CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

胺液脱硫系统的腐蚀与防护

介绍了胜利炼油厂胺液脱硫系统存在的腐蚀问题,分析了造成腐蚀的主要原因,并从工艺操作、设计制造、选材、腐蚀监测等方面提出了防腐蚀建议。     

湿天然气CO2顶部腐蚀研究

渤海某海底管道在天然气输送过程中发生顶部腐蚀,导致停产检修。本研究以管道CO_2顶部腐蚀发生的过程和机理为基础,建立海底输气管道CO_2顶部腐蚀的预测计算模型,并进行实验室挂片CO_2顶部腐蚀模拟实验以及现场海底输气管道CO_2顶部腐蚀检测数据验证,实现对海底输气管道CO_2顶部腐蚀速率的预测。     

NaCl和CO2对Zn在薄液膜下腐蚀的协同作用

使用石英晶体微天平（ＱＣＭ：ｑｕａｒｔｚ ｃｒｙｓｔａｌ ｍｉｃｒｏｂａｌａｎｃｅ）为主要手段研究了在８５％ＲＨ（相对湿度）和ＮａＣｌ存在的条件下,金属Ｚｎ在不同ＣＯ２浓度下的大气腐蚀动力学,同时结合Ｘ射线衍射（ＸＲＤ）和扫描电镜（ＳＥＭ）研究了Ｚｎ在薄液膜下的大气腐蚀机理,并用扫描电子显微镜（ＳＥＭ）对腐蚀产物进行形貌分析,阐述了腐蚀产物的保护特征。实验结果表明,在薄液膜下,ＮａＣｌ的存在使金属     

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     

环境因素对管线钢CO2局部腐蚀速率的影响规律

利用Gumbel极值统计的方法确定了不同腐蚀条件下最大的局部腐蚀速率.研究结果表明,局部腐蚀速率明显受到温度、流速以及CO2分压的影响.在低温区55℃以下,或高温区90℃以上,局部腐蚀速率都比较小,而在55～90℃温度区时,局部腐蚀速率明显增高,特别是65～75℃中温区,局部腐蚀速率出现最大值.流速和CO2分压增大以后,局部腐蚀速率都明显增大.     

原油对CO2腐蚀过程的影响及相应腐蚀速率预测研究进展

系统地总结了原油对CO2腐蚀过程的影响及其相应CO2腐蚀速率预测研究的进展情况,介绍了研究原油对CO2腐蚀过程影响方法,提出了研究该过程应注意的问题．在一定条件下,原油对腐蚀过程有一定的缓蚀作用．是否考虑原油润湿性和腐蚀产物膜,已成为不同CO2腐蚀预测模型主要的两大差别之一．对原油润湿性的处理方式及其影响因子能在很大程度上影响腐蚀预测的结果．研究原油的特性,认识它对腐蚀过程的影响规律,对研究、开发适宜的CO2腐蚀预测模型大有裨益;利用其可能的缓蚀作用,可节约设备成本投资和操作运转费用,有很大的现实意义．     

油气田CO2腐蚀的防护技术研究

本文论述了油气开采过程中的CO2腐蚀的防护技术。CO2腐蚀的防护技术主要包括：抗CO2腐蚀材料技术、材料表面处理技术、阴极保护技术和注缓蚀剂技术。针对目前CO2腐蚀的防护技术方面存在的不足,提出了建议。     

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.     

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。     

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.     

油管钢在饱和CO2模拟油田液中的腐蚀行为研究

用失重法研究在高温高压下13Cr钢在模拟油田液中的腐蚀行为.结果表明,13Cr钢的腐蚀速率在20 MPa、110℃时达到最大值.且Clˉ浓度对13Cr钢的腐蚀速率存在一定影响.     

CO2腐蚀及控制研究进展

论述了有关CO2腐蚀的机理、影响因素以及防护方法.影响CO2腐蚀的因素有温度、CO2分压、pH值、腐蚀产物膜、溶液离子浓度、合金成分以及流速.简要概述了CO2腐蚀的防护方法.常用的方法加入缓蚀剂、材料选择.     

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。     

克拉2气田CO2腐蚀防护对策

对克拉2高压气井含水率、温度、分压、pH值、盐含量、流速等影响CO2腐蚀的主要因素进行了分析,介绍了克拉2气田在设计中采用的腐蚀防护技术,对实际腐蚀特征及其原因进行了剖析,针对克拉2气田CO2腐蚀存在的问题提出了措施和建议。     

高温高压CO2多相介质腐蚀研究及应用的新进展

CO2腐蚀是油气生产中所遇到的重大腐蚀难题之一。本文论述了腐蚀产物膜在 CO2多相流动介质中的作用，腐蚀产物膜力学性能测试和表征方法研究的进展及存在问题， CO2腐蚀形貌的类型及特征。     

CO2腐蚀数据库的设计和实现

在Microsoft Win XP中文版操作系统支持下，应用Visual FoxPro6.0中文版数据库管理系统设计和实现了一个全中文的综合性腐蚀数据库.库内包括影响CO2腐蚀的各种影响因素的腐蚀数据.数据库功能包括数据编辑、检索浏览、库维护以及打印等功能.使用Visual FoxPro6.0自带的编程语言编制数据库管理系统和用户界面，软件支持环境简单，使用操作简便.      

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。     

抗CO2腐蚀油气井缓蚀剂的研究与应用

评述了抗CO2腐蚀缓蚀剂的研究与开发现状,根据油气井腐蚀介质的不同,常用的缓蚀剂主要有咪唑啉类、铵盐和季胺盐类、有机磷酸盐类等.介绍了其作用机理与现场监测手段,讨论了进一步的研究开发方向, 局部腐蚀和高温高压腐蚀缓蚀剂的开发及其作用机理、性能评价与预测将是研究的重点方向, 指出存在的不足并对其应用前景进行了展望.