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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。 相似文献
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输油管道有外腐蚀和内腐蚀。从设计开始就对外腐蚀采取周密的措施,而对内腐蚀只重视H2S的腐蚀,到目前为止还没有重视空气中的CO2腐蚀,其实CO2也是造成内壁腐蚀的一种主要原因。当气相CO2遇水时,一定量的CO2溶解于水中,形成具有一定CO2浓度的溶液,CO2在水中的溶解量取决于输送温度、CO2浓度和输送压力。溶解在水里的CO2和水反应生成碳酸,溶液中的H2CO3和铁反应促使铁腐蚀。 相似文献
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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。 相似文献
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综述了超临界CO2输送管道的腐蚀机理及防护手段,重点论述了耐蚀管材、内涂层技术、加注缓蚀剂技术等管材防腐蚀技术的研究现状,对比分析了不同技术的优缺点,指出了目前超临界CO2输送管道研究的局限性,展望了未来超临界CO2方面的研究方向。 相似文献
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CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。 相似文献
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CO2腐蚀及控制研究进展 总被引:10,自引:0,他引:10
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. 相似文献
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从新型CO2缓蚀剂合成制备、绿色动植物成分作为CO2缓蚀剂开发、CO2缓蚀剂协同效应研究、苛刻环境下的缓蚀剂性能探究、缓蚀剂构效分析及影响因素评价等5个部分对CO2缓蚀剂的最新研究进展进行综述分析。针对现有部分缓蚀剂存在性能不足、污染大等问题,CO2缓蚀剂的增效思路主要包括新型缓蚀剂分子合成、绿色缓蚀剂提取和缓蚀剂复配研究。新型缓蚀剂合成是通过有机化学反应,以杂环分子为原料进行结构设计、官能团接枝或修饰得到新型缓蚀剂分子。该部分同时介绍了纳米缓蚀剂的前沿发展及面临的瓶颈问题。绿色缓蚀剂提取是以天然动植物为原料,改善缓蚀剂的生态安全性,针对绿色缓蚀剂的快速发展提出“全流程”绿色控制理念,建议确立绿色定义标准。缓蚀剂协同效应研究旨在阐明不同缓蚀剂间复配增效的本质机理,当前需要建立快速评价体系,健全探寻最佳复配比的指导理论。另外,缓蚀剂在复杂或极端工况下的结构稳定性、缓蚀性能持久性和缓蚀机理变化对其实际应用至关重要,油气田开发苛刻环境下“防腐+”一体化试剂的需求增大。除上述制备与应用... 相似文献
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目的 研究集输管道常用钢材在CO2/H2S/O2体系下的腐蚀行为,为新疆油田集输管道的腐蚀防控提供指导依据.方法 基于新疆油田重油热采现场工况,以L245NS钢为试材,316L钢为对照,采用高温高压釜试验,研究CO2/H2S/O2体系下温度和H2S含量对L245NS钢和316L不锈钢的腐蚀影响规律,并结合SEM/EDS... 相似文献
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目的研究腐蚀对超临界和密相状态下长输CO_2管道压力损失的影响。方法假设新无缝钢管的表面粗糙度为0.1 mm,轻度腐蚀无缝钢管的表面粗糙度为0.25 mm,严重腐蚀无缝钢管的表面粗糙度为0.9 mm,结合输量、管长、环境温度等基础数据,采用HYSYS软件模拟计算腐蚀对不同粗糙度的超临界和密相状态下长输CO_2管道的压力分布,根据压力分布结果总结受粗糙度影响的压力分布规律。结果随着粗糙度的增大,超临界和密相状态下的CO_2在流动过程中的压力损失不断增大,超临界状态下的输送受粗糙度的影响大于密相状态下的输送。受高差影响后,结果发生了变化,密相状态下的压力损失大于超临界状态下的压力损失。结论表面粗糙度对不同相态下的CO_2的输送压力损失影响很大,粗糙度每增大1 mm,压降增大约9%~11.2%。在无高差的条件下,超临界状态的压力损失大于密相状态下的压力损失;受高差影响后,密相状态下的压力损失大于超临界状态下的压力损失。在实际输送管道中,密相状态下的压力损失大于超临界状态下的压力损失。 相似文献
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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。 相似文献