CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响

工程科学学报 Chinese Journal of Engineering C02分压对N80油管钢在C0,驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 崔怀云梅鹂程刘智勇卢琳 Effect of CO2 partial pressure on the stress corrosion cracking behavior of N80 tubing steel in the annulus environment of CO2 injection well CUI Huai-yun,MEI Peng-cheng.LIU Zhi-yong.LU Lin 引用本文： 崔怀云，梅鹏程，刘智勇，卢琳.C0,分压对N80油管钢在C0,驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响[.工程科学学报， 2020,42(9y:1182-1189.doi:10.13374.issn2095-9389.2020.04.13.004 CUI Huai-yun,MEI Peng-cheng,LIU Zhi-yong.LU Lin.Effect of CO,partial pressure on the stress corrosion cracking behavior of N80 tubing steel in the annulus environment of CO,injection well[]].Chinese Journal of Engineering,2020,42(9):1182-1189.doi: 10.13374-issn2095-9389.2020.04.13.004 在线阅读View online:https::/ldoi.org/10.13374j.issn2095-9389.2020.04.13.004 您可能感兴趣的其他文章 Articles you may be interested in 集输管道C0,/油/水环境中X65钢的腐蚀特征 Corrosion characteristics of X65 steel in CO,/oil/water environment of gathering pipeline 工程科学学报.2018.40(5：594 https:/doi.org10.13374.issn2095-9389.2018.05.010 残余应力对金属材料局部腐蚀行为的影响 Effect of residual stress on localized corrosion behavior of metallic materials 工程科学学报.2019,41(7)：929htps:/ldoi.org10.13374.issn2095-9389.2019.07.012 新型2 CrlMo2Ni钢在含二氧化碳油田采出液中的腐蚀行为 Corrosion behavior of novel 2Cr1Mo2Ni steel in the oil field formation water containing CO2 工程科学学报.2017,39(7)：1062htps:/doi.org/10.13374j.issn2095-9389.2017.07.012 L80钢在高气速湿气环境中冲蚀-腐蚀行为的环路实验 Erosion-corrosion behavior of L80 steel under high velocity wet gas condition by flow loop method 工程科学学报.2018,40(9)：1091 https::/oi.org10.13374j.issn2095-9389.2018.09.010 CO,作为RH提升气的冶金反应行为研究 Metallurgical reaction behavior of CO,as RH lifting gas 工程科学学报.2020,42(2：203htps:/oi.org10.13374j.issn2095-9389.2019.06.30.001 304不锈钢在模拟压水堆一回路水中高温电化学腐蚀行为 Electrochemical corrosion behavior of 304 stainless steel in simulated pressurized water reactor primary water 工程科学学报.2017,393：399 https:/ldoi.org10.13374.issn2095-9389.2017.03.012

CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 崔怀云 梅鹏程 刘智勇 卢琳 Effect of CO2 partial pressure on the stress corrosion cracking behavior of N80 tubing steel in the annulus environment of CO2 injection well CUI Huai-yun, MEI Peng-cheng, LIU Zhi-yong, LU Lin 引用本文: 崔怀云, 梅鹏程, 刘智勇, 卢琳. CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响[J]. 工程科学学报, 2020, 42(9): 1182-1189. doi: 10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.13.004 CUI Huai-yun, MEI Peng-cheng, LIU Zhi-yong, LU Lin. Effect of CO2 partial pressure on the stress corrosion cracking behavior of N80 tubing steel in the annulus environment of CO2 injection well[J]. Chinese Journal of Engineering, 2020, 42(9): 1182-1189. doi: 10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.13.004 在线阅读 View online: https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.13.004 您可能感兴趣的其他文章 Articles you may be interested in 集输管道CO2 /油/水环境中X65钢的腐蚀特征 Corrosion characteristics of X65 steel in CO2 /oil/water environment of gathering pipeline 工程科学学报. 2018, 40(5): 594 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2018.05.010 残余应力对金属材料局部腐蚀行为的影响 Effect of residual stress on localized corrosion behavior of metallic materials 工程科学学报. 2019, 41(7): 929 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2019.07.012 新型2Cr1Mo2Ni钢在含二氧化碳油田采出液中的腐蚀行为 Corrosion behavior of novel 2Cr1Mo2Ni steel in the oil field formation water containing CO2 工程科学学报. 2017, 39(7): 1062 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2017.07.012 L80钢在高气速湿气环境中冲蚀-腐蚀行为的环路实验 Erosion-corrosion behavior of L80 steel under high velocity wet gas condition by flow loop method 工程科学学报. 2018, 40(9): 1091 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2018.09.010 CO2作为RH提升气的冶金反应行为研究 Metallurgical reaction behavior of CO2 as RH lifting gas 工程科学学报. 2020, 42(2): 203 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2019.06.30.001 304不锈钢在模拟压水堆一回路水中高温电化学腐蚀行为 Electrochemical corrosion behavior of 304 stainless steel in simulated pressurized water reactor primary water 工程科学学报. 2017, 39(3): 399 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2017.03.012

工程科学学报.第42卷.第9期：1182-1189.2020年9月 Chinese Journal of Engineering,Vol.42,No.9:1182-1189,September 2020 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.13.004;http://cje.ustb.edu.cn CO2分压对N80油管钢在CO,驱注井环空环境中应力 腐蚀行为的影响 崔怀云)，梅鹏程，刘智勇，卢琳2)四 1)北京科技大学新材料技术研究院.北京1000832)海洋装备用金属材料及其应用国家重点实验室，鞍山114000 ☒通信作者，E-mail:lulin315@126.com 摘要使用恒应变试样浸泡试验、表面分析技术和电化学测试技术研究了CO,分压对N80钢在模拟CO,驱注井环空环境 中应力腐蚀行为的影响.研究结果表明：CO2分压对腐蚀速率的影响存在一个拐点，环境温度为25℃时拐点约为1MP.当 CO2分压小于1MPa时，由于腐蚀产物膜(F©CO3)成形较慢，覆盖率低，随CO2分压的增高，N80钢的自腐蚀电流密度快速增 大；当CO2分压大于1MPa时，腐蚀产物膜能以较快的速率成形，覆盖率高，CO2分压的进一步增高反会使得N80钢的腐蚀 电流密度降低.CO2溶于模拟环空溶液中会使溶液pH持续下降，促使N80油管钢在环空环境下发生应力腐蚀开裂.N80钢 在CO,注入井环空环境中的应力腐蚀开裂机制是阳极溶解和氢脆共同作用的混合机制.应力腐蚀裂纹在萌生阶段局部阳极 溶解作用（点蚀）为主导，该作用下CO2分压为1MP阳时应力腐蚀裂纹最易萌生；在应力腐蚀裂纹生长阶段氢脆作用更强，这 种作用导致CO,分压更高时应力腐蚀裂纹更容易生长，应力腐蚀敏感性进一步提高 关键词N80油管钢：环空环境：CO2分压：电化学：应力腐蚀 分类号TG172 Effect of CO2 partial pressure on the stress corrosion cracking behavior of N80 tubing steel in the annulus environment of CO,injection well CUI Huai-yun,MEI Peng-cheng LIU Zhi-yong,LU Lin2 1)Institute for Advanced Materials and Technology,University of Science and Technology Beijing,Beijing 100083,China 2)State Key Laboratory of Metal Material for Marine Equipment and Application,Anshan 114000,China Corresponding author,E-mail:lulin315@126.com ABSTRACT CO2-enhanced oil recovery (CO2-EOR)technology is the process of capturing CO2,transporting the captured CO2 to a storage site,and injecting the captured CO2 into an oil field to enhance oil recovery.CO2-EOR technology can greatly increase the profitability of oil fields.It is also a promising method for reducing CO emission and improving the environment.For these reasons,this technology has become increasingly important for the development of the global oil industry and has been widely explored.However, CO2 injection significantly increases the risk of corrosion failure of tubing steel.As such,the effect of CO2 on the stress corrosion behavior of tubing steel should be investigated.In this study,the effect of CO2 partial pressure(Pco.)on the stress corrosion behavior of N80 steel was examined using an immersion test,a surface analysis technique,and an electrochemical technology.Results reveal that the influence of Pco on the corrosion rate has an inflection point of approximately 1 MPa.When Pco is1 MPa,the corrosion product film can form at a faster rate,and the corrosion current density of N80 steel decreases as Pco 收稿日期：2020-04-13 基金项目：国家重点研发计划资助项目(2018YFB0605502)

