CO2腐蚀的产物膜及膜中物质交换通道的形成

用SEM分析CO2腐蚀过程中腐蚀产物膜及膜中物质交换通道的形成。在CO2腐蚀过程中形成的腐蚀产物FeCO3膜分为结构和成分各不相同的三层，且膜内有众多通道，造成腐蚀介质穿透膜进入金属表面腐蚀金属。宏观和微观通道形成的原因包括膜形成过程中的缺陷、膜在腐蚀介质中的溶解、应力造成的腐蚀产物膜的破裂等，正是由于膜中大量通道的存在造成材料严重的局部腐蚀。     

N80钢CO2腐蚀产物膜研究

在模拟油田CO2腐蚀环境下，用XRD、EDS和SEM研究了N80钢腐蚀产物膜的形成与发展情况。结果表明，在本试验条件下N80钢CO2腐蚀产物膜对基体具有一定的保护作用，可以降低腐蚀速率。腐蚀产物膜分3层，讨论了3层膜的结构特征与形成机理。初步研究了腐蚀产物膜的破坏特征。腐蚀产物膜的晶体类型是（Fe,Ca)CO3复盐。     

钢的高温高压CO2腐蚀产物膜研究进展

综述了近期国内外在CO2腐蚀产物膜方面的研究进展.其中重点阐述了钢在高温高压CO2环境中腐蚀产物膜的形成机理、主要影响因素、结构沉积过程，力学性能及电化学行为等，并讨论了有关CO2腐蚀产物膜方面的研究方向与内容.     

油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究进展

综述了国内外油气井开发过程中油套管钢CO2腐蚀产物膜的研究现状，包括：PCO2≤2MPa条件下膜的形成机理、组织结构、力学性能、离子选择渗透性及破损条件；同时指出在油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究方向。     

含1%Cr的N80钢CO2腐蚀产物膜特征

在模拟油田CO2腐蚀环境下，研究了含1％Cr的N80钢腐蚀产物膜的特征．结果表明，试验条件下Cr会在腐蚀产物膜中富积形成非晶态的Cr(OH)3．含1％Cr的N80油套管钢CO2腐蚀产物膜是由FeCO3晶体与Cr(OH)3混合构成。导致腐蚀产物膜具有阳离子选择性，使阳极反应受到抑制，腐蚀速率降低．腐蚀介质中的阴离子会穿过FeCO3晶体到达膜与基体界面，腐蚀基体金属，导致点蚀发生．     

油气管道CO2腐蚀过程中弹状流的影响

通过分析弹状流近壁面处的动力边界层和扩散边界层及弹状流对管壁CO2腐蚀的影响,发现弹状流动特性对管壁的质量传递、动量交换、管壁处的电化学腐蚀以及腐蚀产物膜的形成和破坏有显著的影响作用。提出弹状流动形态和CO2腐蚀产物膜特性是管壁腐蚀速率和腐蚀形态的重要影响因素,弹单元内的壁面切应力变化特性、正应力变化特性、壁面传质变化特性以及电化学腐蚀特性的非线性耦合作用是油气管道内壁CO2腐蚀的重要影响因素。在此基础上阐述了CO2腐蚀产物膜的微观结构、力学特性以及膜内的传质特性对腐蚀产物膜的形成、破坏以及修复作用。     

模拟塔里木油田环境中低Cr钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

通过高温高压腐蚀试验,运用SEM、XRD、EDS等分析技术.研究了普通P110与3Cr110钢在模拟塔里木油田现场环境中的CO2/H2S腐蚀特征.结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,这两种材料的腐蚀产物为FeCO3,3Cr110表现出良好的抗CO2均匀腐蚀及局部腐蚀能力,其平均腐蚀速率显著小于普通P110;模拟CO2/H2S腐蚀条件下,两种材料的均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境下的均匀腐蚀速率,表面腐蚀产物为FeS,H2S腐蚀占主导作用,Cr元素在低Cr钢腐蚀产物膜中的富集,其腐蚀产物Cr(OH)3改善了腐蚀产物膜的稳定性,显著提高了低Cr钢的抗均匀腐蚀及局部腐蚀能力.     

CO_2分压对N80油管钢CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜进行腐蚀模拟试验。采用失重法、SEM和XRD等手段研究了CO2分压对N80油管钢在100℃下CO2腐蚀行为的影响。结果表明,N80钢的腐蚀速率随CO2分压升高而上升。不同CO2分压下腐蚀类型与腐蚀产物膜宏观形貌的变化相对应,在低CO2分压下腐蚀产物膜完整覆盖。随着CO2分压的进一步升高,腐蚀产物膜由局部覆盖转而重新完整覆盖。相应地,N80钢在低CO2分压下发生全面腐蚀,然后随CO2分压的进一步升高,腐蚀类型由局部腐蚀向全面腐蚀过渡。     

P110钢高温高压下CO2腐蚀产物组织结构及电化学研究

模拟油气井深处CO2的超临界流体（35MPa、160℃）状态，在油田采出液中，对P110钢进行4—144h腐蚀测试；采用SEM、XRD、XPS、EIS等分析手段，对试样腐蚀产物膜进行组织结构及电化学交流阻抗分析。结果表明，在CO2含量为4％摩尔分数情况下，腐蚀产物膜在4—8h内迅速生成；48h内腐蚀产物膜由细小的FeCO3晶粒组成；48—144h之间，初始形成的FeCO3膜逐步转化为由（Fe、Ca）CO3、Fe2Ca2O5和CaCO3等腐蚀及沉积产物构成的晶粒细小的复合膜层。该腐蚀-沉积膜与基体结合力强、组织致密、无离子选择性渗透通道，厚度在48h后的腐蚀过程中变化很小。交流阻抗谱分析证明，该膜层对P110钢基体覆盖良好，具有很强的保护作用。     

