研究

目的重点评价一种新型油井管钢材00Cr9材质的拉伸强度、冲击韧性、硬度及螺纹连接等力学性能和防腐性能,为该新材质的使用条件提供理论依据。方法力学性能方面,根据GB/T 228—2002《金属材料室温拉伸试验方法》对00Cr9-110钢级的材料试样(2个)进行抗拉强度、屈服强度标准测试,参考API SPEC5CT(2011)对该材质(2个试样)的夏比V形缺口冲击韧性(CVN吸收能)进行测试。选取00Cr9管材(00Cr9-110钢级)和马氏体不锈钢13Cr两种材质进行显微维氏硬度对比测试,同时联合国家石油管材质量监督检验中心对00Cr9管材的螺纹连接性能进行实验分析。防腐性能方面,采用腐蚀质量损失实验和硫化氢环境下抗应力腐蚀开裂(Stress Corrosion Cracking,SCC)实验分别对其防二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)的耐蚀性能进行评价。腐蚀模拟实验采用磁力驱动反应釜来模拟实际腐蚀工况环境,实验过程中通过调节釜的转速带动试片模拟流速。材料的常温常压SCC实验设计的实验条件为NACE A溶液,设计加载80%实际屈服强度,温度为24℃,实验气体为0.1 MPa H2S,实验周期为30天,加载强度的方式包括C形环及单轴拉伸。结果00Cr9材质较常规13Cr管材降低了金属中的含碳量,并细化了晶粒组织,使钢材中的杂质均匀化,减少了金相中的组织缺陷,从而提高了油井管的机械强度与耐蚀性能,大幅提高了现场作业效率。该材质的抗拉强度和冲击韧性满足要求,维氏硬度(HV1=256)出现硬度轻微超标的现象(规定HV1<250),螺纹连接性能达标。在低温含CO2的环境中点蚀速率很小,主要为均匀腐蚀,腐蚀质量损失满足要求。应力腐蚀开裂敏感性高,容易发生硫化物应力腐蚀开裂,不满足NACE MR0175抗硫要求。建议在90℃以下、含CO2和不含H2S的井下环境中使用。结论目前00Cr9材质油井管价格低于普通13Cr材质管材,在渤海区域大规模应用可降低油田开发成本,未来有望在渤海地区取代目前常用的13Cr材质油井管材。     

两种HP13Cr110钢腐蚀性能对比研究

针对2种不同厂家的HP13Cr110钢,通过模拟高温高压腐蚀试验和标准耐点蚀试验,借助表面形貌的观察分析,评价对比了2种材质HP13Cr110钢的高温高压下CO2腐蚀性能和耐点蚀性能,为油田井下油套管选材提供技术支持。结果表明,在高温高压腐蚀环境条件下2种材质的腐蚀类型均以均匀腐蚀为主,腐蚀程度处于较轻的中度腐蚀,使用时基本上是安全的。     

南海某油田CO2回注井防腐选材实验

目的开展腐蚀选材实验,确定经济合理的井下油套管材质。方法分别模拟回注气层(114℃、CO2分压为24.89 MPa、凝析水Cl^–质量浓度为1000 mg/L)、回注水层(117℃、CO2分压为28.39 MPa、凝析水Cl-质量浓度为20000mg/L)工况,利用高温高压釜开展室内模拟腐蚀实验,评价3Cr、13Cr、超级13Cr和22Cr双相不锈钢材质。结果3Cr出现严重的均匀腐蚀及点蚀,最大均匀腐蚀速率出现在回注水层工况,达1.0973 mm/a;最大点蚀速率出现在回注水层工况,达0.4241 mm/a。13Cr均匀腐蚀速率较低,最高腐蚀速率为回注气层工况,达0.0274 mm/a;在回注水层工况条件下,点蚀速率较高,为0.3833 mm/a。S13Cr均匀腐蚀速率较低,回注气层工况腐蚀速率最高,达0.0113 mm/a,无点蚀。22Cr均匀腐蚀速率较低,为0.0011mm/a,无点蚀。整体规律为回注水层条件下的腐蚀速率大于回注气层,主要腐蚀产物为FeCO3,对13Cr以上管材,主要腐蚀形式为点蚀。结论对CO2回注深井,应尽量选取气层回注。在CO2分压为24.89MPa、地层温度为117℃、地层水Cl^–质量浓度为20000mg/L条件下,推荐选用超级13Cr为回注井管材。     

