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| 1 | N80油管钢在模拟油田CO2环境中的腐蚀行为显示文摘为了研究模拟CO2环境中温度和CO2分压对N80钢腐蚀行为的影响,采用失重法和扫描电子显微镜分析了试样的腐蚀速率、腐蚀形态和腐蚀产物膜形貌。结果表明,随着温度的升高,N80钢的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势,90℃时达到最大值;温度较低时,试样表面附着的腐蚀产物较少,以均匀腐蚀为主;温度升高,腐蚀产物膜增厚,疏松、不均匀,发生明显的局部腐蚀;温度较高时,腐蚀产物膜致密、稳定,又转变为均匀腐蚀。随着CO2分压的升高,N80钢的腐蚀速率逐渐增大,腐蚀产物膜较厚且不完整,局部腐蚀严重。 | 葛睿 张钧 | 2019 | 焊管2019，42，8： | 9 |
| 2 | 油气管道机械损伤缺陷及其腐蚀原因分析显示文摘某油气管道内壁在漏磁检测时,发现金属异常损失信号,根据相关标准,对缺陷进行完整性评价和开挖验证并修复。在缺陷处清理发现腐蚀坑,对坑内腐蚀产物进行半定量X荧光分析,结果表明:腐蚀产物主要成分为三氧化二铁和氯化物。腐蚀机理是蚀孔内铁基体的不断溶解,使得金属阳离子不断增加,为保持蚀孔内外的电中性,蚀孔外的氯离子向蚀孔内迁移,加速了管体的腐蚀。在土壤水含量和通气量不同的情况下,潮湿环境促进了坑蚀外氯离子的迁移,含氯离子潮湿环境腐蚀速率比半潮湿环境腐蚀速率大。 | 王锋 齐嵩岭 闻亚星 陈金忠 马义来 | 2021 | 石油化工腐蚀与防护2021，38，5： | 6 |
| 3 | 复杂环境下20~#钢的腐蚀失效性显示文摘为深入了解20~#钢在复杂环境下的腐蚀失效情况,明确腐蚀失效的主要影响因素,以塔河油田混输管段为例,采用宏观分析、化学成分分析、拉伸性能和金相组织分析、扫描电镜及能谱分析、X射线衍射(XRD)分析等方法对其进行失效分析。结果表明:该管段腐蚀穿孔的主要原因是由腐蚀介质所引起的电化学腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3、FeOOH、FeS、Fe OH·H_2O等,管道输送介质中的Cl^-、H_2S、CO_2、O_2是造成腐蚀穿孔的重要成分,其中H_2O是腐蚀介质的载体,CO_2影响最为显著,其次是H_2S。同时,由于该油田采出液具有高含Cl^-、高矿化度、高含H_2O、高含CO_2、高含H_2S、低pH值的特点,使管件有较强的腐蚀结垢特性,通过室内有无沉积物覆盖下的点腐蚀试验,进一步确定了管道沉积物对管道腐蚀失效的影响及规律,为今后金属管材的腐蚀控制提供了技术支撑。 | 唐世春 李雅娴 代维 赫文博 | 2018 | 油气储运2018，37，8： | 6 |
| 4 | 基于灰色关联分析法的湿气管道内腐蚀直接评价方法的应用显示文摘为了掌握无法进行内检测的海底管道的内腐蚀情况,以南海某湿气管道为例,通过多相流软件模拟海底管道的实际流动状态,采用NORSOK模型计算海底管道的腐蚀速率,采用湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)预测了管道腐蚀的高风险位置,并引入灰色关联分析法判断海底管道内腐蚀的主要影响因素.结果表明:该海底管道为轻度腐蚀,立管段、低洼区域管段及管道前110km范围内的管段为腐蚀高风险位置;确定再评价时间间隔为8 a;多相流模拟与腐蚀挂片试验的结果基本一致,证明了WG-ICDA具有一定的可靠性;压力、CO_(2)分压、温度和液膜速率是海底管道内腐蚀的主要影响因素. | 杨亚吉 曹学文 孙媛 李钰璇 曹恒广 张天俭 | 2022 | 腐蚀与防护2022，43，6： | 5 |
