含缺陷高压管道复合材料补强有限元模拟

针对输气管道存在缺陷时容易引起气体的泄漏,利用高压管道复合材料补强力学模型,用有限元方法计算了在不同管道尺寸、厚度、缺陷面积和缺陷深度下用复合材料补强的最小层数,并绘出了补强厚度与缺陷面积和深度的关系图。计算结果表明,在极限输送气压下,缺陷深度和面积是决定补强层数的主要因素。     

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。     

影响油气田CO2腐蚀速率的因素研究

由于石油和天然气中含有CO2,对管材和设备等造成腐蚀甚至严重危害。本文参考大量的国内外文献,较系统的综述了影响二氧化碳腐蚀的影响因素。将为油气工业中CO2的防腐研究方向、模型的建立和措施的制定提供参考依据。     

N80钢的高温高压CO2腐蚀电化学特性研究

运用电化学测量技术研究N80油管钢在高温高压模拟油田现场腐蚀环境中的CO2腐蚀电化学行为.研究结果表明:在腐蚀的开始阶段,反应主要受活化控制.随着反应的进行,腐蚀产物不断在金属表面沉积,腐蚀电动势和电流密度越来越小,扩散传质过程的影响随之增大.当腐蚀反应时间超过72h后,电极腐蚀过程趋于稳定,此时,反应受活化和扩散共同控制.     

温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

为了研究温度对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响,采用高温高压釜装置,辅以失重法计算和扫描电镜分析,对不同温度下(80 ℃,90 ℃,100 ℃,110 ℃)油管钢N80,P110的CO2/H2S腐蚀速率进行了研究,得到不同温度下两种钢的腐蚀速率和腐蚀形貌.研究结果表明,在试验温度范围内,N80钢和P110钢都发生了极其严重的 CO2/H2S腐蚀,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率均先增后降,且在90 ℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率高于N80钢.     

温度对X65钢元素硫腐蚀行为的影响

利用浸泡腐蚀试验及电化学测试方法并辅以SEM和XRD分析手段,在含硫环境中研究了X65钢的腐蚀规律与温度的关系.结果表明,温度升高,促使H＋传输速度增大,阴极去极化作用增强,导致X65钢腐蚀加剧.当温度低于60℃时,电极反应由扩散和活化控制.产物膜层呈疏散或不致密、多孔,腐蚀产物为FeCO3.当温度由60℃增加到90℃时,电极反应转为活化控制且由于元素硫的酸化作用导致阴极去极化作用明显增强,腐蚀性增强.腐蚀产物表现为散落、龟裂直至脱落,且以Fe3S4为主.     

西部油田某井油管腐蚀失效分析

采用化学成分分析、金相显微镜、扫描电子显微镜、X射线能谱分析仪和电化学方法等手段对西部某油田油管腐蚀失效件进行了检测分析。结果表明,井下油管管体外壁发生严重点蚀主要因素是酸化过程残酸反排阶段的残酸液和地层水中的高浓度氯离子,同时CO2和H2S也促进了腐蚀发生。油管管体相对于结箍发生了更严重的点蚀,主要是因为油管管体和结箍在材质、金相组织以及耐蚀性上均存在差异。     

纳米材料国内外研究进展Ⅱ——纳米材料的应用与制备方法

由于纳米材料的特殊结构以及所表现出来的特异效应和性能,使得纳米材料具有不同于常规材料的特殊用途。本文就纳米材料的应用及制备方法进行了综述,并对其发展前景进行了展望。     

阿赛输油管线腐蚀状况调查及分析

通过对阿赛输油管线的服役历史、运行环境、历年大修情况以及漏磁检测结果等进行分析和统计,发现阿赛输油管线虽然铺设时间不长,但管道腐蚀却很严重,腐蚀发展速率高,管道的腐蚀以电化学因素引起的外腐蚀为主;腐蚀发生的根本原因是由于保温层进水引起的;通过对阿赛输油管线1～3号站之间智能检测数据的统计分析。发现腐蚀主要发生在管道的底部位置,腐蚀缺陷主要位于1∽2号站之间。占缺陷总数的75％以上。     

压应力对HP13Cr钢电化学腐蚀性能的影响

目前有关压应力下金属材料腐蚀规律的研究较少。以常用的HP13Cr油管钢为对象,测试了其在添加和未添加缓蚀剂的酸化环境中承受不同压应力下的极化曲线及交流阻抗谱,并结合扫描电镜(SEM)观察腐蚀形态来分析其电化学腐蚀性能。结果表明:在酸化环境下,随着压应力水平的增加,HP13Cr钢的自腐蚀电位负移,电化学腐蚀速率增大,耐蚀性能下降;压应力会促进电化学腐蚀,选择适当的缓蚀剂进行表面吸附,可显著降低应力对电化学腐蚀的影响,控制压应力的数值对于缓蚀剂效率发挥具有一定影响。