长输油气管线腐蚀速率预测模型及防护技术研究
随着工业的发展，现代社会对能源的需求量也越来越大。而石油和天然气又是非常重要的能量来源，所以，对这两种能源的开采技术和工艺也在不断的发展和更新。在天然气中本身就含有一定量的CO<,2>气体，有时又含有微量的H<,2>S气体。倘若这两种气体是在干燥的条件下，它们是没有多少腐蚀性的，但是如果在含有水蒸气的环境中，由于温度的变化会产生一定量的凝结水，当这两种气体溶解在凝结水中时就会具有很强的腐蚀性而对管线材料产生破坏。在石油中也含有一定的CO<,2>和H<,2>S，而在部分石油的开采过程中采用了CO<,2>驱油工艺，所以又加入了很大量的CO<,2>气体。在开采的石油中会含有大量的水，溶解了CO<,2>和H<,2>S后将会具有很强的腐蚀性,在这种条件下对运输材料主要是输油气管线材料产生极其严重的腐蚀，使材料产生各种形式的破坏。
为了不妨碍生产，就要对各种腐蚀破坏形式进行预测，预测材料的使用年限，在这些破坏还没有对生产和环境产生危害之前避免它。为此，在世界各国都对这种腐蚀破坏进行了比较深入的研究，这些研究涉及的范围从腐蚀反应的机理、破坏形式、腐蚀反应的条件、腐蚀速率的预测到腐蚀反应的控制。就目前的研究结果来看，现在已经建立了多种有关腐蚀速率的预测模型，且这些模型又都有各自的使用条件和范围，由于各油气田的条件复杂多变，所以它们都很难适用到所有的情况。
本试验设计根据新疆某油气田的具体情况，对现场采集的样品进行分析和模拟，同时结合众多研究者的研究成果，通过高压釜失重试验，利用数学处理方法和数学处理软件对试验中所得到的数据进行处理，建立了自己的腐蚀速率数学模型，它包括CO<,2>的腐蚀速率预测模型、H<,2>S腐蚀速率预测模型以及两者共处时的腐蚀速率预测模型。将所得模型与原试验数据进行比较发现两者非常接近，所以所得模型是比较合理并接近实际具体条件的。
在本试验设计中合成了多种针对CO<,2>和H<,2>S腐蚀的缓蚀剂，分别是HGY-9A、MY-809A系列缓蚀剂和IMC系列缓蚀剂中的D、J、L、G型缓蚀剂，其中前几种缓蚀剂虽然也有一定缓蚀效果，但它们对于这一特定的环境还远远大不到要求，而后两种对于这一环境是比较合适的，缓蚀效率均达到了90﹪以上，是比较理想的缓蚀剂。在试验中对后两种缓蚀剂进行了多种方法的评价，包括失重试验和电化学试验，比较了它们的缓蚀效率。通过试验得知，由于这两种缓蚀剂都是经过复配的，所以它们都是混合型缓蚀剂，即腐蚀反应的阳极反应和阴极反应都有很好的抑制作用。不过对于不同的材料，它们所表现的对两个反应的抑制显著程度略有不同，但从整体来看对两个反应均起到较好的抑制，从而使反应的速率降低，具有较好的缓蚀效果。
二氧化碳腐蚀;管道腐蚀;油气管线;腐蚀速率模型;缓蚀剂
中国海洋大学
硕士
应用化学
王佳
2007
中文
TE980.43
69
2007-08-27（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）