| 5 | 油气钻采用油管的腐蚀机理及防护技术研究进展显示文摘油管在油气钻采中用量巨大并且需要反复使用,做好油管的防腐蚀,对油气安全生产至关重要。随着国内多数油气田进入开发中后期及页岩气等非常规油气藏的不断开发,随着新型驱替技术的应用,高盐、高温和高硫等复杂严苛的环境对油管等钻采设备的腐蚀已日益严重。总结了油管介质CO_(2),H_(2)S,Cl^(-)和细菌等腐蚀机理及多场耦合作用下的腐蚀研究进展;介绍了常用油管的防腐技术,包括耐蚀材料、有机涂层、金属镀层和渗氮等油管防腐技术的优缺点,以期对油管的腐蚀机理研究和防腐技术开发提供一定的借鉴和指导。 | 赵焰峰 廖茂 邓勇刚 冯强 李辰 韩宏昌 | 2021 | 石油化工腐蚀与防护2021，38，3： | 5 |
| 6 | A2井表层套管腐蚀机理分析与防护对策显示文摘目的通过对A2井表层套管外腐蚀产物组分化验与电化学测试,确认其腐蚀原因,并结合现场实际情况制定防护措施。方法对收集到的腐蚀产物进行能谱元素、XRD组分分析,并参考NACE-TM0194—2014和SY/T 0532—2012进行SRB、TGB分析。结果能谱分析显示,腐蚀产物主要由氧、铁、碳元素组成,其次还含有少量钠、钾、氯、硫元素;XRD分析显示,腐蚀产物主要成分为Ba SO4、Fe2O3和FeS;细菌化验显示,腐蚀产物中含有SRB和TGB,具备通过微生物代谢提供H2S的条件。实际检测A2井涂敷防腐实施后,表面腐蚀得到明显控制。结论 A2井表层套管外腐蚀产物主要为Fe2O3和FeS,腐蚀的主要原因为大气环境氧腐蚀,次要原因是细菌作用产生的次生硫化氢腐蚀,产物中大量的重晶石和少量的无机盐来源于钻井液,海水为细菌提供了来源。基于腐蚀产物分析结果,采取的主要防护措施是隔绝大气和水。通过对石油管道涂敷技术调研分析,结合A2井作业空间,提供了一种STOPAQ防腐膏挤注与涂敷防护方案。该技术操作安全方便,无需对腐蚀面进行特殊预处理,作业过程中无需停产。 | 邢希金 武治强 吴晓冬 贾小兰 耿亚楠 | 2018 | 表面技术2018，47，12： | 5 |
| 7 | 基于博弈云模型的油气管道外腐蚀等级分析显示文摘针对管道外腐蚀等级分析具有模糊性以及不确定性的特点,建立了基于博弈云模型的油气管道外腐蚀等级评价模型。选取影响管道外腐蚀的15个评价指标,构建油气管道外腐蚀评价指标体系,采用模糊层次分析法(FAHP)、熵权法以及博弈论组合赋权方法计算各评价指标的组合权重。通过正态云发生器得到各评价指标的云模型特征数字,与标准评价云进行比较,得到各管段外腐蚀等级;同时运用评价指标的实测值计算各管段的综合确定度,依据最大隶属度原则确定各管段的外腐蚀等级。结果表明:两种评价结果与现场实测外腐蚀等级基本相符,博弈云模型在研究管道外腐蚀等级分析中具有良好的可靠性和实用性。 | 廉爽 张景飞 张海营 梁天水 | 2019 | 腐蚀与防护2019，40，10： | 4 |
| 8 | 油气管道在CO_(2)与H_(2)S环境中的腐蚀行为与防护显示文摘油气具有易燃、易爆等特点,油气管道一旦出现泄漏,不仅会浪费能源、污染环境,还会引发爆燃,造成严重的社会后果,因此,油气管道的防护工作显得尤为关键。油气管道腐蚀会造成管道过早失效,严重缩短管道使用寿命,其中点蚀具有隐蔽性强、破坏性大的特点,且环境因素对其腐蚀速率影响显著。本文概述了管道输送含CO_(2)和H_(2)S介质的腐蚀行为,分析了CO_(2)、H_(2)S对管道的腐蚀机理及腐蚀速率环境影响因素,介绍了常用的管道腐蚀方法;进一步探讨了CO_(2)/H_(2)S共存体系腐蚀机理及竞争协同作用、CO_(2)/H_(2)S分压比等腐蚀速率影响因素,总结了CO_(2)/H_(2)S腐蚀研究进展及存在问题,以期为开发环保、高效的油气管道腐蚀防护提供新思路,确保油气管道安全平稳运行,保障能源稳定供应,提高社会经济效益。 | 王馨昱 | 2022 | 当代化工研究2022，，13： | 4 |
