X65钢在含超临界CO_2的NaCl溶液中腐蚀机制的讨论

利用高温高压反应釜研究了X65管线钢在含有超临界CO2(supercritical CO2,SC CO2)的3.5%NaCl溶液、去离子水以及溶解有NaCl溶液的超临界CO2相中的腐蚀行为.结果表明,Cl-的存在导致X65钢在含有饱和SCCO2的NaCl溶液中的腐蚀速率显著升高,腐蚀产物膜的晶粒形貌发生改变.X65钢在超临界CO2相中的腐蚀速率远远低于在NaCl溶液中的腐蚀速率,但出现局部腐蚀.X65钢在含有SC CO2的NaCl溶液中的腐蚀分为3个阶段:第一个阶段为基体快速溶解阶段,表面没有FeCO3生成;第二阶段为FeCO3开始沉积阶段,形成的FeCO3腐蚀产物膜不完整,增大了阴极还原反应面积,导致腐蚀加速;第三阶段为腐蚀产物膜保护阶段,形成的腐蚀产物膜致密性逐渐提高,保护性好,但Cl-仍然可以穿过腐蚀产物膜到达膜基界面,从而加速钢的腐蚀.建立了普通管线钢在含Cl-溶液中的超临界CO2腐蚀模型.     

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.     

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.     

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。     

高温高压下CO2对N80钢的腐蚀实验研究

针对N80钢的CO2腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了N80钢的腐蚀实验,采用SEM、XRD分析研究所获得的CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成.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.N80钢的腐蚀膜主要是由晶态FeCO3构成的,同时含有一定量的(Fe,Ca)CO3复盐,还夹杂着少量单质Fe.     

N80油套管钢CO2腐蚀的研究进展

综述了N80油套管钢CO2腐蚀的研究进展,提供了N80油套管钢腐蚀发生的最关键影响因素,提出了进一步研究的方向.目前,N80油套管钢CO2腐蚀研究发现,腐蚀速率随环境参数温度、CO2分压、流速的增加出现峰值;腐蚀产物膜的结构影响腐蚀的进程和腐蚀形式,只有连续、致密和结合力强的膜才能抑制腐蚀加剧,保护基体;原油和H2S的加入改变反应的传输过程和界面状态,使反应机理更加复杂;各种预测系统不断丰富.特别指出在CO2腐蚀产物膜的结构、力学性能、表征参量方面,腐蚀参量的影响研究缺乏系统性.提出一些设想,今后应着重于各腐蚀参量对腐蚀速率影响敏感区间的细化和对膜力学性能影响的研究,由此需要进一步改进动态模拟试验方法以及深入探讨动态电化学原位测量技术.     

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。     

温度对N80钢CO_2腐蚀产物膜结构和力学性能的影响

利用高温高压釜,以油田地层水为腐蚀介质,以高温高压气水两相为腐蚀环境,在N80油套管钢上生成CO2腐蚀产物膜,研究了65～115℃温度范围内腐蚀产物膜的结构和力学特性.结果表明:当温度在65～90℃时,腐蚀产物膜的主要成分为(Fe,Ca)CO3;在115℃时,膜的主要成分为(Fe,Ca,Mg)CO3和Fe3O4.随温度的升高,腐蚀产物膜的各项力学性能,如硬度、杨氏模量、断裂韧性以及膜与基体的结合强度均显示出升高的趋势.     

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...     

抗硫碳钢在CO2/H2S条件下腐蚀产物膜特性及对腐蚀的影响

利用自制的高温高压釜,通过失重法、ESEM和EDS等分析技术研究了抗硫碳钢在高温高压CO2/H2S溶液中腐蚀产物膜特性及对腐蚀的影响.结果表明:抗硫碳钢在120℃不同介质条件下腐蚀产物膜的特性对材料的腐蚀有着决定性的作用,分别在CO2,H2S,CO2/H2S条件下,产物膜变得致密,晶柱变细,以无序状堆积,这种致密的腐蚀产物膜具有很好的保护性,降低了碳钢的腐蚀;当加入0.5%HAC时,腐蚀速率明显增大,从其表面膜的组成可以看出,Fe的硫化物含量有所减少,而表面膜中Cr、W的含量增加,使表面膜的骨架更加致密,但是,pH值的降低,加速了膜的溶解,在一定程度上使腐蚀速率比3%NaCl H2S 0.45MPaCO2增加;腐蚀产物膜结构、性质和组成对腐蚀速率有着重要的影响.     

高效气-液双相CO2缓蚀剂的研究

以吗啉、三聚甲醛、二正丁胺为原料合成了一种吗啉 衍生物，以异丁醛、氨水和硫为原料合成了一种噻唑衍生物.采用静态挂片失重法，研究了两种衍生物及其与其它缓蚀剂复配后对CO2腐蚀的缓蚀效果.结果表明，该吗啉衍生物与咪唑啉衍生物、硫脲及丙炔醇复配后对CO2腐蚀有很好的缓蚀效果；而噻唑衍生物单独使用时对CO2腐蚀有较好的缓蚀效果，其它常用缓蚀剂中只有丙炔醇对其有协同促进作用.这两种复配缓蚀剂都是高效气-液双相缓蚀剂.     

