油田鹵水對X70 管線鋼腐蝕行為的影響*

郭克星， 趙良玉， 鄭武斌， 袁雪婷， 董 超，張阿昱， 趙苗苗 編譯

（1. 國家石油天然氣管材工程技術研究中心， 陜西寶雞 721008；2. 寶雞石油鋼管有限責任公司， 陜西寶雞 721008）

0 前 言

油田鹵水中含有大量的腐蝕性物質， 會直接影響服役管道的使用壽命。 已有研究表明， 油田采出水中存在的固體顆粒和極性化合物影響了管線鋼的腐蝕行為， 每年用于更換和修復因腐蝕受損或其他形式失效的管道將花費數百萬美元。 目前X70 管線鋼已成為石油工業(yè)中應用最多的高強度材料之一， 然而其在應力和腐蝕環(huán)境中易發(fā)生應力腐蝕開裂 （SCC）， 是影響埋地管道安全和完整性的主要因素之一， SCC 會造成整個管道出現裂紋萌生、 擴展和失效。 雖然不同的碳酸鹽-碳酸酯和稀碳酸氫鹽溶液濃度與SCC 有關，但當管道系統(tǒng)承受輸送壓力時， 含鹽水的介質對管道的影響更加顯著。 因此， 油田鹵水對管道腐蝕行為的影響已成為全球關注的重點。

一些研究表明， CO2會加速或抑制管道的腐蝕速率， 使用中多通過陰極保護來緩解管道的CO2腐蝕。 油田鹵水中碳酸鹽離子會加劇管道的CO2腐蝕， 有關研究表明， 在管道表面形成的FeCO3可以作為一種保護膜。 在進行模擬油田鹵水試驗時， 有一項研究發(fā)現CO2和C2H6O 的存在會提高X65 鋼的腐蝕速率， 促進FeCO3的生成。另一項對CO2飽和油田鹵水中管線鋼腐蝕速率的研究表明， 油田鹵水抑制了X65 鋼的腐蝕行為。 Nesic 等人研究了影響FeCO3薄膜形成的原因， 鋼表面成膜的覆蓋度和均勻性會影響腐蝕速率。 提高管線鋼的耐腐蝕性能研究已取得了重大進展， 然而腐蝕造成的材料損失， 特別是管道在應力環(huán)境下的腐蝕， 是石油工業(yè)中的一個嚴重問題， 需引起重視。 迄今為止， 對管道在油田鹵水中發(fā)生應力腐蝕開裂的研究還比較有限， 因此研究油田鹵水對X70 管線鋼腐蝕行為的影響十分必要。 通過重點研究X70 鋼在油田鹵水和3.5%NaCl 溶液兩種條件下的慢應變速率拉伸試驗和電化學腐蝕行為， 并利用SEM、 AFM 和EDS 對腐蝕后的試樣表面進行表征， 研究其形貌、 元素和結構特征， 有助于研究油田鹵水對在役管線鋼管應力腐蝕的影響。

1 試驗材料及方法

1.1 試驗材料

本研究所使用的X70 管線鋼由澳大利亞悉尼隆斯代爾南方鋼鐵公司提供。 表1 為試驗用管線鋼的化學成分。

表1 試驗用X70 管線鋼的化學成分%

慢應變速率拉伸試樣如圖1 所示， 在進行試驗之前， 先用砂紙將試樣打磨干凈， 去除試樣表面的雜質和氧化物， 然后用乙醇溶液清洗后吹干備用。 腐蝕試驗所用的油田鹵水采自馬斯喀特的Mukhaizna 油田， 油田鹵水的成分見表2。

圖1 慢應變速率拉伸試樣

表2 Mukhaizna 油田鹵水的成分

1.2 電化學腐蝕試驗

電化學腐蝕試驗在三電極電化學工作站中進行， 試驗采用直徑6 mm 的石墨片作為參比電極， 銀/氯化銀電極為輔助電極。 在充入電化學溶液之前， 先用氮氣對溶液進行2 h 的脫氧。 每次測試時， 將試樣在開路電位穩(wěn)定一段時間， 使其達到恒定值 （OCP<5 mV/30 min）。 在掃描速率為0.167 mV/s、 電位范圍為±250 mV 的條件下進行電化學試驗。