| 9 | 酸洗钝化对316L/L415双金属机械复合管环焊缝耐蚀性的影响显示文摘针对316L/L415双金属机械复合管环焊缝内腐蚀泄漏的问题,配制酸洗钝化液(25%HNO3+5%HF+70%H2O)对其进行酸洗钝化,并利用形貌观察、电化学试验、点腐蚀试验等对酸洗钝化前后焊接试样的耐蚀性进行对比研究。结果表明:酸洗钝化后的试样表面变得平整、光亮、洁净;酸洗钝化后,焊缝和热影响区试样表面的耐蚀性元素Cr、Ni含量均有明显增加,但母材的Cr、Ni含量变化很小;酸洗钝化后的母材、焊缝及热影响区试样的自腐蚀电位均发生正移,腐蚀率更低。酸洗钝化可以在环焊缝表面生成一层新且更致密的钝化膜,明显提高316L/L415复合管环焊缝的耐蚀性。 | 宋成立 王福善 冯泉 范磊 白真权 方艳 | 2020 | 腐蚀与防护2020，41，11： | 4 |
| 10 | 双相不锈钢应力腐蚀行为及防护技术研究进展显示文摘双相不锈钢含有铁素体+奥氏体两相组织,具有良好的机械和腐蚀性能,尤其以出色的抗应力腐蚀开裂性能而著称。但双相不锈钢在特定的环境和拉应力共同作用下,会出现应力腐蚀开裂现象,由于应力腐蚀开裂通常难以被发现,从而导致灾难性的事故。在此基础上,从材质的成分和金相组织,温度、pH、氯离子和氧气浓度等工况环境,冷变形和残余应力等方面总结了影响双相不锈钢应力腐蚀开裂的因素。结合双相不锈钢的使用环境和应力特点,阐述了双相不锈钢的应力腐蚀开裂机理,包括电化学阳极溶解理论、氢脆机制、膜破裂理论、化学脆化一机械破裂两阶段理论、应力吸附破裂理论。依据应力腐蚀开裂机理,结合影响因素,通过合理添加合金元素开发出新的双相不锈钢、双相不锈钢等离子碳氮共渗或表面涂层、热处理工艺等方法,有效地降低双相不锈钢应力腐蚀开裂的敏感性。最后,从双相不锈钢应力腐蚀开裂机理和防护技术两方面展望了双相不锈钢应力腐蚀开裂未来的研究方向,从本质上减少应力腐蚀开裂事故的发生,保障生产的“安稳长满优”。 | 赵帅 廖柯熹 吴超 刘昕瑜 冷吉辉 覃敏 | 2022 | 表面技术2022，51，8： | 3 |
| 11 | 埋地油气管道腐蚀机理研究及防护探讨显示文摘油气的集中和运输主要通过埋地油气管线进行,埋地油气管道经常会出现腐蚀的现象,影响油气的正常输送。通过对埋地油气管道出现腐蚀的原因的阐述,提出了油气管道腐蚀防护的措施,对有效降低埋地油气管道腐蚀的概率具有重要作用。 | 王文达 | 2019 | 全面腐蚀控制2019，33，5： | 3 |
| 12 | 埋地管道保护层腐蚀检测技术的研究显示文摘本文通过高低温交替试验、高温阴极剥离试验和电化学阻抗谱测试对不同管道涂层进行了耐腐蚀性能的研究。研究发现,STOPAQ粘弹体的涂层和IF无溶剂环氧涂层的高低温剥离试验中不产生孔洞和裂纹,整体性能好,涂层附着力强,高温阴极剥离距离短,同时在电化学阻抗的实验中,阻抗谱半径大,电阻小,表现出优异的耐腐蚀性能。EP-02 S100无溶剂环氧树脂和EP-02 S100无溶剂环氧树脂、聚氨酯复合材料的耐蚀性能比较差。EP-02 S100无溶剂环氧树脂+聚丙烯冷缠带、聚乙烯冷缠带和聚丙烯冷缠带的耐蚀性能都很差。 | 邱花 | 2020 | 化学工程师2020，34，7： | 3 |
