对J55套管在长庆油田的耐蚀性评 价

通过对Ｊ５５套管在长庆油田腐蚀环境中耐蚀性的研究发现，无论是在洛河水还是在油层水中均存在点蚀现象。洛河水中的腐蚀产物主要是Ｆｅ２（ＳＯ４）３、Ｆｅ２（ＯＨ）２（ＳＯ４）２、Ｆｅ２ＮａＯＨ（ＳＯ３）２，油层水中的腐蚀产物主要是ＦｅＳ，从而说明，在洛河水中，套管主要遭受氧去极化腐蚀，在油层水中，Ｈ２Ｓ腐蚀和垢下腐蚀引起的点蚀占主导。而且，套管抗外腐蚀和点蚀的能力是决定套管寿命的主要因素。     

J55套管在长庆油田油层水中耐蚀性的对比试验

为定性研究长庆油田地层水对J55套管的侵蚀性，分别选取了国产和进口的J55套管试样各两种，模拟油田高温高压环境进行腐蚀试验。试验结果表明，试样表面均存在点蚀现象，4种试样的平均腐蚀速率最大为0．130mm／a，最小为0．074mm／a，相差很大。试样表面的腐蚀产物主要是FeS，说明在这种环境中，套管可能同时遭受CO2腐蚀、硫酸盐还原菌腐蚀、H2S腐蚀和垢下腐蚀，其中H2S腐蚀和垢下腐蚀引起的点蚀占主导。同时发现，试样腐蚀速率的差异和试样的金相及成分有密切关系。通过微合金化和提高材料的冶炼水平来降低P和S含量，以及通过适当的热处理使晶粒细化等方式可以提高套管材料的耐H2S和CO2腐蚀能力。     

X70输送管和J55套管的CO2腐蚀

对浸泡在含ＣＯ_２的盐水中的两种Ｘ７０输送管、两种Ｊ５５套管的母材及焊缝试样的腐蚀行为进行了测试分析。结果表明，ＣＯ_２使钢的腐蚀速度、点蚀倾向和缝隙腐蚀倾向增加，而增加的幅度则受到钢的成分、显微组织等冶金因素的影响。     

适应高盐循环水处理的复合水处理剂RP－92的研制与工业应用

以新型磷羧酸共聚物ＲＰ－９２（Ａ）为主剂的复合水稳剂ＲＰ－９２处理高盐水质的循环冷却水，实验室动态模拟试验结果为碳钢试管的腐蚀速率小于０．０１５ｍｍ／ａ，结垢粘附速率小于３．６ｍｇ／（ｃｍ２·月）。经现场８０００ｈ连续运行，现场监测换热器碳钢试管的平均腐蚀速率小于０．０６１ｍｍ／ａ，结垢粘附速率小于１１．０ｍｇ／（ｃｍ２·月），且无孔蚀现象，处理效果优于传统无机聚磷配方，水中总磷含量也有较大幅度下降。ＲＰ－９２经毒性评价，属低毒，对环境基本无影响。     

GS—1油井缓蚀剂的研究与应用

油井采出液将会对金属设备造成腐蚀,所以以有机酸、多胺等为原料合成了ＧＳ－１油井缓蚀剂。对富含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２及盐的污水,该缓蚀剂添加量为５０ｍｇ／Ｌ时,缓蚀率可达８０％以上。静态腐蚀速率小于０．０７６ｍｍ／ａ,现场应用效果显著。该缓蚀剂原料来源广、生产过程简单、成本低,将是一种较有应用前景的油井缓蚀剂。     

CZ3—1E气／液相双效缓蚀剂的研制与应用

在原来复合使用的液相缓蚀剂ＣＺ３１ ＋ 气相缓蚀剂ＣＺ３３ 的基础上研制出一种改进的气、液相双效缓蚀剂ＣＺ３１Ｅ。该剂不仅保持原缓蚀剂缓蚀率高、用量少等特点,而且克服了原缓蚀剂有一定异味、加注不便、成本费用高的缺点。在室内评价中,在未作预膜处理、Ｈ２Ｓ分压１ ．２ ＭＰａ、ＣＯ２ 分压２．８ ＭＰａ、温度８０ ±２℃、静态、腐蚀时间７２ ｈ 条件下,以加入ＣＺ３１Ｅ缓蚀剂１０００ ｐｐｍ 的脱氧磨溪气田地层水为腐蚀介质,ＮＴ８０ＳＳ钢试片的气相腐蚀速率为０．０４９５ ｍ ｍ／ａ,缓蚀率９１．２％ ,液相腐蚀速率为０ ．０６４３ ｍ ｍ／ａ,缓蚀率９０．５ ％ ,测试后试片光亮,未见点蚀。对磨溪气田使用过的数种缓蚀剂进行全面对比,表明ＣＺ３１Ｅ 各项性能均较佳,可满足含硫气田气、液相防腐的需要。     

