油管钢在饱和二氧化碳模拟油田液中的腐蚀研究

利用自制压力釜，通过失重法，分别研究了静态及动态条件下不同原油／水介质含量(体积)比对油管钢在CO2饱和的模拟油田液中的腐蚀影响，并通过环境扫描电镜、能谱、X-ray衍射及X射线光电子能谱对腐蚀产物膜的形貌、结构及组成进行了分析．结果表明：原油／水介质含量比对阴极析氢反应有显著影响，与CO2腐蚀速率的关系是：动态条件下，水介质含量为70％时，腐蚀速率出现波谷；动、静两种条件下，水介质含量为50％时，腐蚀速率各自出现一个波峰．腐蚀产物膜中含有复盐(Mn，Fe)CO3、(Ca，Mn)CO3及(Ca，Mn，Fe)CO3，腐蚀产物为FeCO3，在空气中不稳定，发生分解，最终生成Fe2O3．     

油气田中CO2腐蚀的预测模型

综述了油气田中CO2腐蚀速率的预测模型．关于CO2腐蚀速率的预测模型主要包括经验模型(Empirical models)，半经验模型(Semi—empirical models)和机理模型(Mechanistic models)三类．经验模型是根据实验室和油气田现场腐蚀数据建立的预测模型，这类模型比较简洁，与现场的试验数据吻合较好．半经验模型先根据腐蚀过程中的化学、电化学过程和介质的传输过程建立腐蚀速率相关的动力学模型，然后利用实验室数据以及现场数据确定各因素的影响因子．机理模型主要是应用腐蚀热力学、动力学以及物质扩散动力学，基于CO2腐蚀机理建立腐蚀速率的预测模型．由于CO2腐蚀的影响因素很多，腐蚀机理异常复杂，要建立准确、普适的预测模型较为困难．目前这三类预测模型均存在一定的不完善性，应对其进行更深入的研究和改进．     

二氧化碳对油气田压力容器的腐蚀与防护措施

介绍了二氧化碳均匀腐蚀和局部腐蚀的机理,详细分析了二氧化碳腐蚀的各种影响因素,包括温度、CO2分压、pH值和介质组成等影响因素,并着重对油气田压力容器二氧化碳腐蚀的防护措施进行了总结。     

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.     

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.     

CO2输送管道腐蚀研究进展

在碳捕获、利用与封存(CCUS)的研究中,CO_2管输中的腐蚀控制尤为重要。在CO_2管道腐蚀研究成果的基础上,归纳了CO_2输送管道的腐蚀速率、机理、过程及主要控制措施。研究显示H2O是产生腐蚀的主要因素,输送过程中水含量的均值不应超过0.038%(体积分数)。当存在SO2及O2时,管道的腐蚀速率将达到4.0 mm/a;当存在NO2时,管道的腐蚀速率将达到12 mm/a。O2含量较低时加速腐蚀,当O2含量大于0.057%(体积分数)时出现钝化现象,且腐蚀速率小于0.01 mm/a。CO_2腐蚀产物中的表层是Fe CO3等轴晶粒,中间为棒状晶粒且充满孔洞,最内层为致密的Fe CO3晶粒。形成过程为:钢材基体在最初溶解阶段形成Fe3C架构,Fe CO3晶粒沉积在表面,然后CO_22-和HCO3-向内扩散并与钢基体反应形成中间层和内层。工程中采用抗腐蚀管材、涂镀层管材、加注缓蚀剂以及阴极保护等措施克服腐蚀影响。     

镍基合金G3在高含H2S／CO2环境中的腐蚀影响因素研究

针对目前高含H2S和CO2油气田开发中的油套管严重腐蚀问题,通过动电位扫描、扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物膜等手段,研究了在高含H2S和CO2腐蚀环境中,CO2、pH值、Cl-等不同因素对镍基合金G3腐蚀行为的影响.结果表明:Cl-不利于G3钝化膜的形成,且使腐蚀加剧;CO2的加入促进了G3的腐蚀,pH值的增加使G3的自腐蚀电位出现较大负移.并影响了腐蚀产物膜的稳定性.     

油气田高氯环境中钢的腐蚀规律研究现状

本文综述了油气田高氯环境下钢的腐蚀机理、腐蚀特性和最新研究现状;重点分析了钢的Cl-腐蚀的影响因素和腐蚀介质中其它盐类离子、酸性气体(H2S、CO2)与Cl-的协同作用,提出了今后理论研究的发展方向。     

CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。     

经济型抗CO2、H2S腐蚀油套管的开发

简述了油井管在油田的CO2腐蚀原理和特点以及低Cr油套管的研制和开发过程。重点介绍了经济型抗CO2、H2S腐蚀大生产成品管的力学性能,抗CO2、H2S腐蚀开裂性能。运用SEM扫描电镜、X光电子能谱仪、X射线衍射仪、体视显微镜等设备分析了经济型钢管经CO2腐蚀后的表面腐蚀产物的组成以及抗CO2腐蚀的机理。     

正交试验法研究X90管线钢在CO_2环境中的腐蚀行为

通过正交试验法研究了CO_2环境中各因素对X90管线钢腐蚀行为的影响。结果表明:各因素对X90管线钢在CO_2环境中腐蚀速率的影响按大小顺序是原油含水率、温度、CO_2分压、流速;X90管线钢腐蚀产物膜表面布满网状裂纹,呈鳞片状,产物膜结构疏松,对基体保护作用较弱,表面点蚀坑较多,点蚀严重,X90管线钢抗CO_2腐蚀性能较差;产物膜成分随腐蚀环境变化而不相同,所有产物中都含有FeCO_3和Fe,部分试样产物膜中还有腐蚀介质析出的碳酸盐。     

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.     