| 13 | 油田集输管道腐蚀速率与主要环境参数相关性研究显示文摘油田集输管道的腐蚀影响因素众多,明确关键的显著影响因素对安全生产意义重大。对典型的油-气-水集输管道开展不同CO_(2)分压、H_(2)S分压、Cl^(-)浓度、Ca^(2+)+Mg^(2+)浓度、温度和流速的系列高温高压腐蚀试验,并采用多因素方差分析方法(ANOVA)计算腐蚀影响因素的相关性。结果表明,CO_(2)分压、H_(2)S分压、Cl^(-)浓度和温度与管道均匀腐蚀速率具有十分显著的相关性,其排序为:CO_(2)分压>Cl^(-)浓度>温度>H_(2)S分压;Ca^(2+)+Mg^(2+)浓度和流速对均匀腐蚀速率的影响不显著。据此分析结果,可以采用更有针对性的防腐措施,有效降低显著影响因素对管道的腐蚀风险。 | 宋成立 朱卫民 任玉洁 李昊阳 魏晓峰 刘新宝 | 2021 | 石油管材与仪器2021，7，6： | 3 |
| 14 | X80钢在干湿交替与水饱和哈密土壤环境下的腐蚀行为显示文摘目的揭示X80钢在干湿交替与水饱和哈密土壤环境下的腐蚀行为与规律。方法采用失重实验和电化学测试分析腐蚀速率与阴阳极电化学过程的变化规律,利用金相分析观察母材和焊缝的组织特征,通过SEM、EDS、XRD等微观分析手段观察腐蚀产物形貌、元素含量与物相组成,从而研究干湿交替与水饱和土壤环境对X80钢腐蚀行为的影响。结果X80钢在干湿交替环境下的腐蚀速率是水饱和下的2~3倍,其在干湿交替与水饱和哈密土壤环境下的腐蚀产物物相均由Fe3O4、FeOOH、FeS所构成。X80钢在干湿交替环境下,表面的腐蚀产物膜出现大量凹坑与裂隙,使O2在试样表面分布不均,形成氧浓差电池,并且该凹坑与裂隙有利于腐蚀性离子进入,加剧局部腐蚀。在同一环境下,由于焊接接头各区域组织差异引起的微电偶腐蚀,X80钢焊缝的腐蚀速率明显高于母材。结论干湿交替环境与土壤中大量存在的Cl−显著加速了X80钢母材及焊缝的局部腐蚀,且X80焊缝耐蚀性明显低于母材,其腐蚀机理均为氧浓差电池和局部腐蚀自催化效应共同作用,腐蚀形态也由以全面腐蚀为主(水饱和环境)转变为以点蚀+溃疡状腐蚀为主(干湿交替环境)。 | 胥聪敏 王文渊 宋鹏迪 高豪然 陈月清 | 2020 | 表面技术2020，49，8： | 3 |
| 15 | 页岩气田站内管道腐蚀原因及治理对策显示文摘川渝页岩气田某区块站内管道腐蚀穿孔,影响站场正常运行,维修难度大,风险高,安全环保压力大。为此,通过对输送介质、腐蚀产物理化实验分析,结合环路模拟试验明确了管道腐蚀主要原因:微生物腐蚀造成的电化学腐蚀为主,CO_(2)腐蚀为辅,同时冲刷作用导致弯头穿孔加剧。通过缓蚀杀菌剂加注、抗菌钢管更换及除砂器优选等综合治理措施,实现了对集气站内管道腐蚀穿孔的有效控制,保障了站场的正常运行,对页岩气田安全、稳定、高效开发及可持续发展具有重要意义,为国内外同类型气田开发中腐蚀问题的处理提供了参考。 | 黄祥峰 | 2022 | 天然气与石油2022，40，1： | 2 |
| 16 | 浅谈埋地金属管道腐蚀与防护显示文摘伴随着现代城市化及工业化的高速发展,我国管网和管道腐蚀愈加复杂及多样,不同用途、不同地质以及不同铺设的管道腐蚀及防护方式也不一样。近年来管道腐蚀、老化问题越来越严重,不仅造成经济损失也限制了发展进度,不符合我国社会建设发展的要求,故而管道腐蚀及防护研究愈加受到现代化社会建设的重视。本文主要以油气管道的腐蚀及防护措施为主,针对不同地质条件对管道腐蚀的机理及影响,探究如何降低管道的事故发生概率,确保管道的安全、稳固及长期运行,为我国社会发展建设提供优质的资源运输。 | 金兆波 林辉 | 2018 | 科教导刊(电子版)2018，0，25： | 2 |
