油气管道的低周腐蚀疲劳研究及剩余寿命预测

针对在役管道严重的腐蚀疲劳倾向性,比较前人相关的研究方法,提出了一种以大试样(480 mm×38mm×12 mm)纯弯曲来研究低周腐蚀疲劳的新方法.以"西气东输"输气用螺旋焊管(X70)为研究对象在两种腐蚀环境下(大气、3%NaCl水溶液)进行了验证实验,并在实验基础上建立了裂纹扩展速率的经验公式dl-dN=a b·ln(p·△K)并确定了常数a、b.根据实验获得的数据结合计算软件Maple估算了两种腐蚀环境下构件的剩余使用寿命,获得的三维关系图对解决实际问题具有指导意义.     

油气管道的CO2腐蚀及防护研究进展

腐蚀控制是石油天然气管输过程中的一个重要问题.CO2是石油天然气管道中最常见的腐蚀介质,研究CO2腐蚀机制和防护措施具有重要科学意义和经济价值.综述了CO2的腐蚀机理,包括化学反应、电化学反应和传质过程.对现有的腐蚀理论进行了深入讨论,发现阴极反应对CO2腐蚀具有重要影响,CO2对阳极过程的影响尚未明确.在腐蚀机理的基...     

CO2腐蚀的神经网络分析

利用神经网络的分析方法 ,对CO2 腐蚀进行分析建模 ,从系统的观点出发 ,建立了碳钢含碳量、CO2 分压、温度、流速与腐蚀速率之间的非线性对应关系 ,为准确的数学建模、预测设备的使用寿命和相关专家系统的研制开拓了新的思路     

CO2对油气管材的腐蚀规律及预测防护

综述了油气管材的CO2腐蚀机理及影响因素，并对两个腐蚀速率预测模型进行了比较，分析评价了各种常用防腐技术的特点，指出了防腐技术确定原则，同时讨论了油气管材CO2腐蚀的国内外研究水平和趋势.     

含腐蚀缺陷油气管道评价技术研究进展

由于外部环境及输送介质的影响,油气管道在运行过程中不可避免地会出现腐蚀缺陷,腐蚀处会产生应力集中的现象,从而削弱管道的承压能力。因此,必须对含腐蚀缺陷的管道进行剩余强度及剩余寿命评价,评价结果可以为缺陷管线的维修计划提供重要依据。综述了国内外主要的腐蚀缺陷管道评价规范,分析了不同规范的适用范围。从单个腐蚀和群腐蚀两个方面展开论述,归纳了含腐蚀缺陷管道评价技术的最新研究进展,并介绍了目前的研究热点——群腐蚀缺陷管道剩余强度评价方法以及腐蚀缺陷间相互影响准则(interaction rule)。另外,论述了目前腐蚀管道剩余寿命预测的常用方法,包括灰色预测法以及可靠度函数分析法。最后,总结了腐蚀缺陷管道评价技术研究进展,并对未来的研究工作提出了展望。     

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。     

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.     

基于VB/GM(1,1)模型的腐蚀管道剩余寿命预测分析

腐蚀管道剩余寿命预测是管道完整性及安全性评价的重要组成部分。针对开展管道剩余寿命预测没有分析软件的情况,本文以灰色理论GM(1,1)模型为基础,利用VB编写管道剩余寿命预测程序。输入原始腐蚀值可得到预测值、精度检验等级等数据;输入任意两个年份的腐蚀测量数据,得到平均腐蚀速率。程序界面整洁,操作方便,是进行腐蚀管道剩余寿命预测分析的有效工具,为管道腐蚀检测周期确定提供理论依据。     

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。     

含多腐蚀缺陷油气管道的相互作用准则及剩余强度

利用ABAQUS软件,采用控制变量法和无量纲分析法,求解只含轴向或环向多腐蚀缺陷管道的等效应力,并提出了管道多腐蚀缺陷间的相互作用准则、判定流程和影响因素;在考虑腐蚀缺陷间相互作用效应的情况下,结合控制变量法,对处于复杂腐蚀状态下含多腐蚀缺陷的管道的剩余强度进行了数值模拟,并提出了剩余强度变化系数;采用正交试验设计法,分析了影响腐蚀管道剩余强度的主、次要因素。结果表明：当只有轴向或环向腐蚀缺陷时,轴向间距系数是影响管道应力状态的主要因素;当腐蚀轴向间距大于■时,腐蚀缺陷间无相互作用;当轴向、环向均有腐蚀缺陷时,腐蚀长度系数和腐蚀宽度系数是影响管道剩余强度的主要因素,腐蚀深度系数和轴向间距系数次之。     

