经济型低Cr抗CO2腐蚀合金石油管材钢开发现状

主要介绍低Cr钢的开发的背景、目标、现状，分析了 低Cr合金开发的基本思路以及目前低Cr合金的特征，重点对低Cr合金的抗腐蚀机理以及合金元素、组织成分对材料腐蚀性能的影响，以及低Cr合金的机械性能和抗H2S应力腐蚀开裂的特征作了综述.     

输油管道中的CO2腐蚀

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。     

温度对管线钢CO2腐蚀产物膜结构的影响

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。     

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.     

热处理对X80管线钢CO2腐蚀行为的影响

分析了热处理对X80管线钢显微组织的影响,采用失重法研究了试样在模拟地层水中的CO2腐蚀情况,观察试样的宏观腐蚀形貌,综合分析组织对X80管线钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:X80钢经调质处理后得到索氏体,正火得到珠光体.调质处理后,试样较原始硬度都有所提高,850℃淬火+ 550℃回火试样的耐CO2腐蚀性能最好,腐蚀速率为0.5285 mm/a.X80管线钢的原始组织的腐蚀情况主要为点蚀,调质处理试样出现均匀腐蚀,而正火试样只是局部存在明显点蚀.     

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     

腐蚀对管输CO2压力损失影响分析

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。     

温度对P110钢CO2腐蚀行为的影响

在模拟油田实际腐蚀环境中研究了温度对P110钢CO2腐蚀行为的影响．用SEM、XRD等分析了在不同温度条件下材料表面腐蚀产物膜的形貌以及对腐蚀速率和腐蚀形态的影响．结果表明，40℃时表层腐蚀产物类似于疏松的土壤，少且很松散地附着在材料表面，成份主要是溶液中沉积的KCl.90℃时腐蚀产物主要是钙铁镁的碳酸盐和少量的KCl和Fe2O3，腐蚀产物呈颗粒状，较致密但是膜层中含有大量的孔洞．140℃时，试样表层腐蚀产物呈致密的粘土形貌、下层腐蚀产物仍是颗粒状，产物层致密，成份主要是FeCO3和KCl．不同温度下不同的腐蚀产物形貌造成随温度升高。材料的平均腐蚀速率在90℃时出现峰值．     

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.     

LN209井油管沉积物下方腐蚀行为

通过扫描镜（ＳＥＭ）对ＬＮ２０９井油管的沉积物进行观察,发现主要有三层沉积物方腐蚀行为靠近金属基体的较为致密,另外两层为疏松状的物质,通过双速流动实验装置和电偶腐蚀速度测量仪研究了ＬＮ２０９井油管的沉积物下方的腐蚀规律。     

塔里木油田用油套管钢的静态腐蚀研究

研究了温度、CO2分压、溶液pH值及Cl^-浓度对4种油套管常用材料N80、P105、P110和SM110腐蚀行为的影响．在温度为90℃时，4种材料的腐蚀速率都达到最大值．当温度为65℃时，除P105外，其它材料的腐蚀速率随CO2分压的增大而升高．而在90℃时，除P105外。其它材料的腐蚀速率在CO2分压为2．5MPa时达到最大值．溶液pH值及Cl^-浓度对材料的腐蚀速率的影响不明显．     

腐蚀产物膜覆盖条件下油套管钢C02腐蚀电化学特征

采用动电位扫描和交流阻抗技术研究了腐蚀产物膜覆盖条件下2种油套管钢CO2腐蚀电化学特征．结果表明，油套管钢表面生成腐蚀产物膜以后可以显著降低腐蚀电流密度，EIS图谱中出现Warburg阻抗特征，含Cr油套管钢CO2腐蚀产物膜对基体的保护作用要优于N80钢．N80油套管钢在CO2腐蚀过程中的点蚀会使交流阻抗谱出现容抗弧特征．     

