含油集输管道CO2腐蚀速率预测的研究进展

在一定条件下,腐蚀介质中含油对集输管道CO2腐蚀行为有一定的缓蚀作用,是否考虑油品的润湿性和腐蚀产物膜,已成为各个不同CO2腐蚀预测模型的最大的差别.介绍了已有的CO2腐蚀速率预测模型及其考虑的因素;在此基础上,从经验模型、半经验模型、机理模型及神经网络模型四个方面系统地总结了近年来考虑含油影响的CO2腐蚀速率预测研究的进展,并提出了现存的一些问题和今后的研究方向.     

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．     

酸性天然气集输管道腐蚀预测与防护

针对某酸性天然气田,进行了气质、水质及腐蚀产物分析。结果表明,该气田集输管道的腐蚀主要为CO2腐蚀。通过分析其腐蚀机理,在Shell 95模型的基础上,研究了温度、pH对腐蚀速率的影响,建立了CO2腐蚀预测模型,并进行挂片法验证了模型的可靠性。通过对气田常用的两种缓蚀剂ZD1-1和HJF-B进行常压和高压试验,评价了二者的缓蚀效果,为类似酸性湿天然气集输管道防腐蚀提供了一定的依据。     

超临界CO2/原油/盐水环境中J55碳钢腐蚀机制研究

目的 研究超临界CO2/原油/盐水环境下J55碳钢的腐蚀机制.方法 利用高温高压反应釜模拟CO2压力为9 MPa、温度为65℃的超临界CO2/原油/盐水腐蚀环境,分别测定不同含水率下J55碳钢的平均腐蚀速率,通过扫描电镜和能谱仪观察分析腐蚀产物膜的微观形貌及元素组成,并测量最大腐蚀深度和计算点蚀系数.建立超临界CO2/原油/盐水环境中J55碳钢腐蚀模型,并阐述其腐蚀机制.结果 J55碳钢在超临界CO2/原油/盐水环境中的平均腐蚀速率随着含水率的升高而增大,含水率<50％时,腐蚀产物较少,最大腐蚀深度和点蚀系数较小,腐蚀形态为均匀腐蚀.随着含水率的增加,腐蚀产物增加,最大腐蚀深度和点蚀系数迅速增加,腐蚀形态变为局部腐蚀.结论 J55碳钢在超临界CO2/原油/盐水环境中的腐蚀速率远低于在超临界CO2/盐水环境中,原油的缓蚀作用明显.原油的存在改变了J55碳钢的腐蚀形态.     

模拟CO2驱油环境下温度对J55油管钢腐蚀行为的影响

利用高压反应釜模拟CO2驱油环境对不同温度下J55油管钢的腐蚀行为及两种咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀性能进行了研究,计算了腐蚀速率及缓蚀率,分析了腐蚀产物膜的表面特征,分析了试验产出水的离子含量变化。结果表明,J55油管钢的腐蚀速率随温度升高而不断增大,咪唑啉类缓蚀剂对CO2腐蚀缓蚀率高,且改性咪唑啉的缓蚀效果明显更佳,缓蚀剂作用下ΣFe含量比空白试验条件下小得多,而HCO3-离子浓度比其在相同条件空白试验的稍低,缓蚀剂对CO2溶解有一定抑制作用。     

徐深气田油管钢CO_2局部腐蚀敏感区间预测

在徐深气田的开发过程中,发现多起气井油管钢穿孔和管柱断裂事故,分析原因主要是由CO2局部腐蚀造成。为准确反映管柱穿孔失效的实际状况,开展了局部腐蚀敏感区间预测研究。通过模拟徐深气田典型井下腐蚀工况,对常用N80油管钢进行了高温高压腐蚀模拟实验,根据腐蚀形貌及局部腐蚀敏感性的分析,探索出环境因素(温度和CO2分压)对CO2局部腐蚀的影响,以及N80钢局部腐蚀的敏感温度-CO2分压组合区间,建立了CO2局部腐蚀敏感区间的预测模型。通过对比徐深气田实际失效油管与模拟实验试样腐蚀形貌,验证了N80钢CO2腐蚀类型和局部腐蚀敏感区间预测的准确性。     