1.3 應力應變速率試驗

在3.5% NaCl 和油田鹵水兩種不同溶液中進行慢應變速率拉伸試驗 （SSRT）。 試驗在慢應變速率拉伸試驗機上進行， 試驗材料由O 形圈密封且牢固固定， 避免試驗溶液從氣室泄漏。 采用Cortest Incorporated 公司的7602 型數字控制器和測試軟件， 以9.84×10-6/s 的應變速率對試樣進行3 次重復測試， 直至失效， 并記錄失效時間。 試驗在21 ℃下進行， 每次試驗結束后， 利用AFM和SEM 對試樣表面進行觀察。

2 結果及討論

2.1 電化學試驗分析

圖2 所示為X70 鋼在不同試驗溶液中的動電位極化曲線。 由圖2 可見， 與油田鹵水極化曲線相比， 3.5% NaCl 溶液的極化曲線向右偏移，表明鋼在鹽溶液中腐蝕性明顯高于油田鹵水中的腐蝕性， 這是由于鹽溶液促進了金屬的氧化還原反應， 加劇了鋼的腐蝕。 另外由表2 可以看出，油田鹵水中含有大量的HCO3-， 可以與鐵反應生成FeCO3， 有文獻報道， 鋼在發(fā)生CO2腐蝕時會在表面形成一層膜， 這層膜既可能是保護性的，也可能是非保護性的。

圖2 X70 鋼在不同溶液中的動電位極化曲線

2.2 SSRT 試驗結果

圖3 所示分別為在3.5%NaCl 水溶液和油田鹵水中的慢應變速率拉伸試樣的宏觀形貌。 圖3 （a）試樣表面沒有出現棕黃色腐蝕產物膜， 說明不是試驗結束時拉斷的。 然而， 圖3 （b） 鋼表面和整個油田鹵水淹沒的試樣表面都可見光滑的褐色層， 這是鋼表面產生的FeCO3薄膜。 同樣， Ueda等人在CO2環(huán)境中對具有馬氏體組織的C-Mn 鋼和低Cr 軸承鋼進行了浸泡試驗， 觀察到5Cr 鋼的腐蝕表面比3Cr 鋼的試樣表面光滑， 這也是由于FeCO3膜起到了保護作用。

圖3 X70 鋼試樣在不同溶液中的宏觀形貌

圖4 所示為慢應變速率拉伸試樣在兩種不同溶液中的失效時間， 由圖4 可見， 試樣在油田鹵水中的失效時間比在3.5% NaCl 溶液中長。 有關研究表明， 碳鋼在碳酸鹽環(huán)境中形成的表面腐蝕膜會影響鋼的腐蝕速率， 同時也會改變應力-應變條件下鋼的失效時間。 在鋼表面形成的薄膜可以起到保護作用， 從而降低腐蝕速率， 延緩失效時間。

圖4 X70 鋼慢應變速率拉伸試樣SSRT 失效時間

圖5 所示為X70 鋼在兩種不同溶液中的應力-應變曲線。 結果表明， 在油田鹵水中的試樣屈服強度略高于在3.5% NaCl 溶液中的試樣。 這是由于FeCO3對油田鹵水中的鋼起到了保護作用， 它不僅延緩了拉伸試樣的失效時間， 而且通過誘導離子間相互作用起到了擴散屏障的作用，延緩了腐蝕過程， 從而阻止了底層鋼鐵材料的進一步腐蝕。 另有研究發(fā)現， 當溶解過程受到阻礙， 腐蝕速率降低時， 熱力學活動增強了鋼材的塑性和彈性。

