掺杂及卤化调控富勒烯氧化还原电位的DFT研究

采用基于密度泛函理论(DFT)的模拟计算方法,分别计算了原始富勒烯C_(60)和11种单原子置换(掺杂及卤化)富勒烯材料C_(59)X(X=B、Si、N、P、As、O、S、Se、F、Cl、Br)的氧化还原电位、电子亲合能、分子轨道能级.其中,B、As、P、Si、N、Se、S单原子置换导致氧化还原电位正移,B置换后增幅最高(3.655 V);F、Cl、Br、O单原子置换后,氧化还原电位均负移,F置换后降幅最大(2.476 V).在所考察的12种富勒烯分子中,C_(59)B和C_(59)F的电子亲和能(EA)分别为最小值(-3.901 eV)和最高值(-2.577 eV),二者分别具有最强和最弱的得电子倾向.在C_(59)B和C_(59)F中,B、F置换原子周围存在电荷偏聚,且B、F与周围C原子的成键主要来自于-2.5 eV和-7.5 eV能级附近2p电子的相互作用.

模拟油田H_2S/CO_2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐蚀速率先增加后降低;当介质中CO_2含量增加时,腐蚀速率则是单调增大趋势;Ca^(2+)、Mg^(2+)的影响与CO_2类似,而Cl^-的影响则与H_2S具有基本相似的规律。在H_2S/CO_2混合介质中,N8O钢的腐蚀行为受各因素的交互影响,且影响程度不同,各因素作用由大到小依次是:H_2S含量、Ca^(2+)、Mg^(2+)含量、Cl^-浓度和CO_2含量。

N80钢在CO_2/H_2S高温高压环境中的腐蚀行为

利用交流阻抗和极化曲线 ,在模拟含CO2 /H2 S的高温高压环境中实时监测了N80油管钢的腐蚀行为 ,辅以扫描电镜和X 衍射分析 ,探讨了CO2 和H2 S对油管钢的联合腐蚀作用。研究结果表明 :在 1 18MPaCO2 和 0 0 1MPaH2 S混合气体腐蚀环境中 ,N80钢以H2 S腐蚀为主 ,与CO2 腐蚀相比较 ,加入H2 S后腐蚀的阴、阳极反应加快 ,腐蚀产物膜具有较强的保护性 ,阻碍了反应物质的传输 ,使均匀腐蚀速率下降 ;硫化物的缺陷会导致局部腐蚀的发生 ,但FeCO3和CaCO3等二次产物的紧密填充 ,使得局部腐蚀受到一定程度的抑制。

克乌复线管道腐蚀缺陷检测数据综合统计分析

统计分析了克乌复线529×7(8)mm管道全线腐蚀缺陷的漏磁检测数据与现场取样管段室内缺陷尺寸测试数据。对腐蚀缺陷在管道全线的分布情况及特征进行了分类统计,并结合室内测试结果,按里程进行了综合分析。将其结果与剩余强度评价结果相结合,为管道防腐层维修和管段的维护提供决策依据,有利于管道的科学管理和运营。

油气管线腐蚀剩余寿命预测研究现状分析

介绍了国内外管线腐蚀剩余寿命预测研究的成果和研究发展状态，比较了国内在寿命预测研究上的差距，并指出该领域今后的研究发展趋势。分析结果表明：管线腐蚀剩余寿命预测研究工作在国外不断得到加强，但国内研究才刚起步；该领域在过去的研究中，已经取得了许多成果，建立了一系列的腐蚀剩余寿命预测模型，腐蚀速率模型和专家系统，尤其是在含CO2凝析气井的腐蚀剩余寿命预测方面，其模型已比较完善。但总的来看，腐蚀剩余寿命的预测研究缺乏系统性，没有建立起规范性的研究准则，这是今后的研究中急需加强的方面。