含杂质气态CO2输送管道腐蚀研究进展

气态CO₂输送管道是CO₂捕集与储存(CCS)过程中的重要一环,含杂质气态CO₂输送管道的腐蚀控制对于管道的安全运行尤为重要。本文综述了目前含杂质气态CO₂输送管道腐蚀的研究成果,总结了气态CO₂输送管道腐蚀的影响因素,阐述了杂质与环境条件对水与CO₂的互溶度、管道钢腐蚀行为、腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响,分析了气态CO₂输送管道临界含水量的确定,归纳了适用于气态CO₂输送管道的腐蚀预测模型。本文指出当前气态CO₂输送管道腐蚀研究亟待解决的科学问题包括:含杂质气态CO₂环境中水与CO₂互溶度的计算;杂质对气态CO₂环境中腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响;含杂质气态CO₂输送管道不发生腐蚀临界含水量的确定;含杂质气态CO₂输送管道内腐蚀预测模型的建立。     

含油集输管道CO2腐蚀速率预测的研究进展

在一定条件下,腐蚀介质中含油对集输管道CO2腐蚀行为有一定的缓蚀作用,是否考虑油品的润湿性和腐蚀产物膜,已成为各个不同CO2腐蚀预测模型的最大的差别.介绍了已有的CO2腐蚀速率预测模型及其考虑的因素;在此基础上,从经验模型、半经验模型、机理模型及神经网络模型四个方面系统地总结了近年来考虑含油影响的CO2腐蚀速率预测研究的进展,并提出了现存的一些问题和今后的研究方向.     

数值模拟油气管线弯管处固液两相流场特性及冲刷腐蚀预测

为了定量描述输油管线弯管处由于流体方向改变引起的流场特性变化和管道内部冲蚀损伤过程,在Workbench平台下利用Fluent建立了90°弯管冲蚀物理模型,获得了弯管管壁压力、剪切应力以及流体流速的分布规律。结果表明:弯管处流场变化复杂,是此处管道严重冲刷腐蚀的原因;弯管外侧冲刷腐蚀最为严重,出口直管段的冲刷腐蚀次之,入口直管段及弯管内侧几乎无冲刷腐蚀;较大直径的砂粒会携带更大的动能和冲击力,从而在管壁上形成更加严重的冲刷腐蚀。     

CO2驱油田注采井油套管腐蚀速率控制值

腐蚀控制是CO2驱的关键技术,国内外CO2驱油田普遍采用普通碳钢(J-55、N-80等)油套管通过添加缓蚀剂的措施来控制腐蚀.国内普遍采用0.076mm/a作为腐蚀速率控制值,而国外则没有统一的标准.0.076mm/a来自于标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》,从测试环境、腐蚀源和腐蚀环境来看,直接把它作为CO2驱油田腐蚀环境条件下的选材与腐蚀控制衡量指标是不合理的.通过最危险工况条件下油套管的强度计算所获得的寿命周期内允许的平均腐蚀速率可以作为发生均匀腐蚀材料的选材依据.没有必要设定一个平均腐蚀速率标准值来作为CO2驱油田腐蚀环境条件下优选和评价缓蚀剂的衡量指标.     

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。     

几种常用管线钢在CO2及H2S/CO2环境中的腐蚀行为

对带状组织级别不同的管线钢在CO2及H2S/CO2饱和的NACE溶液中的腐蚀速率和腐蚀形貌进行了比较分析。结果表明,在CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,发生均匀腐蚀的特征越明显,通过生成保护性膜抵抗腐蚀的能力越强。而带状组织级别越高的材料,发生局部腐蚀,尤其是点蚀的特征越明显。在H2S/CO2饱和的NACE溶液中,带状组织级别越低的材料,越不易发生氢致开裂现象。为了提高管线钢抗CO2及H2S/CO2腐蚀的性能,应控制其带状组织。     

二氧化碳驱注采井常用油套管钢的腐蚀行为

采用高温高压反应釜研究了N80、P110、3Cr、5Cr等4种油套管钢材在现场采出液中的抗CO_2腐蚀性能,结合扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)等手段,观察分析了腐蚀产物膜形貌和成分。结果表明:随着温度的上升,4种钢材腐蚀速率均呈现出先增大后减小的趋势,最大值出现在中温区,N80、P110、5Cr钢在90℃时腐蚀速率达到最大,3Cr钢在80℃时腐蚀速率最大;4种钢材腐蚀类型主要为均匀腐蚀,未发现局部腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3,含Cr钢腐蚀产物出现多层结构,主要成分除了FeCO_3,还有非晶态的腐蚀产物Cr(OH)_3;N80、P110钢的腐蚀产物细小、致密、均匀覆盖在基体表面,腐蚀速率较低;3Cr、5Cr钢的腐蚀产物覆盖不均匀、与基体结合力弱、附着性不强,易脱落,造成整体腐蚀速率较高。     

邻菲罗啉分光光度法在CO2腐蚀中的应用

针对油井中CO2腐蚀以及缓蚀剂的投加效果,建立了测定铁离子浓度的邻菲罗啉分光光度测定方法,研究了盐水和缓蚀剂含量对铁离子测定造成的干扰及消除方法,在此基础上建立了CO2腐蚀速度的测定方法,并与传统失重法进行了对比。结果表明,分光光度法和失重法所测得到的腐蚀趋势基本一致,分光光度法所测值低于失重法所测值,但是随着腐蚀速率的减小,两种方法所测值趋于一致。