35Cr2Ni4MoA 材料防腐蚀性能验证研究

目的验证35Cr2Ni4MoA材料采取镀硬铬、封孔表面防护的耐腐蚀性能。方法开展35Cr2Ni4MoA材料表面镀硬铬有无封孔防护状态下的实验室加速腐蚀环境试验,研究材料表面腐蚀行为特点,加速腐蚀试验共8个周期。通过蚀坑深度、腐蚀面积、单位面积腐蚀数量等描述35Cr2Ni4MoA材料表面腐蚀情况。结果 35Cr2Ni4MoA材料表面镀硬铬和封孔防护后试验件腐蚀程度明显减低。结论镀硬铬、封孔表面防护能有效提高海洋环境下35Cr2Ni4MoA材料表面的耐蚀性能。     

2A12铝合金在EXCO溶液中腐蚀损伤形貌演化分析

目的探索2A12铝合金在EXCO溶液中腐蚀损伤形貌的演化规律。方法开展实验室内2A12铝合金的加速腐蚀实验。为实现表面粗糙度与腐蚀损伤相关性的定量研究,首先采用3D扫描成像仪对实验样品进行扫描,取得样品微观几何特征,实现表面粗糙度值的数字化定量表征。观察样品在EXCO溶液中腐蚀损伤的发生发展过程、腐蚀形貌的演化过程,测量腐蚀样品蚀坑深度,并分析表面粗糙度对样品腐蚀损伤的影响。结果当腐蚀时间不超过6 h时,2A12铝合金样品在EXCO溶液中的腐蚀类型主要为点蚀,随着时间的延长,将向全面腐蚀发展。粗糙度值高的试件表面有打磨时形成的较深表面纹理,这些纹理制约了点蚀坑的扩展,使蚀坑沿纹理的方向发展,有演化为微裂纹的可能性,蚀坑边界的不规则处也会萌生微裂纹。粗糙度值较小的样品,腐蚀损伤也较小,但粗糙度对腐蚀损伤的影响随时间的延长而减弱。结论常温下,2A12铝合金在EXCO溶液中首先发生点蚀,由于蚀坑向四周扩展的速度快于深度方向,使腐蚀类型从点蚀向全面腐蚀演变。表面粗糙度对2A12铝合金样品腐蚀损伤形貌的演化有重要影响,表面微观几何特征通过制约蚀坑扩展方向的方式来改变样品的腐蚀行为,并造成腐蚀损伤的明显差异。随着腐蚀时间的延长,材料逐渐失去其原有表面微观几何特征,表面粗糙度对腐蚀行为的影响下降。     

渤海L油田油井生产管柱腐蚀失效原因分析及对策

目的渤海L油田部分油井管柱频繁发生腐蚀失效穿孔,严重影响油田正常生产,为了延长井下管柱服役时间,对管柱腐蚀失效原因和防护对策进行分析。方法采用形貌观察、金相分析和扫描电镜等手段对失效管柱及腐蚀产物进行研究,同时从油田水离子组成、腐蚀性气体、细菌含量和管柱冲蚀等方面开展腐蚀原因分析。结果失效油井管柱主要为局部穿孔和断裂,管柱内表面呈溃疡状,颜色主要为黄褐色、黑色。失效管段的金相组织与基体的金相组织均为珠光体+铁素体,呈蜂窝状腐蚀特征。腐蚀产物主要为Fe、O和C。结论L油田油井管柱腐蚀的关键原因为油田水中溶解氧含量超标9倍以上,而氯离子质量浓度>3500 mg/L,硫酸盐还原菌超标4倍,促进了管柱的局部腐蚀。油井潜油电泵分离器入口处流体的流态变为旋流,流速大幅提升,引起冲蚀,加剧了分离器的腐蚀失效。建议L油田加强油田水中溶解氧和氯离子含量的监测和控制,腐蚀油井更换防腐油管和防腐电泵,提升分离器抗冲蚀性能。