| 17 | 干湿交替砂土环境下X80管线钢的腐蚀行为研究显示文摘针对管道在土壤干湿交替下的外腐蚀风险因素,采用腐蚀失重试验、电子显微分析、电化学测试等方法,研究了X80钢在砂土饱和水和干湿交替两种环境下的腐蚀行为。结果表明:X80在干湿交替土壤环境下腐蚀速率达0.33 mm/a,属极严重腐蚀,是在饱和水土壤中的2~3倍,这主要是由于在干湿交替下其腐蚀产物作为氧化剂参与反应使得阴极电流变大,加速了阳极Fe的溶解。电化学测试表明:在同等土壤腐蚀环境下,焊缝比母材更易被腐蚀,焊缝试样自腐蚀电流更高,腐蚀速率更大。 | 李丽锋 李超 罗金恒 罗立辉 胥聪敏 | 2020 | 材料保护2020，53，3： | 2 |
| 18 | 天然气管道腐蚀检测及剩余强度探索显示文摘油气管道的腐蚀与防护一直是油气集输开采行业长期以来需要解决的问题,管道的腐蚀检测和腐蚀分析,对油气开采安全具有重要的意义。三维光学扫描技术可实现物体的非接触测量,也能实现从实际物体到几何模型的逆向转换,具有测量精度高、测量速度快等特点。探索了三维光学扫描技术应用于天然气集气站工艺管道腐蚀形貌检测和数据处理的可行性。结果表明,管道腐蚀检测可以获得直观精确的腐蚀形貌信息,通过数据处理,得到的结果也可为管道剩余强度计算提供更为科学的数据支持。 | 李晗 高涛 王瑜 | 2018 | 云南化工2018，45，7： | 2 |
| 19 | 基于有限元与神经网络的含裂纹缺陷管道安全性分析显示文摘油气管道在服役过程中受外界环境影响(特别是大气和土壤作用),极易发生腐蚀而在管体表面产生腐蚀缺陷。这些缺陷会对在役管道的服役安全造成严重损害,其中尤以裂纹型缺陷危害程度最大。裂纹缺陷的存在将破坏管体表面的几何连续性,改变裂纹周围的应力应变状态,最终导致管道承压能力下降,危及管道服役安全。为此,该研究首先通过有限元方法建立含裂纹缺陷的管道模型,分析在不同裂纹深度、长度和管道内压下管道裂纹处最大应力和应力强度因子K I等参量的变化规律。然后利用有限元分析获得的特征数据,采用前馈神经网络模型,建立含裂纹缺陷管道最大应力和K I的预测模型,实现对含缺陷管道最大应力状态的高效和准确预测,为管道安全性分析提供技术支持。 | 刘昌华 殷海龙 白瑞峰 裴梦琛 武玮 | 2021 | 西北大学学报(自然科学版)2021，51，4： | 2 |
| 20 | 油气集输管道的腐蚀速率预测研究进展显示文摘中国大多数油气田开发步入中后期,采出介质腐蚀性不断增强,导致油气集输管道频繁发生腐蚀、穿孔及泄漏。系统综述了油气集输管道的腐蚀环境、主要腐蚀类型、关键影响因素以及基于不同方法建立的腐蚀速率预测模型等方面的国内外研究进展。研究结果表明,油气集输管道的腐蚀环境恶劣、腐蚀风险较大,在油-气-水三相复杂流动状态下容易发生氢去极化腐蚀,主要两种腐蚀类型是均匀腐蚀和点蚀。同时,影响集输管道腐蚀的因素与流体介质和运行工况密切相关,导致腐蚀速率预测是一个非线性、多因素参与和交互的复杂问题。目前提出的主要三类腐蚀速率预测模型中,经典理论解析模型应用范围有限、精度欠佳;回归方程模型可以考虑更多的影响因素即提升了应用范围,但对于建立的高度复杂的表达式精度仍不足;但数值计算模型可以解决参数多样、关系交错且不连续的非线性问题,经过优化算法,模型的精度、适应性、可拓展性也会随之提升。进一步,展望了腐蚀速率预测模型的未来重点研究方向。 | 宋成立 罗金恒 成少兵 张炳余 朱丽霞 李广山 | 2023 | 科学技术与工程2023，23，23： | 1 |
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