温度对管线钢CO2腐蚀产物膜结构的影响

本文主要研究了温度对X65管线钢腐蚀产物膜结构的影响规律。试验结果表明，腐蚀温度提高以后，管线钢表面CO2腐蚀产物膜的晶体形态没有发生明显变化，但是腐蚀产物膜的厚度则变小；同时腐蚀产物膜的硬度和弹性膜量都降低，这主要是因为Ca元素在FeCO3晶体中的含量增加，弱化了FeCO3的晶体结构。     

低H2S、高CO2超深井环境中P110SS抗硫钢的腐蚀行为

目的研究高温条件下抗硫低合金钢P110SS在低H2S、高CO_2环境中的腐蚀行为。方法模拟我国西部酸性油田工况环境,利用高温高压设备,通过失重法测试腐蚀速率,并用SEM、EDS和XRD分析腐蚀产物。结果在8 MPa的纯CO_2环境中,腐蚀速率随温度升高而降低,210℃时为0.35 mm/a,腐蚀产物为碳酸盐。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀速率依然随温度升高而降低,150℃时为0.74 mm/a,腐蚀产物呈现双层结构,内层为结晶良好的FeCO_3,外层为FeS。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀加剧,且腐蚀速率随温度升高而增大,210℃时达2.78 mm/a,腐蚀产物主要为铁的硫化物,同时随腐蚀时间延长至2160 h,腐蚀速率有所降低。结论在纯CO2环境中,高温时生成的内层碳酸盐腐蚀产物膜相对完整,对基体的保护能力较强。当加入6 k Pa硫化氢时,腐蚀由CO_2主导,呈现与纯CO_2环境中相同的腐蚀速率规律,内层的FeCO_3细密均匀。当硫化氢分压升至165 k Pa时,腐蚀由H_2S和CO_2混合控制,疏松破损的铁的硫化物无法对基体形成良好的保护,因此腐蚀速率显著升高。     

CO_2腐蚀速率半经验预测模型研究

以Nesic机制为基础,建立了新的腐蚀速率预测模型,着重考虑了离子在流体边界层和腐蚀产物膜中的传质速率,提出了腐蚀产物膜因子的实验确定方法.进一步,通过高温高压CO2腐蚀的实验,给出了从具体实验结果来分析和确定腐蚀产物膜影响因子的技术.分析了矿化度对腐蚀速率的影响规律,结果表明模型与实际情况符合良好.     

含Cr油套管钢CO2腐蚀产物膜特征

在模拟油田CO2腐蚀环境下，利用XRD、EDS、XPS和SEM研究了含Cr的N80钢腐蚀产物膜的特征。结果表明，本试验条件下Cr在腐蚀产物膜中富积，形成非晶态物质Cr（OH）3，使得腐蚀产物膜具有阳离子选择性，阳极反应受到抑制，腐蚀速率降低。     

油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素

综述了油气田开发中CO2腐蚀的严重性、腐蚀机理及影响因素。CO2腐蚀是一种典型的局部腐蚀，其腐蚀机理主要是腐蚀产物(FeCO3)或结垢产物(CaCO3)在钢铁表面不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电耦。影响CO2腐蚀的因素较多，包括温度、CO2分压、流速及流型、OH值、腐蚀产物膜、CL，H2S和O2含量等。在实际油气田开发生产中，各种因素都可能同时出现，并相互影响，使CO2腐蚀呈现错综复杂的局面，关于这方面的工作尚待进一步的研究，     

油气开发中的CO2腐蚀

综述了油气开发中的CO2腐蚀特点、机理及预测模型.CO2腐蚀是一种典型的局部 腐蚀，腐蚀产物(FeCO3)或结垢产物(CaCO3)在钢铁表面不同的区域覆盖度不同.不同覆 盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电偶，CO2的局部腐蚀就是这种腐蚀电 偶作用的结果.建立CO2腐蚀速率预测模型对于油井管和集输管线的抗腐蚀设计具有重要 意义.     

CO2分压对碳钢海底管道CO2/H2S腐蚀的影响

目的：研究 CO2分压对 CO2/H2S腐蚀的影响规律,为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,对腐蚀前后的试样进行称量,计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌,通过 XRD 分析腐蚀产物膜成分。结果当 CO2/H2S 分压比较高（1200）时, CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a,随着CO2分压升高,腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO2/H2S分压比较低（200）时,CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a,CO2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO2/H2S分压比较高（1200）时,腐蚀产物以FeCO3为主,腐蚀受CO2控制;此时低CO2分压下的腐蚀产物膜较完整致密,高CO2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂,对基体保护性下降,因此腐蚀速率随CO2分压升高而增大。当CO2/H2S分压比较低（200）时,腐蚀产物以FeS为主,腐蚀受H2S控制;此时在不同CO2分压条件下,腐蚀产物均较完整致密,因此腐蚀速率相对较低,并未随着CO2分压升高显著增大。结论 CO2分压对CO2/H2S腐蚀速率的影响与CO2/H2S分压比密切相关,海底管道材料选择不仅要考虑CO2分压的影响,还要考虑CO2/H2S分压比的影响。     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

超级13Cr钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

在模拟某油田腐蚀环境中,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析,研究温度变化对超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明,随着温度的升高：超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率呈微上升的趋势,气相环境中试样的均匀腐蚀速率大于液相,但均远小于0．1mm／a,局部腐蚀严重。在温度为150℃的气相环境中,超级13Cr钢最大局部腐蚀速率可达2．1379mm／a,其7天实验的最大局部腐蚀坑深度可达41μm。XPS检测结果显示,超级13Cr钢表面钝化膜主要成分是非晶态的Cr2O3。