【摘 要】
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CO2腐蚀是油气开采和输送过程中最常见的腐蚀形式之一。在油气输送过程中,管道内流体的流动是影响CO2腐蚀过程的重要因素。如何通过模拟集输管线内部的动态腐蚀环境还原流体流动对高温高压管线CO2腐蚀的影响机制原貌,是腐蚀科学和工程领域共同关心的问题。本文以X65管线钢作为研究对象,采用自行设计的高温高压流动腐蚀环路模拟集输管线内部的动态腐蚀环境,通过腐蚀模拟实验、高温高压原位电化学测试及现代表面分析技
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CO2腐蚀是油气开采和输送过程中最常见的腐蚀形式之一。在油气输送过程中,管道内流体的流动是影响CO2腐蚀过程的重要因素。如何通过模拟集输管线内部的动态腐蚀环境还原流体流动对高温高压管线CO2腐蚀的影响机制原貌,是腐蚀科学和工程领域共同关心的问题。本文以X65管线钢作为研究对象,采用自行设计的高温高压流动腐蚀环路模拟集输管线内部的动态腐蚀环境,通过腐蚀模拟实验、高温高压原位电化学测试及现代表面分析技术等方法研究了流速、腐蚀时间对X65管线钢高温高压CO2腐蚀电化学行为的影响。获得的主要结论如下:（1）温度为80℃,CO2分压为0.6 MPa的饱和CO2油田采出水模拟溶液中,随流速的增大,X65裸钢及带有腐蚀产物膜试样的双电层电容呈增大趋势,电荷传递电阻减小,极化电阻减小。这表明流速的增大加速了传质过程,使腐蚀性物质更易到达反应界面,促进了材料腐蚀。试样带有腐蚀膜时,腐蚀膜对基体有一定的保护能力,流速加速传质抵消了腐蚀膜的阻碍作用,对腐蚀的促进作用高于裸钢。腐蚀模拟实验结果表明,X65钢在0、1、2、3 m/s四种流速下均发生均匀腐蚀,平均腐蚀速率增大。静态条件下,腐蚀产物膜凹凸不平;动态条件下,随流速增大,Fe CO3晶体逐渐变得细小,晶粒与晶粒之间空隙变小,表面愈加致密。CFD模拟计算表明,管壁的最大壁面切应力随着流速的增大而增大,影响腐蚀产物膜的特征,使其越发致密。（2）温度为80℃,CO2分压为0.6 MPa的饱和CO2油田采出水模拟溶液中,静态条件下,X65钢在72 h及144 h两种腐蚀周期下均发生均匀腐蚀,平均腐蚀速率降低,腐蚀产物膜越发致密。随腐蚀时间的延长,动电位极化曲线向左上方移动。腐蚀0h时,材料直接与溶液接触;腐蚀72 h与144 h时,腐蚀膜覆盖率增加,扩散传质过程对腐蚀的影响增大。材料的总阻抗值随腐蚀时间的延长而增大,表明随腐蚀时间延长腐蚀膜对基体的保护能力增强。动态条件下,X65钢在腐蚀72 h和240 h后均发生均匀腐蚀。腐蚀速率随腐蚀时间的延长而降低。随腐蚀时间的增加,腐蚀电位Ecorr正移,腐蚀电流密度icorr逐渐减小,X65钢的腐蚀倾向和腐蚀速率均降低。腐蚀0 h时交流阻抗图谱呈现高频容抗弧和低频感抗弧,腐蚀72 h后低频感抗弧消失,腐蚀240 h后低频区出现Warburg扩散阻抗。这表明随腐蚀时间延长,X65钢表面电极反应控制步骤由活化控制变为扩散控制,材料的总阻抗值随腐蚀时间的延长而增大,腐蚀速率降低。
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