自制缓蚀剂对井下管材CO_2/H_2S腐蚀的缓蚀行为

利用高温高压硫化氢腐蚀测试仪研究了自制缓蚀剂MSY-1对不同井下管材的缓蚀行为,并从静态、动态、CO2和H2S分压变化等方面评价了缓蚀剂的缓蚀能力。结果表明,CO2,H2S共存时,在相同试验条件下,动态腐蚀速率明显高于静态腐蚀速率,前者为后者的1.5~2倍;0.02%的MSY-1可明显降低静、动态腐蚀速率,缓蚀率达90%以上;CO2、H2S共存时,H2S的存在一定程度上减缓了CO2对钢材的腐蚀,且随着H2S分压的增大,腐蚀速率降低,而CO2分压增大使腐蚀速率增加。     

几种因素对油套管钢CO2腐蚀行为影响

研究了流动条件下CO2分压、流速、原油含水率、溶液Cl^-浓度及pH值对3种油套管常用材料N80、P105和SM110腐蚀行为的影响．90℃、1．5m／s时，随CO2分压升高，材料的腐蚀速率先升后降，在CO2分压为2．5MPa时，除N80钢外，其它材料的腐蚀速率达到最大值；90℃、CO2分压为2．5MPa时，随着流速的增加，腐蚀速率先升后降，在流速为1．5m／s时，材料的腐蚀速率达到最大值；原油含水率对材料的腐蚀速率影响较大；溶液的pH值及Cl^-浓度对材料的腐蚀速率影响不明显．     

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.     

超临界CO_2/油/水系统中油气管材钢的腐蚀机制

利用高温高压CO2模拟实验及SEM,EDS,XRD等分析技术,研究了超临界CO2/油/水系统中J55钢的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜的结构特征,建立了不同含水率下的腐蚀模型,并阐述其腐蚀机制.结果表明:含水率低于30%时,原油浸润整个金属表面,J55钢发生均匀腐蚀,处于耐蚀状态;含水率在30%~75%之间时,腐蚀速率近似线性增长,原油吸附不均匀性及在腐蚀膜沉积部位水优先润湿导致局部孔蚀;含水率高于75%以后,水相浸润整个金属表面,原油的缓蚀作用被屏蔽,腐蚀膜局部破坏引发台地腐蚀,腐蚀速率急剧增加.含水率达到100%时,超临界CO2溶于水形成的强腐蚀环境导致整个金属表面的均匀腐蚀.原油能够削弱超临界腐蚀介质对腐蚀膜的溶解,改变腐蚀膜晶粒尺寸、堆积形态及化学组成,提高腐蚀膜的保护性能.     

加工高酸原油炼油设备防腐技术新进展

介绍了加工高酸原油炼油设备防腐蚀技术的进展和应用情况.主要采取混炼、化学物理方法脱酸、材质升级、加注缓蚀剂以及进行有效的腐蚀监测及预测技术是减轻环烷酸危害的有效手段,并且在抑制高温环烷酸腐蚀的缓蚀剂产品中,磷系好于非磷系,但以混合型最为有效.     

含硫原油炼制过程中活性硫腐蚀

原油主要由碳氢化合物构成 ,并含有相当数量的有害杂质 ,其中硫化合物等在原油炼制过程中对炼制设备有较为严重的腐蚀作用 .对含硫原油炼制过程中硫的主要存在形成以及活性硫的由来进行了分析讨论 ,并阐述了炼制过程活性硫析出对腐蚀过程的加速作用 .为了对含硫原油在炼制过程中复杂的硫腐蚀过程和规律的深入认识 ,指出了应发展相应的在线监 /检测技术以及开展系统的研究工作 .     

碳钢和不锈钢在高温环烷酸介质中的腐蚀行为

采用失重法和表面分析研究了碳钢和不锈钢在高温环烷酸油介质中的腐蚀行为规律。结果表明：酸值和温度是影响金属环烷酸腐蚀行为的主要因素,其反应动力学遵循Arrhenius公式。腐蚀速度随着温度的上升而增加,同一温度下酸值影响气相腐蚀速度与液相腐蚀速度之间的关系。腐蚀速度与酸值的平方根成线性关系。随着腐蚀时间的增加,腐蚀速度迅速降低,最后趋于稳定的腐蚀速度。     

西部油田油管腐蚀结垢机理研究

通过对西部某油田油管腐蚀结垢现状调查、单井采出液成分分析和垢样XRD分析，结合油管结垢趋势预测及室内高温高压腐蚀试验，探讨了油管腐蚀结垢机理。结果表明：垢物主要是CaCO3、CaSO4和铁锈产物，在结垢出现的同时伴随油管腐蚀的发生。影响油管腐蚀结垢的主要因素是采出液中含有丰富的的Ca^2＋、HCO3^-,Cl^-以及原油伴生气中的CO2含量较多。该油田存在严重的腐蚀结垢趋势。     

