聚合物盐水泥浆缓蚀剂研究

讨论并考察了聚合物盐水泥浆对碳钢的腐蚀性。在腐蚀性最强的３％盐水聚合物泥浆中考察了专门研制的咪唑啉类缓蚀剂Ｎｍ－１的缓蚀性能，１０００ｐｐｍＮｍ－１＋１０００ｐｐｍＮａ２ＳＯ３可使Ａ３钢和２０号钢的腐蚀速率降低８０％－８７％，且不发生点蚀；１０００ｐｐｍＮｍ－１可使４０Ｃｒ钢的旋转弯曲腐蚀疲劳寿命提高到接近在淡水基浆中的腐蚀疲劳寿命（１１．４×１０４周次）。用电化学方法研究了Ｎｍ－１的缓蚀机理。简介了Ｎｍ－１在中原油田５口井、６井次现场缓蚀试验的结果。

150℃土酸酸化低点蚀缓蚀剂8703-A的性能与应用

应用电化学法、挂片失重法和拉伸试验法研究了缓蚀剂8703-A在土酸酸液中对碳钢的缓蚀作用和碳钢的氢脆行为。研究结果表明,8703-A对碳钢在土酸酸液中的均匀腐蚀、点蚀和氢脆有较好的抑制效果,在现场试验中也获得同样的结果。对8703-A的缓蚀机理进行了探讨。

铽锰基化合物TbMn_6Sn_6的结构和磁性

研究了重稀土金属化合物ＴｂＭｎ６Ｓｎ６的晶体结构、内禀磁性及其矫顽力随温度和外场变化的规律。ＴｂＭｎ６Ｓｎ６为ＨｆＦｅ６Ｇｅ６型六角型结构，晶格常数为：ａ＝０５５６１ｎｍ，ｃ＝０９０４７７ｎｍ，单胞体积为０２４１ｎｍ３；居里温度ＴＣ＝４２１Ｋ。ＴｂＭｎ６Ｓｎ６化合物在外场较弱（Ｈｏ＝３２ｋＡ／ｍ）时，热磁曲线呈亚铁磁性；当外场较强时，则表现出铁磁行为，具有变磁性，ＴｂＭｎ６Ｓｎ６的矫顽力随温度变化，当温度Ｔ＝２００Ｋ时，矫顽力为９６０ｋＡ／ｍ，达最大值。

磷酸缓蚀剂的研究

采用失重法和电化学方法对碳钢在磷酸溶液中腐蚀行为及喷啉季铵盐等在磷酸中的缓蚀作用进行试验。结果表明，碳钢在磷酸中的腐蚀速率随磷酸浓度增大而增加，但在磷酸浓度大于４０％以上，碳钢腐蚀速率则随磷酸浓度增大而变化缓慢。喹啉季铵盐是较好的磷酸缓蚀剂，它与碘化物有协同作用。文中还讨论了缓蚀剂的作用机理。

溶胶－凝胶工艺合成ZrO_2超微粉末的研究

以自制Ｚｒ（ＯＣ_３Ｈ_７）_４和Ｙ（ＣＨ_３ＣＯＯ）_３为原料，应用溶胶、凝胶法制备了组份为ＺｒＯ_２－９ｍｏｌ％Ｙ_２Ｏ_３超微粉末．实验表明：温度、湿度、溶液的浓度．介质和催化剂等是影响形成溶胶、凝胶的主要因素．通过ＴＧ－ＤＴＡ、ＸＲＤ、ＢＥＴ比表面积测量以及ＴＥＭ等分析手段研究了粉末的结构与性能．结果表明：钇稳定立方相二氧化锆（ＹＳＺ）超微粉末的合成温度在４７０℃左右．粉末经５００℃以上热处理后变为纯立方相结构．５００℃煅烧２ｈ后的超微粉末颗粒呈球形或近似球形，比表面积为６４．０４ｍ￣２／ｇ，粒径为１５．７ｎｍ．随着烧结温度的升高，ＹＳＺ超微粉末的比表面积减小，粒径增大，预示着颗粒间发生团聚，一次颗粒间的团聚引起了表面积的明显损失和界面的形成．