含缺陷管道补强修复技术发展及应用现状分析

油气输送管道在服役过程中会受到许多因素的影响而产生各种缺陷,这些缺陷的存在及其发展会影响管道的安全性,有效地修复这类缺陷是确保管线安全运行和提高油气集输效益的关键技术措施。通过对常用含缺陷管道补强修复方法特点的比较及对玻璃钢补强修复技术的应用现状与发展态势分析,指出目前已开发及使用的管道修复方法均存在一些不足,研究开发出具有更高强度和良好施工工艺性能的补强修复技术及产品,加强管道缺陷检测及安全评价等配套技术的开发,是今后研究中急需加强的工作。

多相流管线蚀满泄漏时的水动力学特性分析

将背压分析方法、两相流管道效率与潘汉德公式相结合,分析了多相状态下点蚀泄漏时的天然气管道输运特性,导出了气液两相流泄漏系数与当量输气流量等新概念,提出了通过分析天然气管道的输运特性而监测多相泄漏的新方法.通过在在内径50mm、长100m的水平管中模拟对该方法进行了实验验证,结果表明,在不同的泄漏时的管道基本输运特性曲钱,且偏离程度随气体泄漏比率的增大增大,据此可监测多相泄漏的发生.

温度对二氧化碳腐蚀产物膜形貌特征的影响

在高温高压静态釜中对 3种油、套管钢材N80、P110和J5 5进行了CO2 腐蚀模拟试验。用扫描电子显微镜 (SEM )对比分析了腐蚀产物膜的厚度和表面平均晶粒大小随着温度改变的规律。结果显示 ,3种材料所得到的腐蚀产物膜的纵向形貌为双层结构 ;其膜厚随着温度变化的最大值均在 12 0℃处 ,N 80和J5 5两种钢的最小值在 160℃处 ,而P110钢则在 180℃处。 3种材料成膜晶粒的尺度随着温度的变化都出现了一个峰值和一个低谷 ,峰值都在 12 0℃ ,低谷所对应的温度却不相同。N80和J5 5两种钢在 160℃ ,而P110则在 180℃处。虽然 3种材料腐蚀产物膜的峰值或低谷存在明显差异 。

N80油套管钢CO_2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．丘容易诱发点蚀：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。

温度、Cl^-浓度、Cr元素对N80钢CO_2腐蚀电极过程的影响

利用电化学阻抗技术研究了温度、 Cl-浓度、 Cr元素对N80钢CO2腐蚀电极过程的影响.结果表明,随着温度的升高,CO2腐蚀的阴极、阳极电极反应速率会明显增大,与此同时,温度的升高又容易使腐蚀产物膜在试样表面形成,对基体金属起到一定的保护作用.增加介质中的Cl-浓度,会使阳极溶解速率先增加,后减小;阴极还原速率则缓慢减小;同时, Cl-还会破坏腐蚀产物膜在试样表面的覆盖. N80钢加入Cr元素以后, CO2腐蚀阴极、阳极反应速率降低,材料具有一定的抗CO2腐蚀能力.

油气井管柱完整性技术研究进展与展望

在回顾油气井管柱完整性概念的提出与发展历程的基础上,介绍了我国在钻柱构件适用性评价、"三超"(超深、超高温、超高压)气井油套管柱可靠性设计与完整性评价、"三超"气井油管腐蚀行为与评价、热采井基于应变设计与选材评价技术等方面的最新研究进展及其应用情况。指出现有油气井管材与管柱技术仍不能满足"三超"、严重腐蚀、非常规、特殊工艺和特殊结构井等服役环境,进而提出了进一步加强油气井管柱完整性技术研究与科技攻关的建议:1持续完善和发展中国西部深层油气勘探开发套管柱优化设计与管材选用及完整性评价技术;2急需建立有针对性的非常规页岩气开发套管柱优化设计、选材及完整性评价技术;3建立"三超"高含CO2气井环境及压裂酸化工况复杂油管优化设计、选材选型、完整性评价技术;4深入研究含缺陷油气井管柱缺陷检测、安全评价、风险评估、寿命预测、维修补强等关键技术;5建立油气井管柱完整性管理体系和配套的支撑技术体系。