CO2 分压对 N80 油管钢在 CO2 驱注井环空环境中应力 腐蚀行为的影响 崔怀云1)，梅鹏程1)，刘智勇1)，卢    琳1,2) 苣 1) 北京科技大学新材料技术研究院，北京 100083    2) 海洋装备用金属材料及其应用国家重点实验室，鞍山 114000 苣通信作者，E-mail: lulin315@126.com 摘    要    使用恒应变试样浸泡试验、表面分析技术和电化学测试技术研究了 CO2 分压对 N80 钢在模拟 CO2 驱注井环空环境 中应力腐蚀行为的影响. 研究结果表明：CO2 分压对腐蚀速率的影响存在一个拐点，环境温度为 25 ℃ 时拐点约为 1 MPa. 当 CO2 分压小于 1 MPa 时，由于腐蚀产物膜（FeCO3）成形较慢，覆盖率低，随 CO2 分压的增高，N80 钢的自腐蚀电流密度快速增 大；当 CO2 分压大于 1 MPa 时，腐蚀产物膜能以较快的速率成形，覆盖率高，CO2 分压的进一步增高反会使得 N80 钢的腐蚀 电流密度降低. CO2 溶于模拟环空溶液中会使溶液 pH 持续下降，促使 N80 油管钢在环空环境下发生应力腐蚀开裂. N80 钢 在 CO2 注入井环空环境中的应力腐蚀开裂机制是阳极溶解和氢脆共同作用的混合机制. 应力腐蚀裂纹在萌生阶段局部阳极 溶解作用（点蚀）为主导，该作用下 CO2 分压为 1 MPa 时应力腐蚀裂纹最易萌生；在应力腐蚀裂纹生长阶段氢脆作用更强，这 种作用导致 CO2 分压更高时应力腐蚀裂纹更容易生长，应力腐蚀敏感性进一步提高. 关键词    N80 油管钢；环空环境；CO2 分压；电化学；应力腐蚀 分类号    TG172 Effect of CO2 partial pressure on the stress corrosion cracking behavior of N80 tubing steel in the annulus environment of CO2 injection well CUI Huai-yun1) ，MEI Peng-cheng1) ，LIU Zhi-yong1) ，LU Lin1,2) 苣 1) Institute for Advanced Materials and Technology, University of Science and Technology Beijing, Beijing 100083, China 2) State Key Laboratory of Metal Material for Marine Equipment and Application, Anshan 114000, China 苣 Corresponding author, E-mail: lulin315@126.com PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 ABSTRACT    CO2 -enhanced oil recovery (CO2 -EOR) technology is the process of capturing CO2 , transporting the captured CO2 to a storage  site,  and  injecting  the  captured  CO2 into  an  oil  field  to  enhance  oil  recovery.  CO2 -EOR  technology  can  greatly  increase  the profitability of oil fields. It is also a promising method for reducing CO2 emission and improving the environment. For these reasons, this technology has become increasingly important for the development of the global oil industry and has been widely explored. However, CO2 injection  significantly  increases  the  risk  of  corrosion  failure  of  tubing  steel.  As  such,  the  effect  of  CO2 on  the  stress  corrosion behavior of tubing steel should be investigated. In this study, the effect of CO2 partial pressure ( ) on the stress corrosion behavior of N80 steel was examined using an immersion test, a surface analysis technique, and an electrochemical technology. Results reveal that the influence of on the corrosion rate has an inflection point of approximately 1 MPa. When is 1  MPa,  the  corrosion  product  film  can  form  at  a  faster  rate,  and  the  corrosion  current  density  of  N80  steel  decreases  as 收稿日期: 2020−04−13 基金项目: 国家重点研发计划资助项目 (2018YFB0605502) 工程科学学报，第 42 卷，第 9 期：1182−1189，2020 年 9 月 Chinese Journal of Engineering, Vol. 42, No. 9: 1182−1189, September 2020 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.13.004; http://cje.ustb.edu.cn

崔怀云等：CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 ·1183· increases.The pH of the solution decreases continuously when CO2 is dissolved in solution.Consequently,the stress corrosion cracking (SCC)of N80 tubing steel occurs in an annulus environment.The SCC mechanism of N80 steel in the annulus environment of CO2 injection wells is the combination of anodic dissolution(AD)and hydrogen embrittlement(HE).Localized AD (pitting)is dominant in SCC at the initiation stage,and SCC is most likely initiated at Pco,of 1 MPa.At the crack growth stage,HE has a stronger effect on SCC than AD,the SCC easily grows with a high Pco and SCC sensitivity further improves KEY WORDS N80 tubing steel;annulus environment;CO2 partial pressure;electrochemical;stress corrosion CO,驱油技术已被证明是提高传统油藏采收 进行的.西南气田某二段气藏井管曾发生严重断 率的有效方法.该技术的应用愈发广泛，在提高油 裂事故，断口处腐蚀特征明显.分析发现腐蚀产物 藏采收率的同时，也实现了对CO2的地层封藏，这 均为FεCO3和铁氧化物，最终推断井中极有可能 正符合当下绿色环保的理念-)油气井中通常会 是CO2(溶液)环境下的应力腐蚀为主的油管断裂 采用封隔器将环空与外部环境的腐蚀介质隔离 事故.而CO2注人井环空环境中的CO2的分压大 然而，油管在生产过程中总会有一些缺陷，实际作 幅增加，会大大降低溶液的pH值、增强阳极溶解 业中，油管缺陷造成的渗漏现象时常发生，这种渗 和氢脆作用，其应力腐蚀敏感性会更强.但目前相 漏会导致服役的油套管发生腐蚀开裂 关研究还是空白 在油气工业中，由CO2局部腐蚀导致的失效 本工作使用高压釜对CO2注入井环空环境进 十分常见.其类型主要有点蚀、台地浸蚀、流动诱 行模拟，通过恒应变试样浸泡试验研究了N80油 使局部腐蚀).但CO2注入井的状况比较特殊，向 管钢在模拟CO2注入井环空环境中的应力腐蚀开 油藏注入高压CO2对油井有如下影响：其一，注入 裂行为规律，并结合电化学测试分析了其应力腐 的CO2会在井下一定深度形成相对较低的温度 蚀开裂的机理和影响因素，以期为CO2注入井的 (0~30℃).其二，注入介质在油管中形成高压环 腐蚀防护提供理论依据 境，井口的最大压力可达20MPa.高压会加剧注 1实验方法 入介质向环空中的渗透，大量CO2进入环空溶于 水，使得环空液的pH值低达3~4，导致油管应力 11实验材料及测试溶液 腐蚀敏感性增大 实验材料为N80钢，其化学成分在表1中列 环空处于是一种静止密闭状态，没有液体流 出.图1是体积分数4%硝酸酒精溶液浸蚀后的金 动，这使得点蚀发生的几率大大增加.点蚀坑会大 相照片，组织为贝氏体+铁素体 大增加材料的应力腐蚀敏感性.国内外学者已对 表1实验用N80钢化学成分（质量分数） 常压碳酸氢盐/碳酸盐溶液环境中的应力腐蚀行为 Table 1 Chemical composition of N80 steel used in the test 进行了大量研究-研究表明，在拉应力作 Si Mn Cr Mo 用下，应力腐蚀微裂纹会在点蚀坑处萌生，而在 0.277 0.3181.630.03590.0270.05030.0139 CO2驱注井环空中，渗漏的高压CO,会使油管发 生严重的点蚀，会大大增加其应力腐蚀危害.环空 中CO2溶于环空液后形成的环境为碳酸氢盐/碳酸 盐溶液体系，其应力腐蚀机制是阳极溶解(AD)和 氢脆(HE)的混合机制1Park等2o研究发现 X65管线钢在低pH碳酸氢盐溶液中的应力腐蚀 开裂(SCC)为穿晶应力腐蚀开裂(TGSCC),其应 力腐蚀开裂由点蚀萌生向应力腐蚀扩展，具有明 显的混合机制特征.Lu等对酸性土壤环境中 X70管线钢的应力腐蚀行为的研究表明，pH降低 20 um SCC敏感性会进一步加强，其阳极溶解和氢脆作 用均被加强.这与环空中仅存在CO2的条件极为 图1N80油管钢的金相组织 相似.然而，上述应力腐蚀相关的研究均在常压下 Fig.1 Microstructure of N80 tubing steel

