王宏岩, 于 驰, 高秀华

(东北大学 轧制技术及连轧自动化国家重点实验室， 辽宁 沈阳 110819)

随着酸性油气田开采量的日益增加，腐蚀失效问题在油气储运过程中显得日益严重.油气中存在的H2S，CO2等常常会在容器或管道底部聚集，极易诱发金属基体局部腐蚀，造成巨大的经济损失[1].董洋洋等[2]研究了X65MS管线钢在H2S环境中的腐蚀产物演变规律，在不同H2S浓度环境中腐蚀产物主要为3种不同晶型的FexSy.武玉梁等[3]发现微量H2S条件下X65管线钢腐蚀产物主要为马基诺矿，相比FeCO3对基体的保护性显著提高，对CO2腐蚀起到抑制作用.因此H2S分压影响着腐蚀产物的类型，H2S和CO2共存时腐蚀机制具有协同与竞争效应，导致金属基体的腐蚀行为较为复杂[4-5].对于X65MS管线钢在H2S和CO2共存的环境中的腐蚀研究甚少，这就需要进一步探讨两者共存条件下的X65MS钢腐蚀行为.

本文针对X65MS管线钢在饱和H2S/CO2环境下，研究试验样品随腐蚀时间的变化对腐蚀速率和产物类型的转变规律，分析腐蚀产物膜对基体的保护作用，为亟待解决的腐蚀问题提供参考依据.

1 实验材料与方法

实验钢X65MS的化学成分(质量分数，%)为:C 0.14，Si 0.2，Mn 1.15，P 0.016，S 0.008，Al 0.028，Nb 0.02，Ti 0.015，Fe余量.失重样品规格为50 mm×10 mm×2 mm，表征样品为15 mm×10 mm×5 mm.测试前样品表面需要经过打磨、清洗等工序.利用高压反应釜模拟X65MS钢的服役环境，实验周期为24，72，144，240，312和384 h.使用电子分析天平(精度0.001 g)对实验前后的试样进行称重并记录.首先向反应釜内注入适量质量分数3.5%的NaCl水溶液，然后置入测试样品，向密封反应釜通入2 h高纯N2，排除釜中……