N80油套管钢CO_2腐蚀产物膜的力学性能

N80油套管钢CO2腐蚀产物膜力学性能的测试结果表明,腐蚀产物膜的弹性模量与硬度从内层刮外层逐渐降低,弹性模量平均值为110 GPa.疏松的腐蚀产物膜内产生拉应力,应力大小随膜层的厚度增加而增加,腐蚀产物膜在试样表面稳定形成以后,内应力便趋于一个定值,大小约为46 MPa.外层府蚀产物膜的断裂应力、应变分别为55.6 MPa和5.06×10-4,小于内层膜断裂应力与应变(197.3-234.4 MPa和1.79×10-3-2.13×10-3).同样,内层膜与基体的粘附力要明显高于外层膜与内层膜。腐蚀产物膜内应力可以导致外层膜破裂.

含Cr油套管钢CO_2腐蚀产物膜特征

在模拟油田CO2 腐蚀环境下 ,利用XRD、EDS、XPS和SEM研究了含Cr的N80钢腐蚀产物膜的特征 .结果表明 ,本试验条件下Cr在腐蚀产物膜中富积 ,形成非晶态物质Cr(OH) 3 ,使得腐蚀产物膜具有阳离子选择性 ,阳极反应受到抑制 ,腐蚀速率降低 .

H_2S分压对油管钢CO_2/H_2S腐蚀的影响

采用高温高压釜 ,辅以失重法和扫描电镜 ,对不同H2 S分压下 (1 4kPa,2 0kPa ,6 0kPa ,12 0kPa)油管钢N80、P110的CO2 /H2 S腐蚀进行了研究 .结果表明 ,在试验H2 S分压范围内 ,随着H2 S分压的升高 ,两种钢的腐蚀速率先增后降 ,且都在H2 S分压为 2 0kPa时取得最大值 .

N80油管钢CO_2腐蚀点蚀行为

在模拟油田CO2 腐蚀环境下 ,利用XRD、EDS和SEM研究了N80钢点蚀坑的形成与发展 .结果表明 ,Cl-会在腐蚀产物膜与金属界面处富积成核 ,加速该区域的阳极溶解 ,促使点蚀坑的形核 ;点蚀坑内也有Cl-富积 ,在膜与基体界面处形成厚度为 3 μm的富积层 ,加速点蚀坑内基体的腐蚀 ,使得点蚀坑进一步发展 .同时 。

咪唑啉衍生物在含H_2S/CO_2油气井环境中的缓蚀行为研究

采用电化学方法模拟某含H2 S和CO2 的高温高压气井腐蚀环境 ,研究了咪唑啉衍生物对N80油管钢的缓蚀机理和缓蚀行为。结果表明 :该咪唑啉衍生物能与介质中的硫化物共同与铁原子配位 ,产生稳定的吸附膜 ,属于阳极型缓蚀剂 ,其缓蚀机理为“负催化效应” ,在较强的阳极极化条件下的脱附行为服从金属基底原子离子化溶解对缓蚀剂的冲击脱附模型 ,对裸钢或已经发生了腐蚀的油管钢都能起到较好的防护作用 ,能抑制H2 S导致的局部腐蚀。

CO_2对油气管材的腐蚀规律及预测防护

综述了油气管材的CO2 腐蚀机理及影响因素 ,并对两个腐蚀速率预测模型进行了比较 ,分析评价了各种常用防腐技术的特点 ,指出了防腐技术确定原则 ,同时讨论了油气管材CO2 腐蚀的国内外研究水平和趋势 .

CO_2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J5 5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 .

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 。

N80钢CO_2腐蚀电极过程交流阻抗分析

利用交流阻抗技术研究了N80钢在不同介质条件下CO2腐蚀交流阻抗图谱的特征.结果表明,N80油套管钢CO2腐蚀EIS曲线具有三个时间常数,其中低频感抗弧与试样表面活化溶解有关,低频容抗弧与试样表面腐蚀产物膜生成有关.随着试样表面腐蚀产物膜覆盖度增大,EIS曲线低频区感抗弧逐渐缩小,容抗弧逐渐扩大.进一步讨论了试样表面腐蚀产物膜成膜情况与电极反应过程的关系.