PCO2 PCO2 increases. The pH of the solution decreases continuously when CO2 is dissolved in solution. Consequently, the stress corrosion cracking (SCC) of N80 tubing steel occurs in an annulus environment. The SCC mechanism of N80 steel in the annulus environment of CO2 injection wells is the combination of anodic dissolution (AD) and hydrogen embrittlement (HE). Localized AD (pitting) is dominant in SCC at the initiation stage, and SCC is most likely initiated at of 1 MPa. At the crack growth stage, HE has a stronger effect on SCC than AD, the SCC easily grows with a high , and SCC sensitivity further improves. KEY WORDS    N80 tubing steel；annulus environment；CO2 partial pressure；electrochemical；stress corrosion CO2 驱油技术已被证明是提高传统油藏采收 率的有效方法. 该技术的应用愈发广泛，在提高油 藏采收率的同时，也实现了对 CO2 的地层封藏，这 正符合当下绿色环保的理念[1−2] . 油气井中通常会 采用封隔器将环空与外部环境的腐蚀介质隔离. 然而，油管在生产过程中总会有一些缺陷，实际作 业中，油管缺陷造成的渗漏现象时常发生. 这种渗 漏会导致服役的油套管发生腐蚀开裂[3−4] . 在油气工业中，由 CO2 局部腐蚀导致的失效 十分常见. 其类型主要有点蚀、台地浸蚀、流动诱 使局部腐蚀[5] . 但 CO2 注入井的状况比较特殊，向 油藏注入高压 CO2 对油井有如下影响：其一，注入 的 CO2 会在井下一定深度形成相对较低的温度 （0～30 ℃）. 其二，注入介质在油管中形成高压环 境，井口的最大压力可达 20 MPa. 高压会加剧注 入介质向环空中的渗透，大量 CO2 进入环空溶于 水，使得环空液的 pH 值低达 3～4，导致油管应力 腐蚀敏感性增大[6] . 环空处于是一种静止密闭状态，没有液体流 动，这使得点蚀发生的几率大大增加. 点蚀坑会大 大增加材料的应力腐蚀敏感性. 国内外学者已对 常压碳酸氢盐/碳酸盐溶液环境中的应力腐蚀行为 进行了大量研究[7−12] . 研究表明[13−14] ，在拉应力作 用下，应力腐蚀微裂纹会在点蚀坑处萌生. 而在 CO2 驱注井环空中，渗漏的高压 CO2 会使油管发 生严重的点蚀，会大大增加其应力腐蚀危害. 环空 中 CO2 溶于环空液后形成的环境为碳酸氢盐/碳酸 盐溶液体系，其应力腐蚀机制是阳极溶解（AD）和 氢脆（HE）的混合机制[15−19] . Park 等[20] 研究发现 X65 管线钢在低 pH 碳酸氢盐溶液中的应力腐蚀 开裂（SCC）为穿晶应力腐蚀开裂（TGSCC），其应 力腐蚀开裂由点蚀萌生向应力腐蚀扩展，具有明 显的混合机制特征. Liu 等[18] 对酸性土壤环境中 X70 管线钢的应力腐蚀行为的研究表明，pH 降低 SCC 敏感性会进一步加强，其阳极溶解和氢脆作 用均被加强. 这与环空中仅存在 CO2 的条件极为 相似. 然而，上述应力腐蚀相关的研究均在常压下 进行的. 西南气田某二段气藏井管曾发生严重断 裂事故，断口处腐蚀特征明显. 分析发现腐蚀产物 均为 FeCO3 和铁氧化物，最终推断井中极有可能 是 CO2（溶液）环境下的应力腐蚀为主的油管断裂 事故. 而 CO2 注入井环空环境中的 CO2 的分压大 幅增加，会大大降低溶液的 pH 值、增强阳极溶解 和氢脆作用，其应力腐蚀敏感性会更强. 但目前相 关研究还是空白. 本工作使用高压釜对 CO2 注入井环空环境进 行模拟，通过恒应变试样浸泡试验研究了 N80 油 管钢在模拟 CO2 注入井环空环境中的应力腐蚀开 裂行为规律，并结合电化学测试分析了其应力腐 蚀开裂的机理和影响因素，以期为 CO2 注入井的 腐蚀防护提供理论依据. 1    实验方法 1.1    实验材料及测试溶液 实验材料为 N80 钢，其化学成分在表 1 中列 出. 图 1 是体积分数 4% 硝酸酒精溶液浸蚀后的金 相照片，组织为贝氏体+铁素体. 表 1    实验用 N80 钢化学成分（质量分数） Table 1    Chemical composition of N80 steel used in the test % C Si Mn P S Cr Mo 0.277 0.318 1.63 0.0359 0.027 0.0503 0.0139 F B 20 μm 图 1    N80 油管钢的金相组织 Fig.1    Microstructure of N80 tubing steel 崔怀云等： CO2 分压对 N80 油管钢在 CO2 驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 · 1183 ·

1184 工程科学学报，第42卷.第9期 根据某油田CO2驱注井环空保护液的成分分 均平行于管材轴向2.试验前将试样沿着长度方 析结果确定了实验室模拟溶液成分：2.71gL 向逐级打磨至2000砂纸，依次用丙酮、酒精清洗 NaHCO3、6.15 g'L NaC、0.33 g'L Na2SO4.使用 吹干后备用.三点弯试样的加载方式依据GBT 体积分数10%HC1水溶液将环空模拟液的pH值 15970.2实施，三点弯试样加载后凸形面中点的弹 调至4，试验前使用高纯氨气对溶液进行预除氧， 性应力通过式(1)计算为0.9RL(RL为屈服强 氮气速率为150cm3min,除氧时间为1hL-2叫 度)，浸泡试验均在高压釜中进行，溶液pH值为4， 1.2电化学测试方法 Pco2=l,4MPa,气体总压Po=9MPa,试验温度为 电化学试验试样尺寸均为10mm×10mm×3mm, 室温，浸泡时间为720h,每个水平下的浸泡试验 与铜导线焊接后使用环氧树脂密封，测试面积为 均有3个平行样.高压釜使用方法与电化学测试 1cm2.测试前，试样的测试面需用磨砂纸逐级打磨 中相同，加压完毕后试验正式开始，开始计时 至2000目砂纸，然后使用丙酮脱脂，去离子水冲 6Ety g= (1) 洗，干燥后备用.高压电化学测试均在容积为1L H2 的高压釜中进行.测试时，将测试溶液与试样装入 式中：o为最大拉应力，Pa;E为弹性模量，Pa;t为 高压釜中；密闭高压釜后通入高纯氮气除氧1h 试样厚度，m;y为最大挠度，m;H为外支点间的距 向釜中加压时，先通入CO2至预定压力，然后通入 离，m N2加压至9MPa.试验条件为：pH值为4，CO2分 1.4表面形貌观察 压Pco,=0,0.6,1,2,3,4MPa,气体总压Po=9MPa, 浸泡试验结束后将试样取出，先使用相机拍 试验温度为室温 摄试样宏观照片，然后将U型弯顶端到弯曲1/2处 本文使用EG&GM2273电化学工作站测试极 和三点弯内支点及内外支点中间处切割下来；使 化曲线和电化学阻抗谱。电解池中使用三电极体 用除锈液(500 mL HCI+-500mLH,O+3g六次甲基 系，其中铂片电极作为辅助电极，银/氯化银电极作 四胺)超声波清洗lmin去除切取部分的腐蚀产 为参比电极，N80钢试样作为研究电极.使用动电 物，然后使用去离子水清洗，最后使用酒精清洗， 位法测试极化曲线，电位从阴极向阳极方向扫描， 吹干后使用Quanta250型扫描电镜观察试样表面 扫描范围为-500~800mV(vs OCP),扫描速度为 微观形貌 0.5mVs.交流阻抗谱在开路电位下进行测量，扰 2结果与讨论 动电位为10mV,频率范围为10mHz~100kHz;测 试后使用ZsimpWin软件对阻抗数据进行拟合，为 2.1CO2分压对N80钢电化学行为的影响 确保试验结果的可信度，每个水平下的试验至少 为了分析注人井环空环境中的SCC机制及其 重复3次 影响因素，在不同CO2分压下测试了N80钢的极 1.3恒应变试样浸泡试验 化曲线5，结果如图2所示.由图可见，C02分压 浸泡试验采用U型弯试样(86mm×12mm×2mm) 从0增加到0.6MPa时，N80钢的阴极曲线大幅右 和三点弯试样(95mm×14mm×2mm),其长度方向 移，但阳极曲线变化较小，导致腐蚀电位Eor升 0.2 (a) -Pco2=0.0 MPa 0.2(b) -Pco,=1.0 MPa 0 ·Pcm0.6MPa -Pco2=1.0 MPa Pco2=2.0 MPa 0 -0.2 --Pcoz=3.0 MPa -0.2 Pco2-4.0 MPa -0.4 -0.4 孟08 -0.6 -0.8 -1.0 -1.0 -1.2 -.2 -14 10-7 10+ 105 10103 102 10-7106 10310-10-3 10P2 i/(A'cm) i/(A'cm) 图2N80钢在不同CO2分压下的极化曲线.(a)Pco,=0~1.0MPa:(b)Pco,=1.0~4.0MPa Fig.2 Polarization curves of N80 steel under different partial pressures of CO2:(a)Pco,=0-1.0 MPa;(b)Pco,=1.0-4.0 MPa