输油管线缓蚀剂的研究

采用失重和比色方法研究了原油输送管线内腐蚀缓蚀剂的缓蚀性能及其在污水中的含量 ,并研究了柴油、降凝剂、杀菌剂对缓蚀性能的影响。结果表明 ,缓蚀剂在水和油中的分配比直接影响其使用 ,分配比太小的缓蚀剂不能用作输油管线的缓蚀剂 ;缓蚀剂与降凝剂、杀菌剂必须具有配伍性。

SIM-1气举井固体缓蚀剂的研究与应用

高矿化度的弱酸性采出水中的CO2 引起了文东油田高含水气举采油井生产管柱的严重腐蚀 ,研制了固体状缓释性酰胺咪唑啉缓蚀剂SIM 1 (有效成分 75% ) ,简要介绍了制备过程。室内评价表明 :①直径 4 0mm、长 4 0 0mm的园柱体 60℃时在油田采出水中的溶解时间 ,在静止水中大于 1 5天 ,在流动水中大于 5天。②在 60℃的常压CO2 饱和 3 %NaCl溶液中 ,50— 1 0 0mg/L的SIM 1可有效地保护A3、N80和J55钢材。③SIM 1与油基清蜡剂配伍。④电化学测试表明SIM 1为控制阳极过程为主的混合型缓蚀剂。在文东油 1 1口气举井试用 ,SIM 1缓蚀剂投入井底 ,使其在采出液中浓度维持在 1 0 0mg/L左右 ,投加周期为 2 1— 3 5天。第一周期末 ,井口采出水含铁平均由 1 93mg/L降到 76.9mg/L ,对N80钢的腐蚀速率平均由 0 .7892mm/a降到 0 .0 2 1 62mm/a ,井筒挂环腐蚀速率(一口井 )由 0 .894 4mm/a降到 0 .0 73 0 0mm/a。

中原油田文23气田气井腐蚀原因分析

采用XRD、XPS和EPMA对中原油田文23-1、23-8气井油管腐蚀产物和管材进行分析,并试验了碳钢在CO_2介质中的腐蚀。研究结果表明,天然气中的CO_2及凝析水是气井腐蚀的主要原因。管材的非金属夹杂物(MnS、Al_2O_3)含量超标,是加速油管在CO_2环境中局部腐蚀穿孔破坏的另一原因。还探索了应用缓蚀剂防止气井CO_2腐蚀的可能性。

环境对硫酸盐还原菌生长的影响

结合油田污水情况，研究矿化度、温度、压力和ｐＨ值对硫酸盐还原因（ＳＲＢ）生长的影响。结果表明，３７℃左右最利于ＳＲＢ生长，５０℃，矿化度在（１～５）×１０４ｍｇ／Ｌ时，对ＳＲＢ生长有利，压力对ＳＲＢ影响不大，ｐＨ＝７时，菌量高，ｐＨ＝３时，ＳＲＢ也能生长，并会加速金属管路的局部腐蚀。

硫酸盐还原菌对油田套管腐蚀的研究

主要研究温度对硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）生长的影响和ＳＲＢ对油田套管的腐蚀作用，着重分析温度、Ｆｅ^（２＋）浓度对碳钢ＳＲＢ腐蚀的影响。实验表明，在３７℃时ＳＲＢ的活性最强，对碳钢促进腐蚀，介质中Ｆｅ^（２＋）对碳钢ＳＲＢ腐蚀影响还与温度有关：３７℃时加速ＳＲＢ腐蚀，６０℃时则相反，这与腐蚀产物生成不同的硫化物有关。实验结果与中原油田文１０－１井套管内腐蚀上部严重下部轻微一致。

金属－PTC陶瓷复合材料制备工艺及机理的研究

金属－ＰＴＣ陶瓷复合材料是电子功能型的陶瓷基复合材料［１］．本文介绍了Ｆｅ、Ｃｏ、Ｎｉ－ＰＴＣ陶瓷复合材料的制备方法，测定了材料的阻温特性，讨论了样品的ＮＴＣ现象及阻温特性机理．

新型咪唑啉类缓蚀剂的合成、结构表征及缓蚀性能研究

用我国富产的天然油料与多胺反应制取了咪唑啉类缓蚀剂，使用红外光谱、紫外光谱、１３Ｃ核磁共振谱、质谱方法对合成产物进行了结构表征，对此类缓蚀剂在盐酸和ＣＯ２饱和盐水中对碳钢的缓蚀效果进行了研究。

