CO2压力对金属腐蚀产物膜形貌结构的影响

在高温高压静态釜中对3种油套钢N80、P110和J55的CO2腐蚀进行了模拟腐蚀试验．通过扫描电子显微镜(SEM)对比分析了腐蚀产物膜的厚度和表面平均晶粒大小随CO2压力的变化规律．结果显示，在试验条件下，3种材料所得到的腐蚀产物膜的纵向形貌为双层结构，其膜厚随着CO2分压变化情况比较相近，在CO2分压为6.89MPa时，膜厚均达到最大，在超临界压力以上急剧减小；膜表面平均晶粒大小随CO2压力的变化都出现了两个峰值和一个低谷，并且在超临界压力以上随着压力增加均急剧减小，而峰值或低谷所对应的CO2压力和晶粒大小，3种材料存在明显的差异．     

CO2腐蚀的产物膜及膜中物质交换通道的形成

用SEM分析CO2腐蚀过程中腐蚀产物膜及膜中物质交换通道的形成。在CO2腐蚀过程中形成的腐蚀产物FeCO3膜分为结构和成分各不相同的三层，且膜内有众多通道，造成腐蚀介质穿透膜进入金属表面腐蚀金属。宏观和微观通道形成的原因包括膜形成过程中的缺陷、膜在腐蚀介质中的溶解、应力造成的腐蚀产物膜的破裂等，正是由于膜中大量通道的存在造成材料严重的局部腐蚀。     

油茶粕缓蚀剂的研制及其缓蚀性能评价

通过连续回流水解萃取法由油茶饼粕制得一种酸洗用缓蚀剂,研究确定了该缓蚀剂的最佳制备工艺,通过测定自腐蚀电位、极化曲线和电化学阻抗谱,评价了缓蚀剂的缓蚀性能.结果表明,缓蚀剂的最佳制备工艺为:茶粕颗粒大小50～60目,水与盐酸的体积比1∶1,于脂肪提取器中加热至沸,连续水解1.5 h制得缓蚀剂,适当浓缩后其有效成分中总氨基酸含量可达24.38 g·L-1.该缓蚀剂对X65碳钢在酸性介质中有较好的缓蚀性能,缓蚀效率可达81.2%,属于混合型缓蚀剂.     

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     

V型缺口冲击试样缺口根部三维弹性应力场分析

通过三维有限元计算来研究V型缺口冲击试样缺口根部三维弹性应力场，分析了不同厚度含有V型缺口冲击度校缺口根部的应力集中系数、离面约束系数以及相对离面应力σz/σz0。结果表明：中面缺口根部附近的应力集中系数是B／α的函数，当B／α值较小时，随着B／α值的增加，界面缺口根部应力集中系数Kt增加，在B/α＝0.5附近达到最大值；一，界面缺口根部应力集中系数Kt随着B/α值的增加反而减小，沿厚度方向界面缺口根部附近应力集中系数Kt均小于相应中面的应力集中系数，缺口根部的应力集中系数Kt是z/B和B／α的函数。沿厚度方向界面缺口根部附近的离面约束系数Tz也是z/B和B／α的函数，随着厚度的增加离面约束系数Tz增大，离中面越近离面约束系数Tz越大。根据上述结果分析了高强度管线钢在冲击试验中断口产生分层裂纹的原因。     

硫醇基硫代磷酸辛酯的合成及其缓蚀性能研究

在实验室以辛醇和P2S5（酯比为4－2：1）等为原料，在100－170℃反应约5h合成了一种新型抗环烷酸腐蚀的硫醇基硫代磷酸辛酯缓蚀剂。试验结果表明，辛醇含量越低，产物中双硫醇基硫代磷酸单辛酯的含量越高，缓蚀效果越好，反应温度较高时，产物的产率较高；在270－280℃或340－350℃温度范围内，合成产物有较好的抗环烷酸缓蚀作用，当其加入量为1000mg/L，缓蚀效率可达95％以上。     

边界元法中非对称满系数矩阵方程组的分块求解法

边界元法中非对称满系数矩阵方程组的分块求解法刘晓坤，王建军（西安石油学院）路民旭，张大鸣（西北工业大学）ＡＢＬＯＣＫＥＱＵＡＴＩＯＮＳＯＬＵＴＩＯＮＴＥＣＨＮＩＱＵＥＡＮＤＩＴＳＰＲＯＧＲＡＭＦＯＲＵＮＳＹＭＭＥＴＲＩＣＤＥＮＳＥＭＡＴＲＩＸＩＮＴＨ...     

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。