根据某油田 CO2 驱注井环空保护液的成分分 析结果确定了实验室模拟溶液成分 ： 2.71 g·L−1 NaHCO3、6.15 g·L−1 NaCl、0.33 g·L−1 Na2SO4 . 使用 体积分数 10% HCl 水溶液将环空模拟液的 pH 值 调至 4，试验前使用高纯氮气对溶液进行预除氧， 氮气速率为 150 cm3 ·min，除氧时间为 1 h·L−1[21] . 1.2    电化学测试方法 PCO2 电化学试验试样尺寸均为 10 mm×10 mm×3 mm， 与铜导线焊接后使用环氧树脂密封，测试面积为 1 cm2 . 测试前，试样的测试面需用磨砂纸逐级打磨 至 2000 目砂纸，然后使用丙酮脱脂，去离子水冲 洗，干燥后备用. 高压电化学测试均在容积为 1 L 的高压釜中进行. 测试时，将测试溶液与试样装入 高压釜中；密闭高压釜后通入高纯氮气除氧 1 h. 向釜中加压时，先通入 CO2 至预定压力，然后通入 N2 加压至 9 MPa. 试验条件为：pH 值为 4，CO2 分 压 =0, 0.6, 1, 2, 3, 4 MPa，气体总压 Ptot=9 MPa， 试验温度为室温. 本文使用 EG&G M2273 电化学工作站测试极 化曲线和电化学阻抗谱. 电解池中使用三电极体 系，其中铂片电极作为辅助电极，银/氯化银电极作 为参比电极，N80 钢试样作为研究电极. 使用动电 位法测试极化曲线，电位从阴极向阳极方向扫描， 扫描范围为−500～800 mV（vs OCP），扫描速度为 0.5 mV·s−1 . 交流阻抗谱在开路电位下进行测量，扰 动电位为 10 mV，频率范围为 10 mHz～100 kHz；测 试后使用 ZsimpWin 软件对阻抗数据进行拟合. 为 确保试验结果的可信度，每个水平下的试验至少 重复 3 次. 1.3    恒应变试样浸泡试验 浸泡试验采用U 型弯试样（86 mm×12 mm×2 mm） 和三点弯试样（95 mm×14 mm×2 mm），其长度方向 PCO2 均平行于管材轴向[22] . 试验前将试样沿着长度方 向逐级打磨至 2000#砂纸，依次用丙酮、酒精清洗 吹干后备用. 三点弯试样的加载方式依据 GB/T 15970.2 实施，三点弯试样加载后凸形面中点的弹 性应力通过式 （ 1）计算 为 0.9 ReL（ ReL 为屈服强 度），浸泡试验均在高压釜中进行，溶液 pH 值为 4， =1, 4 MPa，气体总压 Ptot=9 MPa，试验温度为 室温，浸泡时间为 720 h，每个水平下的浸泡试验 均有 3 个平行样. 高压釜使用方法与电化学测试 中相同，加压完毕后试验正式开始，开始计时. σ= 6Ety H2 （1） 式中：σ 为最大拉应力，Pa；E 为弹性模量，Pa；t 为 试样厚度，m；y 为最大挠度，m；H 为外支点间的距 离，m. 1.4    表面形貌观察 浸泡试验结束后将试样取出，先使用相机拍 摄试样宏观照片，然后将 U 型弯顶端到弯曲 1/2 处 和三点弯内支点及内外支点中间处切割下来；使 用除锈液（500 mL HCl+500 mL H2O+3 g 六次甲基 四胺）超声波清洗 1 min 去除切取部分的腐蚀产 物，然后使用去离子水清洗，最后使用酒精清洗， 吹干后使用 Quanta250 型扫描电镜观察试样表面 微观形貌. 2    结果与讨论 2.1    CO2 分压对 N80 钢电化学行为的影响 为了分析注入井环空环境中的 SCC 机制及其 影响因素，在不同 CO2 分压下测试了 N80 钢的极 化曲线[15, 18] ，结果如图 2 所示. 由图可见，CO2 分压 从 0 增加到 0.6 MPa 时，N80 钢的阴极曲线大幅右 移，但阳极曲线变化较小，导致腐蚀电位 Ecorr 升 10−7 10−6 10−5 10−4 10−3 10−2 −1.4 −1.2 −1.0 −0.8 −0.6 −0.4 −0.2 0 0.2 E/V vs SCE i/(A·cm−2) E/V vs SCE i/(A·cm−2) PCO2 =0.0 MPa PCO2 =0.6 MPa PCO2 =1.0 MPa PCO2 =1.0 MPa PCO2 =2.0 MPa PCO2 =3.0 MPa PCO2 =4.0 MPa (a) (b) 10−7 10−6 10−5 10−4 10−3 10−2 −1.2 −1.0 −0.8 −0.6 −0.4 −0.2 0 0.2 图 PCO2 PCO2  2    N80 钢在不同 CO2 分压下的极化曲线. （a） =0～1.0 MPa；（b） =1.0～4.0 MPa PCO2 PCO2 Fig.2    Polarization curves of N80 steel under different partial pressures of CO2 : (a) =0–1.0 MPa; (b) =1.0–4.0 MPa · 1184 · 工程科学学报，第 42 卷，第 9 期

崔怀云等：CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 ·1185· 高：当CO2分压继续升高时N80钢的阳极极化曲 化，而在混合机制的应力腐蚀开裂体系中，析氢电 线基本不变，但阴极曲线先右移后略左移动.这种 流正比于应力腐蚀开裂敏感性；R,可以反映腐 现象表明，CO2的存在能够大幅度促进阴极析氢 蚀过程中的整体阻力，R,减小则会促进阴极析氢 反应，且由于阴阳极反应的平衡导致Ecr升高，阳 反应和阳极溶解过程，加快腐蚀.而由此可知环空 极溶解和析氢过程均相较无CO2时被大幅促进. 环境中CO2的渗入会大幅增加应力腐蚀开裂敏感 亦即CO2分压增大同时促进了阳极溶解和氢脆作 性，且在Pco=1MPa时敏感性最大.而由图5(b) 用.但当Pco2高于1MPa时，N80钢的阴极曲线略 可见N80钢在模拟环境中的Eeor随着CO2分压的 微左移，可能是H与CO2的竞争吸脱附所致.但 增大而正移，在Pco,高于1MPa时呈现稳定趋势， 这时的析氢和阳极溶解电流仅略微减小，亦即应 这种变化说明CO2分压增大促进了阴极析氢反 力腐蚀开裂的敏感性仍会保持在较高水平. 应，且由于碳酸的弱酸性特征pH值达到稳定，该 图3为N80油套管钢在不同CO2分压下的电 反应在Pco,高于IMPa时基本达到活化控制状态， 化学阻抗谱.拟合阻抗谱所使用的等效电路图如 传质过程影响减弱.这会导致金属表面的腐蚀产 图4所示，其中图4(a)为Pco2=0MPa时的等效电 物层溶解加剧，局部活性点增多，局部腐蚀更容易 路图，图4(b)为Pco,>0MPa时的等效电路图 萌生，亦即氢脆在应力腐蚀开裂过程中的作用加 R表示溶液电阻，Q。表示腐蚀产物膜电容，Roe表 强.这需要结合后文其它试验结果进行综合分析 示腐蚀产物层孔隙电阻，Q表示界面双电层电 2.2恒应变试样高压浸泡试验 容，R表示电荷转移电阻，L表示反应物产物在电 为了结合电化学研究结果，准确分析N80钢 极吸脱附所引起的电感，R表示电感电阻.Rpe 的应力腐蚀开裂行为与机制，采用三点弯试样浸 R和R均表示腐蚀过程的阻力，它们的耦合效果为 泡试验研究了其应力腐蚀开裂行为.由于三点弯 R,由图3(a)可以看出，当模拟环境中存在CO2 曲试样的等效应力在弹性应力范围，与实际油管 时，N80钢的电化学阻抗谱图中出现了感抗弧，而 的表观受力水平相当，适用于研究服役条件下的 Pco,=0MPa时没有.这是因为有CO2存在时，腐 应力腐蚀行为.图6为N80油套管钢三点弯试样 蚀生成的Fe2+会与溶液中的HCo5、Co等形成 在1和4 MPa CO2分压下的高压浸泡表面形貌，其 FeCO3沉淀；酸性条件下，FeCO3和H在钢表面的 中宏观图片为除锈前的形貌，微观扫描电镜图片 反复吸脱附导致阻抗谱出现感抗弧.FCO,沉淀 为除锈后的表面形貌.从中可以看出，三点弯试样 的生成在整体上会产生腐蚀速率减小的现象，但 未发生断裂，也没有发现明显的裂纹.但在不同 钢表面仍存在大量活性点，导致局部腐蚀的发生 CO2分压下N80钢均发生了均匀腐蚀，表面覆盖 (点蚀)，其会促进应力腐蚀开裂的发生 了一层黑色腐蚀产物.清除腐蚀产物后，在扫描电 图5为拟合极化曲线得到Ecor、腐蚀电流ieor 子显微镜下观察到了明显的点蚀.点蚀坑密集.对 及通过阻抗谱拟合结果获得的1/R,(R,=Rore+R+RL) 比发现，Pco,=lMPa条件下的点蚀坑的数量、直 与CO2分压之间的关系图.由图5可以看出ior 径和深度远大于Pco2=4MPa时的点蚀坑；点蚀主 和1/R,随CO2分压变化的趋势吻合，均在Pco,= 要发生在三点弯中间受力最大区域.这表明CO2 lMPa时出现峰值.icor能够反映析氢电流的变 分压的增大抑制了点蚀的发展，而应力的作用会 2500@500 Pco,=0.0 MPa 60 (b) ■ Pcoz-0.0 MPa ·Pc=0.6MPa .Pco:-0.6 MPa 2000 APco2=1.0 MPa Pco2=1.0MPa E100 Pcoz=2.0 MPa 30 Pcoz=2.0 MPa 1500 Pco,=3.0 MPa t心ao6663e g 100300500Pcm=4.0MPa 1000 Re2ZQm） ■ itted Pco2=3.0 MPa 10 Pco2=4.0 MPa 500 fitted 102 好8666 4 500 100015002000 2500 101 102 10- 10101102 10 104 10s Re Z/(O'cm2) Frequency/Hz 图3N80钢在不同CO2分压下的电化学阻抗谱.(a)Nyquist图：(b)Bode图 Fig.3 Electrochemical impedance spectroscopy of N80 steel under different partial pressures of CO,:(a)Nyquist;(b)Bode