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。     

温度对X65/316L机械复合管焊接接头CO2腐蚀的影响

在模拟CO2腐蚀环境中,采用高温高压釜对复合管内层不锈钢焊接接头的CO2腐蚀行为进行了试验研究.结果表明,焊接接头随着腐蚀温度的升高,腐蚀产物膜上微孔越来越多,腐蚀速率随温度升高不断增加.通过EDS分析结果可知,复合管内层发生CO2腐蚀的产物可能为FeCO3和Cr2O3的混合物.经去膜后,焊接接头经不同温度腐蚀后为均匀...     

盐沉积条件下CO2对LY12铝合金大气腐蚀的影响

目的研究在有/无CO_2存在的恒温恒湿条件下,表面有沉积盐的LY12铝合金的大气腐蚀行为与腐蚀机理,搞清CO_2对其大气腐蚀的影响。方法将LY12铝合金表面分别沉积不同浓度的NaCl和MgCl_2,分别进行通/不通CO_2的恒温恒湿实验,借助扫描电镜(SEM/EDS)、X射线衍射(XRD)和X光电子能谱(XPS)等表面技术以及腐蚀失重分析方法,研究盐沉积条件下CO_2对LY12铝合金大气腐蚀的影响。结果在试验条件下,MgCl_2造成的LY12铝合金腐蚀都以点蚀为主,失重高于NaCl造成的。以MgCl_2为介质时,主要腐蚀产物都为(Mg1–xAlx(OH)_2)x+(Cl~–,CO~(2–))x×mH_2O(简写为LDH);以NaCl为介质时,主要腐蚀产物都为Al_2O_3或Al(OH)_3。两种介质的腐蚀产物都出现了Cu元素的富集。结论无论是否存在CO_2,Mg元素都参与了腐蚀产物的形成。合金元素Cu的存在及其富集,是造成CO_2对纯铝和LY12铝合金腐蚀行为不同影响的主要因素。     

含铬油套管钢材在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀规律

目的 研究不同含铬材质钢在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀行为，优化深井油套管抗腐蚀设计方案。方法 以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验，采用高温高压反应釜、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱仪(EDS)，揭示4种含铬材质钢在不同腐蚀环境中的腐蚀速率、腐蚀产物膜及应力腐蚀开裂特征，并建立高CO2与微量H2S共存环境下油套管防腐选材优化设计方法。结果 在高分压比条件下均发生了由CO2主导的腐蚀反应，腐蚀产物以FeCO3为主，加入微量H2S后低Cr材质产物膜的附着力较低，出现了疏松脱落现象，FeS优先成膜，含铬钢表面的腐蚀产物膜呈现“富铬”现象，膜的保护性能得到改善。3种腐蚀环境中3Cr钢对应的腐蚀速率分别为1.965 3、1.736 1、1.159 2 mm/a，均处于极严重程度，且表面出现了局部沟槽;9Cr钢的产物膜轻微覆盖，腐蚀较轻，13Cr和S13Cr基本无产物膜覆盖，未发生腐蚀。9Cr、13Cr和S13Cr在加载90%的屈服应力时均未发生应力腐蚀开裂，应力腐蚀敏感性较低。结论 含铬钢具有良好的抗腐蚀性能，基于腐蚀环境特点提出了井筒分段防腐选材设计方案“9Cr+13Cr+超级13Cr”，有效降低了防腐成本，研究结果对CO2和微量H2S共存环境中含Cr钢腐蚀特征和优化选材提供了理论依据。     

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。     

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.     

二氧化碳在A3钢大气腐蚀中的作用

通过电化学法并结合ＸＲＤ及ＳＥＭ,研究了大于临界相对湿度条件下,ＣＯ２浓度对Ａ３钢在薄层液膜下大气腐蚀的影响。电化学实验结果表明,Ａ３钢的大气腐蚀速率随ＣＯ２浓度的上升而增加。Ｘ射线衍射分析及ＳＥＭ观察表明,金属表面腐蚀 产物中无碳酸盐生成;腐蚀产物在金属表面分为内、外双层结构,ＣＯ２在Ａ３钢表面的吸附是不均匀的。故ＣＯ２对金属的大气腐蚀起着加速作用,腐蚀产物膜对金属的保护作用微弱,同时提出了ＣＯ