结构腐蚀损伤定量预测方法对比研究

用BP人工神经网络(artificial neural简称ANN)算法分别对飞机结构材料、lCrl7不锈钢腐蚀损伤数据进行学习训练，建立了腐蚀损伤与环境条件的映射模型，并预测腐蚀损伤值。分析了三种预测方法的预测精度。得到了ANN预测的精度比灰色GM(1，1)模型及Logistic模型的预测精度高，且对数据有较好的适应能力的结论；采用ANN技术定量预测飞机结构腐蚀损伤是一种较好工程方法。     

储罐底板腐蚀的预测研究

影响储罐底板腐蚀的因素很多，它的腐蚀深度和腐蚀速度是随时间变化的灰色量。为了预测储罐底板的腐蚀状况，掌握储罐底板腐蚀的基本规律，应用灰色理论中的GM(1，1)模型对储罐底板腐蚀速度的实际统计数据进行了灰色动态拟合，建立了相应的预测方程，对储罐底板的腐蚀深度和腐蚀速度进行了预测，并建立了残差值的GM(1，1)模型对原预测值进行补偿，从而提高了预测精度和平稳度，为储罐腐蚀防护提供了科学的依据。     

一种预测异径管流动加速腐蚀速率的新模型

通过将稳态传质模型和一维电偶腐蚀模型耦合,提出了预测异径管流动加速腐蚀速率的新模型。该模型先由稳态传质模型得到异径管近壁面处的自腐蚀电流密度分布和速度极值点处的自腐蚀电位,而后将极值点处自腐蚀电位代入到一维电偶腐蚀模型中,计算该壁面处的电偶腐蚀电流密度。应用此新模型对某一异径管流动加速腐蚀速率进行计算,发现异径管大端的腐蚀电流密度比小端腐蚀电流密度大两个数量级,据此可以解释台湾某核电站蒸汽冷凝水管线统计得出异径管大端出现最大减薄量的现象。与壁面剪切应力理论和稳态传质理论计算流动加速腐蚀速率分布相比,该模型的计算结果更贴近实际情况。     

利用灰色理论预测注水管道腐蚀速率的变化趋势

针对注水管道中腐蚀速率和腐蚀影响因素之间复杂的映射关系，提出了利用灰色理论对腐蚀速率进行有效预测，同时为提高预测精度，对标准的GM（1，1）模型进行了合理改进，提出了4种改进方法：改进背景值、考虑初始点影响、灰色理论和BP神经网络相结合（简称灰色神经网络）以及灰色理论和遗传算法（简称灰色遗传算法）相结合等。通过示例表明，经过改进后的4种方法预测精度都有所提高，特别是灰色理论和神经网络结合、灰色理论和遗传算法相结合预测得到的腐蚀速率和实测值能较好吻合，预测精度最高；因此可以运用这两种改进方法较准确地预测腐蚀速率随着时间的变化趋势。     

油品对Mg腐蚀程度的EIS检验方法的建立

针对Mg在航空润滑油中的腐蚀特征，利用交流阻抗技 术，建立一种油品对Mg腐蚀程度的快速检验方法.应用这种方法，检验了Mg在几种不同的航 空润滑油中腐蚀状况，与实际应用情况一致.     

Q235钢在海水淡化一级反渗透产水中的腐蚀行为

采用旋转挂片和SEM, EDS及IR分析研究Q235钢在海水淡化一级反渗透产水中(RO)的腐蚀速度和腐蚀产物变化规律,并利用动电位扫描、电化学阻抗法研究腐蚀过程及腐蚀反应控制步骤。结果表明,Q235钢在海水淡化一级反渗透产水中腐蚀速度在48 h内迅速增大至1.4 mm/a,其后保持稳定。锈层初期为γ-FeOOH薄层,随时间延长逐渐转为由Fe₃O₄构成的内锈层及由γ-FeOOH和α-FeOOH构成的外锈层。腐蚀过程受阴极控制,初期腐蚀阻力达到最大,其后由于大量γ-FeOOH在酸性条件下极易转化为对腐蚀反应没有阻滞作用的Fe₃O₄,腐蚀阻力迅速减小,腐蚀速度迅速增大,当Q235钢表面γ-FeOOH生成和转化达到平衡后,腐蚀阻力保持稳定,腐蚀速度也不再发生变化。