PCO2 高；当 CO2 分压继续升高时 N80 钢的阳极极化曲 线基本不变，但阴极曲线先右移后略左移动. 这种 现象表明，CO2 的存在能够大幅度促进阴极析氢 反应，且由于阴阳极反应的平衡导致 Ecorr 升高，阳 极溶解和析氢过程均相较无 CO2 时被大幅促进. 亦即 CO2 分压增大同时促进了阳极溶解和氢脆作 用. 但当 高于 1 MPa 时，N80 钢的阴极曲线略 微左移，可能是 H 与 CO2 的竞争吸脱附所致. 但 这时的析氢和阳极溶解电流仅略微减小，亦即应 力腐蚀开裂的敏感性仍会保持在较高水平. PCO2 PCO2 PCO2 HCO− 3 CO2− 3 图 3 为 N80 油套管钢在不同 CO2 分压下的电 化学阻抗谱. 拟合阻抗谱所使用的等效电路图如 图 4 所示，其中图 4（a）为 =0 MPa 时的等效电 路图 ， 图 4（ b） 为 >0  MPa 时的等效电路图 . Rs 表示溶液电阻，Qc 表示腐蚀产物膜电容，Rpore 表 示腐蚀产物层孔隙电阻，Qdl 表示界面双电层电 容，Rt 表示电荷转移电阻，L 表示反应物/产物在电 极吸脱附所引起的电感，RL 表示电感电阻. Rpore、 Rt 和 RL 均表示腐蚀过程的阻力，它们的耦合效果为 Rp . 由图 3（a）可以看出，当模拟环境中存在 CO2 时，N80 钢的电化学阻抗谱图中出现了感抗弧，而 =0 MPa 时没有. 这是因为有 CO2 存在时，腐 蚀生成 的 Fe2+会与溶液中的 、 等 形 成 FeCO3 沉淀；酸性条件下，FeCO3 和 H 在钢表面的 反复吸脱附导致阻抗谱出现感抗弧. FeCO3 沉淀 的生成在整体上会产生腐蚀速率减小的现象，但 钢表面仍存在大量活性点，导致局部腐蚀的发生 （点蚀），其会促进应力腐蚀开裂的发生. PCO2 图 5 为拟合极化曲线得到 Ecorr、腐蚀电流 icorr 及通过阻抗谱拟合结果获得的 1/Rp (Rp=Rpore+Rt+RL) 与 CO2 分压之间的关系图. 由图 5 可以看出 icorr 和 1/Rp 随 CO2 分压变化的趋势吻合，均在 = 1 MPa 时出现峰值. icorr 能够反映析氢电流的变 PCO2 PCO2 PCO2 化，而在混合机制的应力腐蚀开裂体系中，析氢电 流正比于应力腐蚀开裂敏感性[15] ；Rp 可以反映腐 蚀过程中的整体阻力，Rp 减小则会促进阴极析氢 反应和阳极溶解过程，加快腐蚀. 而由此可知环空 环境中 CO2 的渗入会大幅增加应力腐蚀开裂敏感 性，且在 =1 MPa 时敏感性最大. 而由图 5（b） 可见 N80 钢在模拟环境中的 Ecorr 随着 CO2 分压的 增大而正移，在 高于 1 MPa 时呈现稳定趋势， 这种变化说明 CO2 分压增大促进了阴极析氢反 应，且由于碳酸的弱酸性特征 pH 值达到稳定，该 反应在 高于 1 MPa 时基本达到活化控制状态， 传质过程影响减弱. 这会导致金属表面的腐蚀产 物层溶解加剧，局部活性点增多，局部腐蚀更容易 萌生，亦即氢脆在应力腐蚀开裂过程中的作用加 强. 这需要结合后文其它试验结果进行综合分析. 2.2    恒应变试样高压浸泡试验 PCO2 PCO2 为了结合电化学研究结果，准确分析 N80 钢 的应力腐蚀开裂行为与机制，采用三点弯试样浸 泡试验研究了其应力腐蚀开裂行为. 由于三点弯 曲试样的等效应力在弹性应力范围，与实际油管 的表观受力水平相当，适用于研究服役条件下的 应力腐蚀行为. 图 6 为 N80 油套管钢三点弯试样 在 1 和 4 MPa CO2 分压下的高压浸泡表面形貌，其 中宏观图片为除锈前的形貌，微观扫描电镜图片 为除锈后的表面形貌. 从中可以看出，三点弯试样 未发生断裂，也没有发现明显的裂纹. 但在不同 CO2 分压下 N80 钢均发生了均匀腐蚀，表面覆盖 了一层黑色腐蚀产物. 清除腐蚀产物后，在扫描电 子显微镜下观察到了明显的点蚀，点蚀坑密集. 对 比发现， =1 MPa 条件下的点蚀坑的数量、直 径和深度远大于 =4 MPa 时的点蚀坑；点蚀主 要发生在三点弯中间受力最大区域. 这表明 CO2 分压的增大抑制了点蚀的发展，而应力的作用会 0 500 1000 1500 2000 2500 0 500 1000 1500 2000 2500 Im Z/(Ω·cm2) Im Z/(Ω·cm2) Re Z/(Ω·cm2 ) Re Z/(Ω·cm2 ) PCO2 =0.0 MPa PCO2 =0.6 MPa PCO2 =1.0 MPa PCO2 =2.0 MPa PCO2 =3.0 MPa PCO2 =4.0 MPa itted 100 300 500 100 300 500 (a) (b) |Z|/(Ω·cm2) PCO2 =0.0 MPa PCO2 =0.6 MPa PCO2 =1.0 MPa PCO2 =2.0 MPa PCO2 =3.0 MPa PCO2 =4.0 MPa 0 20 40 60 Phase/(°) Frequency/Hz 10−2 10−1 10 101 102 103 104 105 101 102 103 fitted 图 3    N80 钢在不同 CO2 分压下的电化学阻抗谱. （a） Nyquist 图；（b） Bode 图 Fig.3    Electrochemical impedance spectroscopy of N80 steel under different partial pressures of CO2 : (a) Nyquist; (b) Bode 崔怀云等： CO2 分压对 N80 油管钢在 CO2 驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 · 1185 ·

·1186 工程科学学报，第42卷，第9期 (a) 于典型的应力腐蚀开裂裂纹，裂纹扩展模式为穿 R 晶型；Pco,=4MPa时试样表面的裂纹更多，裂纹窄 长，深度更深：这种窄且深的裂纹更易导致材料断 裂失效.结合U形弯和三点弯曲试样浸泡结果可 知，CO2分压大于1MPa后，随着分压的增大SCC 萌生的阻力加大但扩展的阻力减小，即分压增大 能加快应力腐蚀开裂的速度 2.3讨论 在油井长期服役过程中，由于油管自生缺陷 0000 或腐蚀穿透等原因，注人井中的CO2会逐渐向环 困4N80钢在不同CO2分压下的电化学阻抗谱等效电路.(a)Pco,= 空中渗漏，使得油井环空中的CO2分压不断升高 0 MPa;(b)Pcoz>0 MPa 在高压CO2环境中，不同CO2分压下N80油管钢 Fig.4 Equivalent circuits of N80 steel under different conditions: 的应力腐蚀腐蚀行为有所不同.CO2进入环空液 (a)Pco,=0 MPa;(b)Pco,>0 MPa 后会发生如下反应：3-2 促使点蚀的萌生发展，在材料服役后期，应力腐蚀 C02+H20+H2CO3 (2) 裂纹将在点蚀坑处萌生发展，最终导致材料断裂 H2CO3+H++HCO3 (3) 三点弯试样浸泡结果与电化学结果吻合 HCO+H*+CO2- (4) 由三点弯试样浸泡试验可过可知，在实验室 模拟条件下应力腐蚀裂纹的孕育期较长.为了在 CO2溶解在水中生成弱酸一碳酸，使得环空液 较短时间内观察到应力腐蚀裂纹的发生，本研究 的pH值下降，这将促进阴极析氢反应，加速油套 采用了U形弯试样浸泡试验进行了进一步研究 管的腐蚀，反应如下.环境中的CO2分压越高，溶 U弯试样所受应力较大，且存在局部应变，可以加 液的pH值越低，氢的平衡电位正移：这使得析氢 速应力腐蚀裂纹的萌生发展，并能模拟油管表面 反应与铁溶解反应耦合后的混合电位一自然腐蚀 存在局部应力集中或局部应变损伤的情况对应力 电位正移，造成图2和图3中随着CO2分压升高， 腐蚀裂纹的加速效果.图7为N80油套管钢U形 极化曲线上移，Eom正移的现象 弯试样在不同CO2分压下的高压浸泡720h后的 Fe→Fe2++2e (5) 表面形貌，其中宏观图片为除锈前的形貌，微观图 Ht+e→Hlad (6) 片为除锈后的表面形貌.从中可以看出，在不同 在高压CO2环境下，阳极溶解过程将通过式 CO2分压下N80钢表面均存在点蚀坑及一系列相 (5)进行，最终生成Fe;阴极过程则为析氢反应 互平行且垂直于应力方向的裂纹，部分点蚀坑被 极快的阴极析氢反应会导致大量的吸附态原子氢 裂纹贯穿.这表明裂纹是从点蚀坑处萌生发展的 在钢表面堆积（式(6）)，大幅度促进氢向钢基体内 Pco,=lMPa条件下试样表面的裂纹直且宽大，属 部扩散，增大了N80钢的应力腐蚀敏感性.而刷烈 0.007 -(a) -550 (b) 0.006 80 -600 0.005 60 -650 0.004 -700 0.003 40 7350 0.002 20 -800 0.001 -850 0.000 -9001 2 Pco,/MPa Pco,/MPa 图5不同参数与CO2分压的关系图.(a)1R,、iom与Pco,的关系：(b)Em与Pco,的关系 Fig.5 Relation between Pco and different parameters:(a)relation between Pco and 1/R(b)relation between Pco and Eom