耐复合介质泵用新型合金腐蚀行为的研究

采用金相显微镜、Ｘ射线衍射和电子探针相结合的方法，观察与分析了合金的金相组织，并采用多种腐蚀试验方法，研究了耐复合介质（４０％Ｈ３ＰＯ４＋２％ＨＦ＋２５ｇ／ＬＣａＳＯ４）的泵用新型合金在８０℃温度条件下的均匀腐蚀、晶间腐蚀与点蚀行为。试验结果表明，新型合金经１２２０℃×２ｈ水冷固溶化处理后，具有良好的耐均匀腐蚀性能、较高的抗晶间腐蚀与抗点蚀能力和良好的铸造性能。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

普光气田N80套管多元腐蚀行为试验研究

普光气田套管腐蚀严重.选择普光气田常见腐蚀离子S2-、Cl-、HCO3-以及温度作为腐蚀影响因素,通过正交试验法,模拟普光气田N80套管钢材在地层水情况下腐蚀行为.结果表明:试验中各因素对试验指标(腐蚀失重率)的影响按大小顺序是NaHCO3质量浓度、温度、Na2S质量浓度、NaCl质量浓度;N80套管材料在不同腐蚀环境下,腐蚀表面形貌各异,多有蚀坑状,少数试样表面有台阶状;腐蚀形态多为点蚀或坑蚀;N80套管材料腐蚀表面产物各不相同,所有腐蚀产物均包括CaCO3、SiO2,部分试样腐蚀产物还包括FeS、KCl,且各腐蚀产物所占质量均不相同.     

注碱液和聚合物驱地面流程防腐防垢试验

油田在三次采油中，注碱液和注聚丙烯酰胺聚合物，对地面流程中管网和容器造成内腐蚀和结垢等影响，通过动态试验获得Ａ３钢和２０＾＃钢的腐蚀率。当碱液浓度为５％、ｐＨ值为１１时，Ａ３钢的腐蚀率为０．００８ｍｍ／ａ，２０＾＃钢腐蚀率为０．０１１２ｍｍ／ａ，均属“弱”级腐蚀。腐蚀原因系溶解氧和二氧化碳的作用。聚丙烯酰胺溶液浓度为１１００ｐｐｍ，ｐＨ值为１１时，Ａ３钢的腐蚀率为０．０４７ｍｍ／ａ，２０＾＃钢的腐     

钻井液中抗氧缓蚀剂的研究

钻井液中溶解对钻具Ｇ１０５钢的腐蚀速率达８ｍｍ／ａ。合成的缓蚀剂ＣＴ２－１３与钻井液配伍性好,抗氧腐蚀能力强,适用于盐水、淡水、聚合物钻井液等,可用于高温深井作业。在钻井液中,缓蚀剂ＣＴ２－１３加量为１．５～４ｇ／ｌ。在１２０℃下,保护度达到８０％以上,腐蚀速率低于０．６２ｍｍ／ａ。     

油气田产出水中CO_2和HCO－3对碳钢腐蚀的影响

采用腐蚀失重法、交流阻抗法、线性极化及动电位扫描分别测定了碳钢在含Ｃａ２＋、ＨＣＯ－３并饱和以ＣＯ２的油气田产出水中的腐蚀速度、传递电阻、点蚀倾向以及电化学参数βａ、βｃ值。实验结果表明，室温（２９℃）下，当介质中ＨＣＯ－３浓度在低于０．１×１０－３Ｍｒ范围内变化时，或较高温度下（５９℃）低于０．０２×１０－３Ｍｒ范围内变化时，碳钢的腐蚀速度均因阴极过程受阻而逐渐下降。然而当其浓度超过此值后，ＨＣＯ－３离子则会促进碳钢的腐蚀     

压缩机夹套冷却液缓蚀剂的研制

对ＬＬＤＰＥ装置Ｃ－４７０压缩机夹套冷却液系统腐蚀的原因进行了探讨，研制出的Ｓ１３高效缓蚀配方适应Ｃ－４７０压缩机冷却系统特点，解决了该系统的腐蚀问题，使腐蚀率小于石化总公司对碳钢设备腐蚀指标（０．１２５ｍｍ／ａ）的要求。     