圖5 不同溶液中X70 管線鋼的應力-應變曲線

2.3 表面裂紋及腐蝕機理分析

圖6、 圖7 分別為X70 管線鋼SSRT 試驗后斷口形貌以及電化學腐蝕后表面形貌。 通過圖6 可以看出， 兩種試驗溶液的SSRT 試樣均存在明顯的裂紋和腐蝕產物， 但是3.5% NaCl溶液中的鋼表面的可見裂紋 （圖6 （a）） 比油田鹵水中試樣 （圖6 （b）） 裂紋更明顯， 這是由于當試樣承受應力時， 裂紋在鋼表面萌生、擴展并發(fā)生聚和。 在油田鹵水中SSRT 試樣表面形成的FeCO3膜， 雖然延遲了裂紋的擴展，但是在拉應力作用下， 并不能有效地防止裂紋萌生。

圖6 X70 管線鋼SSRT 斷口形貌

圖7 X70 管線鋼動電位極化試驗后的表面形貌

圖8 為不同溶液中電化學腐蝕產物的EDS 圖譜。 圖8 中可清晰地觀察到Fe、 O 和C 的存在，進一步表明在鋼表面形成了FeCO3。 這也表明， 當鋼暴露在油田鹵水和鹽漬環(huán)境中都會發(fā)生腐蝕反應。 該現象可解釋為油田鹵水中大量HCO3-與碳鋼反應生成FeCO3膜， 相應地， Fe2+與CO3-發(fā)生化學反應， 也會生成FeCO3。 另有研究發(fā)現， 油田鹵水中其他礦物鹽的存在也會促進鋼表面形成保護膜。

圖8 X70 管線鋼在腐蝕試驗后的EDS 圖譜

圖9 為X70 管線鋼試樣在油田鹵水和3.5%NaCl 溶液中SSRT 試驗后的斷口形貌。 相比于3.5%NaCl 溶液的試樣， 油田鹵水中的鋼表面出現了更多的韌窩和微孔。 從斷裂試樣還能明顯看到二次裂紋， 失效方式更多是應力腐蝕開裂 （SCC），在垂直于外加應力的作用下萌生裂紋并發(fā)生擴展。

圖9 X70 管線鋼SSRT 后的SEM 照片

已有研究表明， 由于應力集中和局部環(huán)境條件的影響， 局部發(fā)生腐蝕會在鋼表面形成凹坑，成為裂紋源。 當連接兩個或兩個以上微裂紋的區(qū)域上應力強度超過材料的抗拉強度時， 就會發(fā)生機械斷裂， 圖10 為X70 管線鋼動電位極化試驗后的SEM 照片， 從圖10 可以看出， 3.5% NaCl溶液中的應力腐蝕裂紋敏感性高于油田鹵水，圖10 （b） 證明了在油田鹵水中的X70 管線鋼表面形成了細小致密的保護膜， 這就使得X70 管線鋼在油田鹵水中的腐蝕速率下降。 此外， 鋼表面形成的保護膜抑制了Cl-和其他侵蝕性離子的進一步進入， 降低了腐蝕速率。 由此可以得出，FeCO3薄膜的形成不僅可以起到保護層的作用，而且可以同時影響鋼鐵材料的彈性和塑性變形。

圖10 X70 管線鋼動電位極化試驗后的SEM 照片

3 結 論

（1） 由于油田鹵水成分的影響， 在X70 管線鋼表面形成保護膜， 這層保護膜會影響X70 管線鋼的電化學腐蝕行為。 同時油田鹵水中的溶解氧、Cl-和其他無機鹽的存在也可能對成膜產生影響。

（2） X70 管線鋼斷口表面韌窩的形成也受到油田鹵水中管線鋼表面成膜的影響， 由于管線鋼表面形成的FeCO3膜層延遲了應力腐蝕裂紋萌生， 因此X70 管線鋼在油田鹵水中慢應變速率拉伸斷裂時間比在NaCl 水溶液中長。