中原油田文10—1井套管腐蚀原因分析

通过现场检测和腐蚀产物Ｘ衍射分析，对文１０－１井套管的腐蚀原因进行了探讨。检测结果表明是以内壁腐蚀为主；套管上部腐蚀严重，下部腐蚀轻微，两者腐蚀产物中铁的硫化物不同。室内试验研究了温度对硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）生长的影响，以及ＳＲＢ对套管钢的腐蚀作用。文１０－１井套管严重腐蚀部位的腐蚀产物为疏松的Ｆｅ９Ｓ８，而腐蚀轻微处主要是较致密的ＦｅＳ。

硫脲衍生物对CO_2饱和水溶液中碳钢缓蚀性能的研究

用失重法及极化曲线方法研究了在CO_2饱和的水溶液中几种硫脲衍生物对碳钢的缓蚀作用.利用缓蚀协同效应得到了在较高温度下缓蚀效果良好的缓蚀剂.

金属－PTC陶瓷复合材料研究

研究低Ｔ＿ｃＰＴＣＲ复合材料的制备工艺，测试所制成样品的阻温特性。通过样品Ｘ射线定性相分析，探讨该复合材料所表现的ＮＴＣ阻温特性机理。

硫酸盐还原菌对油气田设备的腐蚀研究

研究了温度为２５～１００℃时对硫酸盐还原菌生长的影响，并通过２５～６０℃的腐蚀试验，结合腐蚀产物Ｘ光衍射分析表明，硫酸盐还原菌对钢铁腐蚀的促进或减缓作用与其表面腐蚀产物硫化物有关。若生成Ｆｅ９Ｓ８，硫酸盐还原菌去极化作用不断进行而加速钢铁腐蚀；若生成ＦｅＳ，形成较致密的保护膜，使硫酸盐还原菌去极化作用受阻，腐蚀减缓。

利用缓蚀协同效应降低二氧化碳缓蚀剂使用浓度

用失重法及电化学方法研究了抑制碳钢CO_2腐蚀的缓蚀剂的协同效应,得到了低浓度下具有高缓蚀率的复合缓蚀剂.较佳浓度配比时复合缓蚀剂缓蚀率大于二组分单独作用时缓蚀率之和,优良的缓蚀协同效果归因于复配后对电极过程特别是阳极过程的强烈抑制作用.

硫酸盐还原菌的去极化作用

研究了硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）在ｐＨ＝７～１２的油田污水中的生长情况，并通过测量油田污水的极化曲线，分析了ＳＲＢ对腐蚀电极过程的影响。结果表明，ＳＲＢ在ｐＨ＝７～９时大量繁殖生长，在ｐＨ＝１１时不能存活。在油田污水中，ＳＲＢ对腐蚀的阳极过程影响不大，对阴极却有显著的去极化作用而加快了钢铁腐蚀。用透射电镜进行形貌观察发现，ＳＲＢ存在二种形态：有鞭毛的弧状菌和无鞭毛的杆状菌。

高温微生物腐蚀研究

对磨溪气田 M60、M70两油井污水中硫酸盐还原菌 (SRB)的研究 ,发现在磨溪气田存在高温细菌腐蚀。实验结果表明 ,液体中的 M60、M70 SRB均只能在 60°C以下的温度中存活生长 ,而附着在试片上的 M60和M70 SRB则可以在 70°C以下的温度下生存 ,说明粘附于试片上的 SRB具有更强的耐高温性能。M70 SRB生物活性和耐高温性比 M60的 SRB高 ,且 M70的 SRB对 N80钢的腐蚀影响也大于 M60。

碳钢在饱和盐水钻井液中的腐蚀与防护研究

采用动态滚轮试验、静态失重法、电化学方法及扫描电镜研究了碳钢在饱和盐水钻井液中的腐蚀行为。实验结果表明,氧是引起腐蚀的主要因素;添加除氧剂和吸附型缓蚀剂可减缓钻井液的腐蚀;且吸附型缓蚀剂对钢材在存放过程中的腐蚀起到较好的抑制作用。文中对钻井液添加剂、钻井液pH值及大气相对湿度对腐蚀的影响也进行了研究。