海洋油气资源丰富,管道建设发展迅速,但是腐蚀会严重威胁管道运行安全。WC13-1平台至FPSO海底管道膨胀弯管段内检测发现管段内管焊缝腐蚀缺陷共336个,最大腐蚀缺陷深度达到87%,内腐蚀严重。因此针对海底管道膨胀弯管段展开焊缝腐蚀机理及不同因素对焊缝腐蚀影响规律的研究具有极大的工程实践意义,为海底管道焊缝的腐蚀与防护提供理论依据。本文通过EDX、XRD对现场内管腐蚀产物进行检测,结合OLGA软件模拟管道流型流态,分析内管焊缝腐蚀类型和原因。对母材与焊缝进行拉伸实验、冲击实验、硬度实验,研究内管焊缝力学性能与耐蚀性的关系。利用金相组织实验,分析焊缝与母材的微观结构差异性及其与耐蚀性的关系。运用电化学实验与电偶腐蚀实验研究了内管焊缝区域各部位之间的电偶腐蚀行为。运用电化学实验研究内管焊缝在不同温度、C1-浓度条件下的极化曲线与阻抗谱图特征,从而分析其腐蚀规律。运用挂片实验,结合微观腐蚀形貌观察,研究CO2分压、介质流速对内管焊缝腐蚀的影响规律。基于现场样品检测与室内实验测试结果得到焊缝腐蚀机理,并通过电化学实验与挂片实验进行缓蚀剂研究。通过本文的研究内容主要得到以下5个方面的结论:(1)现场腐蚀产物成分主要为FeCO3、Fe3O4;膨胀弯内管焊缝试样中的S、P元素含量高于母材,Cr、Ni元素含量低于母材,导致焊缝耐蚀性差;管道内终点附近流速过大,易引起点蚀。(2)焊缝拉伸试样抗拉强度比母材试样小,焊缝抗拉伸变形能力比母材差;焊缝试样平均冲击功显著低于母材试样平均冲击功,焊缝抗变形断裂能力差;焊缝硬度值比母材大,含碳量高,耐蚀性能差;焊缝金相组织夹杂物较母材多且尺寸较大,抗应力腐蚀性能差。(3)内管焊缝、母材和热影响区中,焊缝的腐蚀电位最低,因此在同一腐蚀溶液中,焊缝和热影响区作为阳极腐蚀加速,母材作为阴极被保护。焊缝腐蚀电流密度最大,局部腐蚀速率最大,容易发生严重的局部腐蚀。(4)随温度升高,焊缝与母材腐蚀速率均增大,但焊缝腐蚀对温度敏感性更强;随Cl-浓度增大,Cr-对焊缝与母材腐蚀反应的阻力逐渐增大;随CO2分压升高,母材腐蚀产物膜对基体有一定保护作用,焊缝局部腐蚀逐渐加重;随介质流速增大,离子去极化作用逐渐增强,焊缝与母材腐蚀速率均增大,焊缝腐蚀速率大于母材,点蚀坑逐渐增大,呈典型的台地状局部腐蚀形貌。(5)缓蚀剂2-巯基苯并噻唑对焊缝缓蚀效果最好。缓蚀剂2-巯基苯并噻唑对焊缝腐蚀挂片缓蚀最佳浓度为350mg/L,腐蚀挂片表面腐蚀速率降低至0.0617mm/a,缓蚀率为 93.9%。