促使点蚀的萌生发展，在材料服役后期，应力腐蚀 裂纹将在点蚀坑处萌生发展，最终导致材料断裂. 三点弯试样浸泡结果与电化学结果吻合. PCO2 由三点弯试样浸泡试验可过可知，在实验室 模拟条件下应力腐蚀裂纹的孕育期较长. 为了在 较短时间内观察到应力腐蚀裂纹的发生，本研究 采用了 U 形弯试样浸泡试验进行了进一步研究. U 弯试样所受应力较大，且存在局部应变，可以加 速应力腐蚀裂纹的萌生发展，并能模拟油管表面 存在局部应力集中或局部应变损伤的情况对应力 腐蚀裂纹的加速效果. 图 7 为 N80 油套管钢 U 形 弯试样在不同 CO2 分压下的高压浸泡 720 h 后的 表面形貌，其中宏观图片为除锈前的形貌，微观图 片为除锈后的表面形貌. 从中可以看出，在不同 CO2 分压下 N80 钢表面均存在点蚀坑及一系列相 互平行且垂直于应力方向的裂纹，部分点蚀坑被 裂纹贯穿. 这表明裂纹是从点蚀坑处萌生发展的. =1 MPa 条件下试样表面的裂纹直且宽大，属 PCO2 于典型的应力腐蚀开裂裂纹，裂纹扩展模式为穿 晶型； =4 MPa 时试样表面的裂纹更多，裂纹窄 长，深度更深；这种窄且深的裂纹更易导致材料断 裂失效. 结合 U 形弯和三点弯曲试样浸泡结果可 知，CO2 分压大于 1 MPa 后，随着分压的增大 SCC 萌生的阻力加大但扩展的阻力减小，即分压增大 能加快应力腐蚀开裂的速度. 2.3    讨论 在油井长期服役过程中，由于油管自生缺陷 或腐蚀穿透等原因，注入井中的 CO2 会逐渐向环 空中渗漏，使得油井环空中的 CO2 分压不断升高. 在高压 CO2 环境中，不同 CO2 分压下 N80 油管钢 的应力腐蚀腐蚀行为有所不同. CO2 进入环空液 后会发生如下反应：[23−24] CO2 +H2O ↔ H2CO3 （2） H2CO3 ↔ H + +HCO− 3 （3） HCO− 3 ↔ H + +CO2− 3 （4） CO2 溶解在水中生成弱酸—碳酸，使得环空液 的 pH 值下降，这将促进阴极析氢反应，加速油套 管的腐蚀，反应如下. 环境中的 CO2 分压越高，溶 液的 pH 值越低，氢的平衡电位正移；这使得析氢 反应与铁溶解反应耦合后的混合电位—自然腐蚀 电位正移，造成图 2 和图 3 中随着 CO2 分压升高， 极化曲线上移，Ecorr 正移的现象. Fe → Fe2+ +2e− （5） H + +e − → [H]ads （6） 在高压 CO2 环境下，阳极溶解过程将通过式 （5）进行，最终生成 Fe2+；阴极过程则为析氢反应. 极快的阴极析氢反应会导致大量的吸附态原子氢 在钢表面堆积（式（6）），大幅度促进氢向钢基体内 部扩散，增大了 N80 钢的应力腐蚀敏感性. 而剧烈 (a) Rs Rpore Rpore Rt Rt Qc Qc Qd1 Qd1 Rs RL L (b) PCO2 PCO2 图 4    N80 钢在不同 CO2 分压下的电化学阻抗谱等效电路. （a） = 0 MPa；（b） >0 MPa PCO2 PCO2 Fig.4     Equivalent  circuits  of  N80  steel  under  different  conditions: (a) =0 MPa; (b) >0 MPa 0 1 2 3 4 0.000 0.001 0.002 0.003 0.004 0.005 0.006 0.007 (a) 1/Rp/( Ω−1 ·cm−2 ) PCO2 /MPa 1/Rp icorr 0 20 40 60 80 icorr /(µA·cm−2 ) (b) PCO2 /MPa 0 1 2 3 4 −900 −850 −800 −750 −700 −650 −600 −550 Ecorr/mV vs SCE 图 PCO2 PCO2  5    不同参数与 CO2 分压的关系图. （a） 1/Rp、icorr 与 的关系；（b） Ecorr 与 的关系 PCO2 PCO2 PCO2 Fig.5    Relation between and different parameters: (a) relation between and 1/Rp , icorr; (b) relation between and Ecorr · 1186 · 工程科学学报，第 42 卷，第 9 期

崔怀云等：CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 ·1187· (a) (b) 100μm 100m 1mm 1mm 100mm 100mm stress 100m 100um 图7U形弯试样浸泡720h后的表面形貌.(a)Pco,=1MPa stress (b)Pco2=4 MPa 图6三点弯试样浸泡720h后的表面形貌.(a)Pco,=1MPa: Fig.7 Surface profiles of U-bent specimens after 720 h of immersion: (b)Pco,=4 MPa (a)Pcoz=1 MPa;(b)Pco2=4 MPa Fig.6 Surface profiles of three-point loaded specimens after 720h of N80钢腐蚀速率在温度为90℃时的拐点为PcO,= immersion:(a)Pco2=1 MPa;(b)Pco,=4 MPa 2.5MPa.本工作的实验结果表明，温度为25℃时， 的阳极溶解会导致大量F®离子在钢表面生成， 腐蚀速率在Pco2=1MPa时出现拐点.当Pco2<1MPa 当Fe2+与Co?的浓度积超过FeCO3在水中的溶度 时，腐蚀速率较低，腐蚀产物膜成型慢，覆盖率较 积，FεCO3便在钢表面发生沉积.在高压CO2条件 低，对基体的保护效果较差；CO2分压增大，腐蚀 下，溶液呈酸性，FεCO3将不断沉积溶解（吸脱 电流密度增大.因此，Pco,=lMPa时浸泡试样表面 附)，析氢反应不断产生的吸附态原子氢也会形成 呈现数量众多尺寸较大的点蚀坑，浸泡试验除锈 氢气脱附2，这两种吸脱附作用促使交流阻抗谱 后的微观形貌呈现出坑坑注洼的表面，应力腐蚀 图中出现感抗弧.沉积的FeCO3生成图6、图7中 裂纹极易在这种点蚀坑处萌生.当CO2分压继续 宏观形貌中所示的黑色腐蚀产物膜，黑色腐蚀产 增大，钢基体腐蚀速率加快，腐蚀产物膜快速成 物膜对钢基体的保护性与其自生的致密性和完整 型，覆盖率较高，抑制了钢基体的腐蚀；浸泡试样 性有关，膜的致密性和完整性越高，其对腐蚀介质 除锈后的微观形貌表明腐蚀较为轻微，极化曲线 的隔离能力越强，对基体的保护作用越大. 测得的腐蚀电流密度也比Pco,=1MPa时的小（图2） 遗憾的是，在应力作用下，FeCO3腐蚀产物膜 Pco,=4MPa时浸泡试样表面的点蚀坑数量较少， 往往会发生开裂.这导致未被产物膜覆盖的区域 尺寸较小，因此，应力腐蚀裂纹的萌生相对较难 作为阳极与被产物膜覆盖的区域（阴极）构成腐蚀 从浸泡试样除锈后的微观形貌中也可以发现， 电偶，发生点蚀，造成图6、图7中的点蚀坑形貌， Pco2=lMPa时，试样表面腐蚀得更加严重 这些点蚀坑都将会成为应力腐蚀裂纹的萌生点P 除拉应力导致腐蚀产物膜开裂外，低pH下产 因此，环空环境中钢的腐蚀同时受环境pH和腐 物膜局部溶解也会导致金属露出新鲜表面（未被 蚀产物膜的性质两者的影响.李建平等27研究 产物膜覆盖).未被产物覆盖的区域优先溶解，促 N80、P110、SM110等常用油套管钢（非应力腐蚀） 进点蚀的发生并提高N80钢在环空中的应力腐蚀 时发现，随着C02分压的升高，由于腐蚀产物层的 敏感性.图7中U型弯浸泡试样微观形貌显示，应 变化，溶液对金属的腐蚀性先增强后减弱：其中 力腐蚀裂纹大都贯穿试样表面的腐蚀坑，这是由

CO2− 3 的阳极溶解会导致大量 Fe2+离子在钢表面生成， 当 Fe2+与 的浓度积超过 FeCO3 在水中的溶度 积，FeCO3 便在钢表面发生沉积. 在高压 CO2 条件 下 ，溶液呈酸性 ， FeCO3 将不断沉积溶解（吸脱 附），析氢反应不断产生的吸附态原子氢也会形成 氢气脱附[25] ，这两种吸脱附作用促使交流阻抗谱 图中出现感抗弧. 沉积的 FeCO3 生成图 6、图 7 中 宏观形貌中所示的黑色腐蚀产物膜. 黑色腐蚀产 物膜对钢基体的保护性与其自生的致密性和完整 性有关，膜的致密性和完整性越高，其对腐蚀介质 的隔离能力越强，对基体的保护作用越大. 遗憾的是，在应力作用下，FeCO3 腐蚀产物膜 往往会发生开裂. 这导致未被产物膜覆盖的区域 作为阳极与被产物膜覆盖的区域（阴极）构成腐蚀 电偶，发生点蚀，造成图 6、图 7 中的点蚀坑形貌， 这些点蚀坑都将会成为应力腐蚀裂纹的萌生点[26] . 因此，环空环境中钢的腐蚀同时受环境 pH 和腐 蚀产物膜的性质两者的影响. 李建平等[27] 研究 N80、P110、SM110 等常用油套管钢（非应力腐蚀） 时发现，随着 CO2 分压的升高，由于腐蚀产物层的 变化，溶液对金属的腐蚀性先增强后减弱；其中 PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 PCO2 N80 钢腐蚀速率在温度为 90 ℃ 时的拐点为 = 2.5 MPa. 本工作的实验结果表明，温度为 25 ℃ 时， 腐蚀速率在 =1 MPa 时出现拐点. 当 < 1 MPa 时，腐蚀速率较低，腐蚀产物膜成型慢，覆盖率较 低，对基体的保护效果较差；CO2 分压增大，腐蚀 电流密度增大. 因此， =1 MPa 时浸泡试样表面 呈现数量众多尺寸较大的点蚀坑，浸泡试验除锈 后的微观形貌呈现出坑坑洼洼的表面，应力腐蚀 裂纹极易在这种点蚀坑处萌生. 当 CO2 分压继续 增大，钢基体腐蚀速率加快，腐蚀产物膜快速成 型，覆盖率较高，抑制了钢基体的腐蚀；浸泡试样 除锈后的微观形貌表明腐蚀较为轻微，极化曲线 测得的腐蚀电流密度也比 =1 MPa 时的小（图 2）. =4 MPa 时浸泡试样表面的点蚀坑数量较少， 尺寸较小，因此，应力腐蚀裂纹的萌生相对较难. 从浸泡试样除锈后的微观形貌中也可以发现 ， =1 MPa 时，试样表面腐蚀得更加严重. 除拉应力导致腐蚀产物膜开裂外，低 pH 下产 物膜局部溶解也会导致金属露出新鲜表面（未被 产物膜覆盖）. 未被产物覆盖的区域优先溶解，促 进点蚀的发生并提高 N80 钢在环空中的应力腐蚀 敏感性. 图 7 中 U 型弯浸泡试样微观形貌显示，应 力腐蚀裂纹大都贯穿试样表面的腐蚀坑，这是由 (a) (b) stress 100 μm 100 μm 100 μm 100 μm PCO2 PCO2 图 6     三点弯试样浸泡 720  h 后的表面形貌.  （ a） =1  MPa； （b） =4 MPa PCO2 PCO2 Fig.6     Surface  profiles  of  three-point  loaded  specimens  after  720  h  of immersion: (a) =1 MPa; (b) =4 MPa 1 mm (a) (b) 100 mm 100 mm 1 mm stress PCO2 PCO2 图 7     U 形弯试样浸泡 720  h 后的表面形貌.  （ a） =1  MPa； （b） =4 MPa PCO2 PCO2 Fig.7    Surface profiles of U-bent specimens after 720 h of immersion: (a) =1 MPa; (b) =4 MPa 崔怀云等： CO2 分压对 N80 油管钢在 CO2 驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 · 1187 ·