N80油套管钢CO2腐蚀产物膜特征

在模拟的油田高温高压现场环境下研究了普通N80级油套管钢和含4％－5％Cr的N80油套管钢CO2腐蚀产物膜结构和离子选择性特征。结果表明，普通N80油套管钢形成的FeCO3腐蚀产物膜具有阴离子选择透过性，这种特征对基体保护性较差，且容易诱发点蚀：含4％－5％Cr的N80油套管钢形成的Cr(OH)3非晶态腐蚀产物膜具有阳离子选择透过性，它不仅可以显著降低腐蚀速率，而且可以抑制点蚀的发生。     

油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究进展

综述了国内外油气井开发过程中油套管钢CO2腐蚀产物膜的研究现状，包括：PCO2≤2MPa条件下膜的形成机理、组织结构、力学性能、离子选择渗透性及破损条件；同时指出在油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究方向。     

油气田中CO2腐蚀的预测模型

综述了油气田中CO2腐蚀速率的预测模型．关于CO2腐蚀速率的预测模型主要包括经验模型(Empirical models)，半经验模型(Semi—empirical models)和机理模型(Mechanistic models)三类．经验模型是根据实验室和油气田现场腐蚀数据建立的预测模型，这类模型比较简洁，与现场的试验数据吻合较好．半经验模型先根据腐蚀过程中的化学、电化学过程和介质的传输过程建立腐蚀速率相关的动力学模型，然后利用实验室数据以及现场数据确定各因素的影响因子．机理模型主要是应用腐蚀热力学、动力学以及物质扩散动力学，基于CO2腐蚀机理建立腐蚀速率的预测模型．由于CO2腐蚀的影响因素很多，腐蚀机理异常复杂，要建立准确、普适的预测模型较为困难．目前这三类预测模型均存在一定的不完善性，应对其进行更深入的研究和改进．     

H2S分压对油管钢CO2/H2S腐蚀的影响

1974-）,男,硕士研究生,研究方向为腐蚀与防护.〖ZK)〗 Tel：0379-4231846〓E-mail：FQ)〗〖HT〗〖HJ〗〖HT5”SS〗 〖JZ(〗〖HT2H〗〖STHZ〗〖WTHZ〗 采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同H2S分压下(1.4 kPa,20 kPa,60 kPa,120 kPa)油管钢N80、P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为20 kPa时取得最大值.      

C02/H2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2、H2S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素，提出了针对CO2／H2S腐蚀开发经济型油管的设想。     

循环冷却水中微生物对黄铜管的腐蚀影响

采用交流阻抗(EIS)测试技术，研究了电厂循环冷却水中微生物对黄铜腐蚀行为影响。结果表明黄铜电极在有菌培养基溶液中浸泡初期，电极表面形成的生物膜抑制了黄铜的腐蚀，随着浸泡时间的延长，生物膜内微生物的代谢活动和代谢产物促进了黄铜的腐蚀。提出了在无菌和有菌培养基溶液中所测得的EIS的等效电路，并计算了相应的等效电路参数。     

INFLUENCE OF SO2-4 AND Cl- ON THE CORROSION BEHAVIOR OF COPPER TUBE IN AIR-CONDITIONING SYSTEM

The influence of chloride or sulphur dioxide on the corrosion behavior of copper tube in the air-conditioning system was studied using scanning electron microscope (SEM),energy dispersion spectrometer (EDS) and cyclic polarization techniques. The results showed that the corrosion of copper tube are mainly caused by the SO2-4- and Cl- ions in the circulating water, and the former is mainly responsible for the general corrosion of the copper tube whilst the latter for the pitting corrosion. The different influences of SO2-4- and Cl- ions on the corrosion type of copper tube may be attributed to that the radius of SO2-4- ion is much larger than that of Cl- ion. Meanwhile the results also indicated that SO2-4- inhibits the pitting corrosion caused by Cl- and Cl- inhibits the general corrosion initiated by SO2-4- due to their competitive adsorption on the copper matrix.