杨洲[1]2004年在《硫化氢对石油管线钢应力腐蚀开裂和氢渗透行为的影响》文中研究指明目前，我国多数油气田面临含水量提高和腐蚀性气体（如H2S）增强的局面，增加了石油管线钢发生硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)的可能性，而X60，X70等材料是油、气采输过程中经常使用的管线钢，因此探讨和研究这类钢的应力腐蚀开裂行为对于油、气的安全开采和输送以及今后在实践中采取相应措施减少或避免灾害性事故的发生有着十分积极的意义。本文采用动电位扫描、慢应变速率拉伸、氢渗透试验方法研究了介质浓度和电位对X70管线钢应力开裂敏感性的影响，探讨了其开裂机理。实验结果表明H2S的加入，使所研究材料的应力腐蚀开裂敏感性增加，其断裂特征由塑性断裂逐渐转变为脆性断裂。在阳极极化下，X70管线钢无开裂敏感电位区间；在阴极极化程度较小时，阴极极化使材料的断裂延伸率和自腐蚀电位下相比略有增加，开裂敏感性减小；在阴极极化程度较强时，材料的断裂延伸率下降，开裂敏感性增大。稳态渗氢电流P∞随H2S浓度的增大并不单调增大，一定时间内，渗透过试样的氢原子摩尔数N也不随之单调增加；氢原子的渗透受到阴极电位的控制，阴极电位越负，渗氢电流越大；在一定电位范围内，稳态渗氢电流P∞和一定时间内渗透过试样的氢原子摩尔数N与阴极电位呈线性关系。分析表明X70管线钢的SSCC受阳极溶解和氢脆共同控制。
王丹[2]2010年在《石油管线钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的研究》文中认为近年来,随着我国油气田的不断开发和利用,管道输送技术也得到了飞速的发展。由于我国多数油田面临着高含硫、高含水,腐蚀介质种类繁多的情况,使输油管线钢的腐蚀不断的加重。原油中经常出现多种介质共存的现象,使管线钢腐蚀的影响因素变得复杂起来。我国针对单一介质条件下的腐蚀已经进入深入的研究和数据的累积,但对于H_2S、CO_2、Cl~-等多种介质共存条件下管线钢的应力腐蚀开裂及氢渗透行为的研究还相对落后。因此,系统的研究输油管线钢在H_2S、CO_2、Cl~-共存条件下的腐蚀规律和机理,为保证管线钢的安全与可靠运行有着重要的实际意义。本文以15#钢为研究的对象,采用了电化学实验、慢应变速率拉伸实验(SSRT)以及氢渗透实验,对15#钢在H_2S、CO_2、Cl~-共存条件下的应力腐蚀开裂及氢渗透行为进行了研究。实验结果表明,由极化曲线可以看出15#钢在实验介质中的电化学行为只表现出活化溶解状态,而没有出现活化-钝化转变区。由交流阻抗结果可以看出,从NaCl~-CO_2溶液到NaCl~-CO_2-H_2S溶液再到NaCl~-H_2S溶液,电化学阻抗谱的高频区容抗弧直径愈来愈小,腐蚀电流密度越来越大,腐蚀速率越来越快。由氢渗透实验可以看出,材料表面氢的浓度对氢致开裂(HIC)有密切的关系,进入金属内部的氢浓度越大,材料发生氢致开裂的机率越大。由于H_2S的毒化作用,以及Cl~-对CO_2的缓蚀程度比对H_2S的缓蚀程度要强,因此15#钢在NaCl~-H_2S溶液中的氢渗透行为及氢鼓泡现象最严重,稳态渗氢电流P∞和氢脆敏感性最大。慢应变速率拉伸实验结果表明,当溶液中加入H_2S时,材料的脆性系数、应力腐蚀开裂敏感性都有所增加,但当介质中加入CO_2时,这些参数反而有所下降。在自腐蚀电位下,15#钢在NaCl溶液、NaCl~-CO_2溶液、NaCl-CO_2-H_2S溶液和NaCl-H_2S溶液中的延伸率、断面收缩率逐渐减小,断裂时间和脆性系数逐渐增大,应力腐蚀开裂敏感性越来越大,越易发生开裂现象,实验结果与电化学及氢渗透实验结果一致
参考文献：
[1]. 硫化氢对石油管线钢应力腐蚀开裂和氢渗透行为的影响[D]. 杨洲. 中国科学院研究生院（海洋研究所）. 2004
[2]. 石油管线钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的研究[D]. 王丹. 辽宁石油化工大学. 2010