·1188 工程科学学报，第42卷，第9期 于试样的点蚀坑处易产生用力集中，在阳极溶解 力腐蚀裂纹最易萌生；Pco,更高时应力腐蚀裂纹 作用下应力腐蚀裂纹开始萌生，材料的应力腐蚀 较窄，裂纹底部更易酸化，应力腐蚀裂纹更容易扩 开裂需经历3个阶段，即裂纹萌生，裂纹扩展和材 展，其敏感性进一步提高 料断裂281：U弯试样发生了塑形应变，而三点弯试 样仅发生弹性应变，三点弯试样所受的最大拉应 参考文献 力也仅为屈服强度的90%，正是由于试样所受应 [1]Mohsenzadeh A,Escrochi M,Afraz M V,et al.Non-hydrocarbon 力较小，在720h浸泡后，应力腐蚀裂纹仍无法在 gas injection followed by steam-gas co-injection for heavy oil 三点弯试样上萌生. recovery enhancement from fractured carbonate reservoirs.J 裂纹扩展是应力腐蚀开裂极为重要的过程 Petrol Sci Eng,2016,144:121 [2] 萌生的应力腐蚀裂纹经扩展后才会威胁材料的服 Wang S H.Multiphysical Simulation of CO:Enhanced Oil Recovery in Unconventional Reservoirs:from Fudamental 役寿命.当Pco,=lMPa时，较高的钢基体腐蚀速率 Physics to Simulator Developmenr[Dissertation].Colorado: 和较低的腐蚀产物膜覆盖率会使裂纹变宽（图7(a), Colorado School of Mines,2019 氢脆作用极小，不利于应力腐蚀裂纹的扩展，最终 3) Li M J.Study of the Corrosion Inhibition Mechanism and 萌生的裂纹可能变成尺寸很大的腐蚀浅坑；这种 Synergistic Effect of Inhibitor on Carbon Steel in COz 变宽的裂纹对材料服役寿命的威胁较小，当 System[Dissertation].Beijing:Beijing University of Chemical Pco2=4MPa时，腐蚀产物较高的覆盖率抑制了钢 Technology,2017 (李明杰.C0,体系中缓蚀剂对碳钢缓蚀机理和协同效应的研究 基体表面的腐蚀，数量较少的小尺寸点蚀坑使裂 学位论文].北京：北京化工大学，2017) 纹萌生变得相对较难；尽管极化曲线测得的平均 [4] Zhao Y,Xu YY,Zhu YY,et al.Research status on internal 腐蚀速率较低，但当腐蚀电流仅集中在裂纹内部 corrosion protection technology of oil gas transportation 时，裂纹尖端的腐蚀速率很快，使得裂纹更易向纵 pipeline.Equip Environ Eng,2018,15(6):53 深方向发展.CO2分压为4MPa时，应力腐蚀裂纹 (赵毅，许艳艳，朱原原，等，油气集输管道内防腐技术应用进展 的宽度较小，裂纹尖端与外界进行物质传输比较 装备环境工程，2018.15(6)：53) 困难；因此裂纹尖端酸化更严重，氢脆作用大幅度 [5]Zhang C.Study of the Corrosion Inhibition Mechanism and the 加强，裂纹扩展变得更加容易.因此，这种狭窄的 Synergistic Corrosion Inhibition Effect of Inhibitors CO/HS 裂纹对材料寿命的威胁极大.大幅度缩短材料的 System[Dissertation].Beijing:Beijing University of Chemical Technology,2018 服役寿命.温度、压力、介质等都会影响油管钢的 (张晨.CO2HS腐蚀体系中缓蚀剂的缓蚀机理及协同效应研究 应力腐蚀行为，外部条件（如温度）的变化必然会 [学位论文].北京：北京化工大学，2018) 改变应力腐蚀行为，相应的临界分压也会发生变 [6]Liu Z Y,Wang X Z,Liu R K,et al.Electrochemical and sulfide 化.具体如何变化还需要后续进行深入研究 stress corrosion cracking behaviors of tubing steels in a H2S/CO 3 annular environment.J Mater Eng Perform,2014,23(4):1279 结论 [7]Monnot M,Nogueira R P,Roche V,et al.Sulfide stress corrosion (1)CO2分压对N80钢在环空环境下腐蚀和 study of a super martensitic stainless steel in H,S sour 应力腐蚀行为有着重要的影响.CO2溶于水中会 environments:Metallic sulfides formation and hydrogen 使溶液pH值持续下降，促进阴极析氢反应和局部 embrittlement.App/SurfSci.2017,394:132 [8]Liu R K,Wang L X,Liu Z Y,et al.Effect of imidazoline corrosion 阳极溶解，进而促进应力腐蚀开裂的发生 inhibitor on stress corrosion cracking behavior of P110 steel in (2)CO2分压对腐蚀速率的影响存在一个拐 simulated annulus environment in CO2 injection wells.Stf 点，25℃时约为1MPa.当CO2分压低于1MPa时， Technol,2015,44(3):25 随CO2分压的增高，N80钢的应力腐蚀敏感性相 (刘然克，王立贤，刘智勇，等.咪唑啉类缓蚀剂对P110钢在 应增加：当CO,分压大于1MPa时，应力腐蚀敏感 CO,注入井环空环境中应力腐蚀行为的影响.表面技术，2015， 性变化较小，缓慢增大 44(3):25) (3)N80钢在CO2注入井环空环境中的应力 [9]Liu R K,Yin G J,Wei C Y,et al.Electrochemical corrosion behavior of P110 tubing steel in annular environment.Corros Sci 腐蚀开裂机制是阳极溶解和氢脆共同作用的混合 Prot Technol,2013,25(6):451 机制.应力腐蚀裂纹在萌生阶段局部阳极溶解作 (刘然克，尹国军，韦春艳，等.环空环境下P110油管钢的电化学 用（点蚀）为主导，在应力腐蚀裂纹生长阶段则以 腐蚀行为.腐蚀科学与防护技术，2013,25(6)：451) 氢脆作用为主导.Pco=lMPa时点蚀坑密度大，应 [10]Bao M Y,Ren C Q,Lei M Y,et al.Electrochemical behavior of