钙离子对碳钢在油田污水中腐蚀的影响

针对吉林新民油田污水水质状况，系统地研究了油田污水中Ｃａ２＋、ＣＯ２－２、ＨＣＯ－３等对碳钢（Ａ３钢）腐蚀的影响。失重法和电化学测试结果表明，当水中有ＨＣＯ－３和ＣＯ２－３共存时，低浓度Ｃａ２＋对碳钢有轻微缓蚀作用；Ｃａ２＋浓度增加时碳钢的腐蚀明显加剧，点蚀电位负移，点蚀倾向增大；Ｃａ２＋浓度大于２００ｍｇ／ｌ时碳钢的阳极极化曲线上不再出现明显的钝化区。     

几种钡垢清除剂的室内评价

通过准静态和循环条件下的溶垢试验、岩心伤害和解堵试验、腐蚀试验对国产钡垢清除剂ＣＱ－２和ＮＳ－９１６、英国ＡｋＺＯ公司的Ｓ４６６进行了比较评价，并与文献报导的国产清垢剂ＳＬＰ－１作了比较。ＣＱ－２、ＮＳ－９１６、Ｓ４６６在体积浓度为２５％－５０％时，在５０－７０℃下２４－４８小时的溶钡垢量均在９．９－１１．２ｇ／ｌ范围内。     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

合成甲基叔戊基醚的化学平衡研究

合成甲基叔戊基醚的化学平衡研究是在测量平衡常数的基础上进行的，由平衡常数推算出反应的ΔＨ°和ΔＳ°。反应以甲基叔戊基醚分解的方式进行，以酸性树脂为催化剂，压力控制在１．０ＭＰａ，在４０—９０℃范围内，由试验测得３个反应的标准焓变和熵变分别为：ΔＨ°１＝－３４．９±１．４ｋＪ／ｍｏｌ，ΔＨ°２＝－２８．１±１．１ｋＪ／ｍｏｌ，ΔＨ°３＝－６．９５±１．１ｋＪ／ｍｏｌ；ΔＳ°１＝－７５．５９±３．９Ｊ／（ｍｏｌ·Ｋ），ΔＳ°２＝－７４．８±３．４Ｊ／（ｍｏｌ·Ｋ），ΔＳ°３＝－１．１６±３．１Ｊ／（ｍｏｌ·Ｋ）     

用程序升温氨脱附研究SO_4~(2-)/ZrO_2超强酸催化剂的酸性质

用程序升温氨脱附研究了Ｈ２ＳＯ４的浓度、焙烧温度、氨水的浓度和锆前体的晶型等制备参数对ＳＯ４２－／ＺｒＯ２催化剂的酸性质的影响。结果表明，当Ｈ２ＳＯ４的物质的量浓度不大于１．０ｍｏｌ／Ｌ时催化剂表面主要为一种强酸中心。随着Ｈ２ＳＯ４浓度的增大，表面酸性质发生了明显改变，不仅酸强度减弱，而且总的酸量减少。当Ｈ２ＳＯ４的物质的量浓度增至２．０ｍｏｌ／Ｌ时表面主要为一种弱酸中心。焙烧温度不高于７７３Ｋ时，表面主要为一种强酸中心，且酸量大。随着温度的升高，逐渐向多种强度的酸中心并存转化，且强酸中心数量减少。用浓氨水制得的催化剂存在多种强度的酸中心，且酸量大。用稀氨水时催化剂表面主要为一种强酸中心。用Ｈ２ＳＯ４处理晶型ＺｒＯ２时得不到超强酸。     

100万t/a加氢装置高压换热器E1103换热管失效浅析

中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司100万t/a汽柴油加氢装置高压换热器E1103多根换热管发生泄漏,换热管材质为0Cr18Ni10Ti。通过对换热管开展宏观形貌观察、金相组织分析、EDS成分分析、腐蚀产物分析等试验,判断换热管失效原因为氨盐垢下腐蚀,该腐蚀是从换热管内部点蚀开始,内表面基体分布密集的点蚀坑,最终小的点蚀坑连接成片,形成大的点蚀坑,导致换热管失效。针对分析结果,制定相应的预防措施,避免了腐蚀发生,保证了换热器的长周期运行。     

柴油加氢装置的腐蚀及防腐措施

兰州炼油化工总厂（兰炼）柴油加氢装置加氢反应器后的分馏塔塔顶冷凝系统发生的腐蚀是由Ｈ２Ｓ－ＨＣｌ－Ｈ２Ｏ介质腐蚀所引起,严重影响了装置的正常生产。采用兰炼研制开发的ＲＳＫ－１中和剂,可大大减缓腐蚀程度,使塔顶冷凝水中的铁离子含量由原来的４０￣６０μｇ／ｇ降到０￣２．５μｇ／ｇ,ｐＨ值由原来的３．０￣４．０升至７．０￣８．０,经过一年多的工业 解决了系统的腐蚀问题,使装置安全运行。