高矿化度介质中CO2对APIN80钢腐蚀规律的研究

通过挂片失重法研究了ＣＯ２分压Ｎ８０钢在高矿化度介质中的腐蚀规律,结果表明ＣＯ２在腐蚀过程中起着催化作用,其中,腐蚀速度和ＣＯ２分压满足ｌｇｖｃ＝１．００５８＊ｐｃｏ２－０．４０９５,结合扫描电镜对表面形貌观察及表面腐蚀产物的Ｘ射线衍射分析,发现随着ＣＯ２分压的增大,不仅腐蚀速度增大,而且不均匀腐蚀的程度增大。同时,在含ＣＯ２的高矿化度介质中有轻微的ＣａＣＯ３结垢。     

新型缓蚀剂TG500在高CO2和Cl-环境中的缓蚀行为

在高温高压高CO2和Cl^-环境中，用静态高温高压模拟试验方法对不同浓度的TGS00新型咪唑啉季铵盐缓蚀剂进行了缓蚀效率测试．结果表明，TGS00缓蚀效率随加入量增加而增加，浓度增加到0．3g／L后，缓蚀速率提高不明显．同时研究N80套管钢表面的腐蚀产物，缓蚀剂浓度较低时，以均匀腐蚀为主，加入量提高到0．3g／L时，除局部少量点蚀外，无其它明显腐蚀特征．     

集输管线钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为

设计正交试验,采用失重法在高温高压反应釜中研究X65钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为。结果表明:原油含水率为集输管线钢CO_2腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显著;X65钢腐蚀产物膜晶粒呈胞状颗粒堆积,堆积不紧密且存在空隙,与基体结合松散,对基体保护作用弱,试样表面呈现均匀腐蚀形态,局部存在点蚀坑,X65钢抗CO_2腐蚀性能较差;原油低含水率与高含水率时X65钢表面腐蚀膜的组成基本相同,都主要是FeCO_3和Fe。     

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。     

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．     

碳捕集、利用与封存中CO2腐蚀与防护研究

国际上将碳捕集、利用与封存(CCUS)作为实现长期减碳减排的重要措施,CCUS技术对于降低全球二氧化碳排放量至关重要。CCUS也是实现我国长期绿色低碳发展的必然选择和重要举措,然而CCUS技术高速发展必然会带来装备的腐蚀与防护难题。针对油气开采以及CCUS过程涉及到的碳捕集设备、运输管道和油井管等设备受到的CO2腐蚀问题展开研究,分析其腐蚀机理,包括CO2腐蚀过程,以及不同因素(包括水含量、离子耦合、温度、压力、流速以及混合相中的油相)对CO2腐蚀速率的影响,并进行了总结归纳,特别是高温高压超临界CO2腐蚀机理。针对目前的3种CO2防护手段进行了介绍,考虑到合金防护成本较高,缓蚀剂防护存在二次污染,防护涂层具备更好的发展前景。最后对CO2防护涂层未来研发重点与前景进行了分析和展望。     

油气采集储运中的腐蚀现状及典型案例

对油气采集储运过程中腐蚀后果、腐蚀类型、研究趋势、最新研究结果和安全评价方法进行了回顾与分析。油气田的主要腐蚀类型包括 :H2 S腐蚀、高温 /高压CO2 腐蚀、多相流冲刷腐蚀和土壤腐蚀等。研究发现CO2 腐蚀的蜂窝状和烧瓶型腐蚀形状。从腐蚀产物膜力学性能入手研究CO2 腐蚀机理是一个新的有希望的方向。我国油气储运系统腐蚀现状是 ,在役管线 >2× 10 4km ,大部分进入事故多发期 ,需要进行安全评价。已建立了较为系统的剩余强度评价和剩余寿命预测方法 ,开发了安全评价软件 ,已评价了十几条长输管线 ,并取得显著的经济效益     

二氧化碳缓蚀剂的研究进展

为了有效应对全球气候变暖达到碳中和的目标,碳捕集、利用与封存(CCUS)技术被大力推广和应用。CCUS过程,油气开发和集输过程始终面临着严重的二氧化碳(CO2)腐蚀问题。CO2腐蚀会带来严重的经济损失、环境污染和人身安全等问题。相比于采用昂贵的合金材料防腐措施,在普通碳钢基础上添加缓蚀剂是应对CO2腐蚀较为简单、经济的防腐方法之一。总结了近几年不同类型CO2缓蚀剂的研究进展,包括传统的含有N、O、S、P等杂原子的有机缓蚀剂,含有杂环的有机缓蚀剂,具有两亲性的表面活性剂类缓蚀剂,新型无机纳米材料类缓蚀剂(如石墨烯、碳量子点、离子液体和金属配合物等),以及植物提取物、氨基酸、天然油和生物聚合物等天然型绿色环保缓蚀剂。分析了这些不同缓蚀剂的优缺点和适用性,并讨论了这些缓蚀剂的研究现状。同时,总结了缓蚀剂构效关系和协同效应的研究热点及其存在的问题。最后针对这些不同缓蚀剂的特点和研究现状,对未来CO2缓蚀剂的研究方向进行了分析与展望。