于试样的点蚀坑处易产生用力集中，在阳极溶解 作用下应力腐蚀裂纹开始萌生. 材料的应力腐蚀 开裂需经历 3 个阶段，即裂纹萌生，裂纹扩展和材 料断裂[28] ；U 弯试样发生了塑形应变，而三点弯试 样仅发生弹性应变，三点弯试样所受的最大拉应 力也仅为屈服强度的 90%，正是由于试样所受应 力较小，在 720 h 浸泡后，应力腐蚀裂纹仍无法在 三点弯试样上萌生. PCO2 PCO2 裂纹扩展是应力腐蚀开裂极为重要的过程， 萌生的应力腐蚀裂纹经扩展后才会威胁材料的服 役寿命. 当 =1 MPa 时，较高的钢基体腐蚀速率 和较低的腐蚀产物膜覆盖率会使裂纹变宽（图 7（a））， 氢脆作用极小，不利于应力腐蚀裂纹的扩展，最终 萌生的裂纹可能变成尺寸很大的腐蚀浅坑；这种 变宽的裂纹对材料服役寿命的威胁较小 . 当 =4 MPa 时，腐蚀产物较高的覆盖率抑制了钢 基体表面的腐蚀，数量较少的小尺寸点蚀坑使裂 纹萌生变得相对较难；尽管极化曲线测得的平均 腐蚀速率较低，但当腐蚀电流仅集中在裂纹内部 时，裂纹尖端的腐蚀速率很快，使得裂纹更易向纵 深方向发展. CO2 分压为 4 MPa 时，应力腐蚀裂纹 的宽度较小，裂纹尖端与外界进行物质传输比较 困难；因此裂纹尖端酸化更严重，氢脆作用大幅度 加强，裂纹扩展变得更加容易. 因此，这种狭窄的 裂纹对材料寿命的威胁极大. 大幅度缩短材料的 服役寿命. 温度、压力、介质等都会影响油管钢的 应力腐蚀行为，外部条件（如温度）的变化必然会 改变应力腐蚀行为，相应的临界分压也会发生变 化. 具体如何变化还需要后续进行深入研究. 3    结论 （1）CO2 分压对 N80 钢在环空环境下腐蚀和 应力腐蚀行为有着重要的影响. CO2 溶于水中会 使溶液 pH 值持续下降，促进阴极析氢反应和局部 阳极溶解，进而促进应力腐蚀开裂的发生. （2）CO2 分压对腐蚀速率的影响存在一个拐 点，25 ℃ 时约为 1 MPa. 当 CO2 分压低于 1 MPa 时， 随 CO2 分压的增高，N80 钢的应力腐蚀敏感性相 应增加；当 CO2 分压大于 1 MPa 时，应力腐蚀敏感 性变化较小，缓慢增大. PCO2 （3）N80 钢在 CO2 注入井环空环境中的应力 腐蚀开裂机制是阳极溶解和氢脆共同作用的混合 机制. 应力腐蚀裂纹在萌生阶段局部阳极溶解作 用（点蚀）为主导，在应力腐蚀裂纹生长阶段则以 氢脆作用为主导. =1 MPa 时点蚀坑密度大，应 力腐蚀裂纹最易萌生； PCO2更高时应力腐蚀裂纹 较窄，裂纹底部更易酸化，应力腐蚀裂纹更容易扩 展，其敏感性进一步提高. 参    考    文    献 Mohsenzadeh A, Escrochi M, Afraz M V, et al. Non-hydrocarbon gas  injection  followed  by  steam –gas  co-injection  for  heavy  oil recovery  enhancement  from  fractured  carbonate  reservoirs. J Petrol Sci Eng, 2016, 144: 121 [1] Wang  S  H. Multiphysical Simulation of CO2 Enhanced Oil Recovery in Unconventional Reservoirs: from Fundamental Physics to Simulator Development[Dissertation].  Colorado: Colorado School of Mines, 2019 [2] Li  M  J. Study of the Corrosion Inhibition Mechanism and Synergistic Effect of Inhibitor on Carbon Steel in CO2 System[Dissertation].  Beijing:  Beijing  University  of  Chemical Technology, 2017 （李明杰. CO2体系中缓蚀剂对碳钢缓蚀机理和协同效应的研究 [学位论文]. 北京: 北京化工大学, 2017） [3] Zhao  Y,  Xu  Y  Y,  Zhu  Y  Y,  et  al.  Research  status  on  internal corrosion  protection  technology  of  oil  &  gas  transportation pipeline. Equip Environ Eng, 2018, 15（6）: 53 （赵毅, 许艳艳, 朱原原, 等. 油气集输管道内防腐技术应用进展. 装备环境工程, 2018, 15（6）：53） [4] Zhang  C. Study of the Corrosion Inhibition Mechanism and the Synergistic Corrosion Inhibition Effect of Inhibitors CO2 /H2S System[Dissertation].  Beijing:  Beijing  University  of  Chemical Technology, 2018 （张晨. CO2 /H2S腐蚀体系中缓蚀剂的缓蚀机理及协同效应研究 [学位论文]. 北京: 北京化工大学, 2018） [5] Liu Z Y, Wang X Z, Liu R K, et al. Electrochemical and sulfide stress corrosion cracking behaviors of tubing steels in a H2S/CO2 annular environment. J Mater Eng Perform, 2014, 23（4）: 1279 [6] Monnot M, Nogueira R P, Roche V, et al. Sulfide stress corrosion study  of  a  super  martensitic  stainless  steel  in  H2S  sour environments:  Metallic  sulfides  formation  and  hydrogen embrittlement. Appl Surf Sci, 2017, 394: 132 [7] Liu R K, Wang L X, Liu Z Y, et al. Effect of imidazoline corrosion inhibitor  on  stress  corrosion  cracking  behavior  of  P110  steel  in simulated  annulus  environment  in  CO2 injection  wells. Surf Technol, 2015, 44（3）: 25 （刘然克, 王立贤, 刘智勇, 等. 咪唑啉类缓蚀剂对P110钢在 CO2注入井环空环境中应力腐蚀行为的影响. 表面技术, 2015, 44（3）：25） [8] Liu  R  K,  Yin  G  J,  Wei  C  Y,  et  al.  Electrochemical  corrosion behavior of P110 tubing steel in annular environment. Corros Sci Prot Technol, 2013, 25（6）: 451 （刘然克, 尹国军, 韦春艳, 等. 环空环境下P110油管钢的电化学 腐蚀行为. 腐蚀科学与防护技术, 2013, 25（6）：451） [9] [10] Bao M Y, Ren C Q, Lei M Y, et al. Electrochemical behavior of · 1188 · 工程科学学报，第 42 卷，第 9 期

崔怀云等：CO2分压对N80油管钢在CO2驱注井环空环境中应力腐蚀行为的影响 ·1189· tensile stressed P110 steel in COz environment.Corros Sci,2016 Qualifying Oilfield and Refinery Corrosion Inhibitors in the 112:585 Laboratory.ASTM International,2012 [11]Sun C,Li J K,Shuang S,et al.Effect of defect on corrosion [22]Central Iron Steel Research Institute,Shanghai Research behavior of electroless Ni-P coating in CO,-saturated NaCl Institute of Materials.GB/T 15970.2-2000 Corrosion of Metals solution.Corros Sci,2018,134:23 and Alloys-Stress Corrosion Testing Part 2:Preparation and Use [12]Sun C,Liu S B,Li J K,et al.Insights into the interfacial process in of Bent-Beam Specimens.Beijing:Standards Press of China,2000 electroless Ni-P coating on supercritical CO,transport pipeline as (钢铁研究总院，上海材料研究所.GB/T15970.2一2000金属和 relevant to carbon capture and storage.ACS Appl Mater Interfaces, 合金的腐蚀应力腐蚀试验-第2部分：弯梁试样的制备和应用. 2019,11(17):16243 北京：中国标准出版社，2000) [13]Zhu M,Du C W,Li X G,et al.Effect of AC current density on [23]Askari M,Aliofkhazraei M,Ghaffari S,et al.Film former stress corrosion cracking behavior of X80 pipeline steel in high pH corrosion inhibitors for oil and gas pipelines-a technical review.J carbonate/bicarbonate solution.Electrochim Acta,2014,117:351 Nat Gas Sci Eng,2018,58:92 [14]LeiX W,Feng YR.Fu AQ,et al.Investigation of stress corrosion [24]Zhang G A,Liu D,Li Y Z,et al.Corrosion behaviour of N80 cracking behavior of super 13Cr tubing by full-scale tubular goods carbon steel in formation water under dynamic supercritical CO corrosion test system.Eng Fail Anal,2015,50:62 condition.Corros Sci,2017,120:107 [15]Liu Z Y,Lu L,Huang Y Z,et al.Mechanistic aspect of non-steady [25]Zhang B.The Corrosion and Hydrogen Damage Behaviour of electrochemical characteristic during stress corrosion cracking of 10CrSiNiCu Steel in the Simulated Deep Sea an X70 pipeline steel in simulated underground water.Corrosion Environmen[Dissertation].Harbin:Harbin Engineering 2014,70(7):678 University,2014 [16]Liu Z Y,Li X G,Zhang Y R,et al.Relationship between (张博.模拟深海环境10 CrSiNiCu钢腐蚀及氢损伤行为研究[学 electrochemical characteristics and SCC of X70 pipeline steel in an 位论文].哈尔滨：哈尔滨工程大学，2014) acidic soil simulated solution.Acta Metall Sin (Engl Lett),2009, [26]Yu J,Zhang D P,Pan R S,et al.Electrochemical noise of stress 22(1):58 corrosion cracking of P110 tubing steel in sulphur-containing [17]Liu Z Y,Li X G,Du C W,et al.Effect of inclusions on initiation downhole annular fluid.Acta Metall Sin,2018,54(10):1399 of stress corrosion cracks in X70 pipeline steel in an acidic soil (余军，张德平，潘若生，等.井下含硫环空液中P110油管钢应力 environment.Corros Sci,2009,51(4):895 腐蚀开裂的电化学噪声特征.金属学报，2018,54(10)：1399) [18]Liu Z Y,Li X G,Du C W,et al.Stress corrosion cracking behavior [27]Li J P,Zhao G X,Wang Y,et al.Static corrosion of oil thimble of X70 pipe steel in an acidic soil environment.Corros Sci,2008. used in tarim oil field.J Chin Soc Corros Prot,2004,24(4):230 50(8):2251 (李建平，赵国仙，王玉，等.塔里木油田用油套管钢的静态腐蚀 [19]Parkins R N,Zhou S.The stress corrosion cracking of C-Mn steel 研究.中国腐蚀与防护学报，2004,24(4)：230) in COz-HCO-CO solutions.I:stress corrosion data.Corros [28]Yu J.Investigation on Stress Corrosion Cracking Mechanism and Sci,1997,39(1):159 Monitoring Method of P110 Tubing Steel in Simulated Annulus [20]Park J J,Pyun S I,Na K H,et al.Effect of passivity of the oxide Fluid Dissertation].Wuhan:Huazhong University of Science and film on low-pH stress corrosion cracking of API 5L X-65 pipeline Technology,2018 steel in bicarbonate solution.Corrosion,2002,58(4):329 (余军.P110油管钢在模拟环空液中的应力腐蚀开裂机理与监 [21]ASTM.ASTM G170 Standard Guide for Evaluating and 测方法研究[学位论文].武汉：华中科技大学，2018)

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