靖边气田X52钢在含CO_2湿天然气环境下顶部腐蚀行为研究

【摘要】：根据靖边气田现场腐蚀更换的管段,发现管段中较严重的内腐蚀一般都发生在管线顶部,符合顶部腐蚀的特点,证明管道内顶部腐蚀是靖边气田安全生产存在的一个很大的隐患。管道内顶部腐蚀通常以局部腐蚀的形态呈现,一旦其发生严重的顶部腐蚀,不仅对生产造成巨大的经济损失,同时还会给社会和生态环境带来严重的危害和后果,因此了解靖边气田湿气管线顶部腐蚀的原因、影响因素及控制方法具有十分重要的意义。 通过对靖边气田腐蚀环境的现场调研,全面系统的分析了气田集输管网的腐蚀介质分布、运行参数及腐蚀现状等情况。针对气田高C02、高产水及水质矿化度高等特征,对该气田的主要集输管材X52(L360)钢的腐蚀规律进行了研究。 论文中借助自制的顶部腐蚀挂片实验装置和电化学实验装置,运用管道内顶部腐蚀挂片实验方法和电化学实验方法研究了不同温差、Cl-浓度、Ca2+浓度、Mg2+浓度、HCO3-浓度和SO42-浓度对X52钢在CO2湿气环境下项部腐蚀机理的研究,讨论了腐蚀产物膜对金属电化学腐蚀的影响：运行重复性正交实验的方差分析对影响管道内顶部腐蚀的因素进行排序,通过重复性正交实验的方差分析可得：温差、Cl-浓度、Ca2+浓度、Mg2+浓度、HCO3-浓度和SO42-浓度对X52管线钢顶部腐蚀的影响都高度显著,各种因素对X52钢管道内顶部腐蚀影响大小排序为：温差Mg2+浓度HCO3-浓度SO42-浓度Cl-浓度Ca2+浓度。 随着气田的进一步开发,集输管道的顶部腐蚀问题也将会更加突出。开展顶部腐蚀行为研究对靖边气田的防护工作也变得更加重要,同时其研究也可对其它类似气田的顶部腐蚀有一定的参考价值。 【关键词】：靖边气田 顶部腐蚀 挂片实验 电化学实验 腐蚀规律
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2013
【分类号】：TE988
【目录】：

• 摘要3-4
• Abstract4-8
• 第1章 绪论8-17
• 1.1 研究的背景及意义8
• 1.2 国内外研究进展及典型案例分析8-11
• 1.2.1 国内外研究现状8-9
• 1.2.2 典型案例分析9-10
• 1.2.3 管线内顶部腐蚀的多发区域10-11
• 1.3 CO_2环境下管线内顶部腐蚀机理11-15
• 1.4 研究内容及技术路线15-17
• 1.4.1 本文的研究内容15
• 1.4.2 本文的技术路线15-17
• 第2章 靖边气田腐蚀现状17-22
• 2.1 靖边气田的基本概况17-18
• 2.1.1 气田地理位置17-18
• 2.1.2 地面集输管网和设施建设18
• 2.2 X52钢管道参数及其运行参数18-19
• 2.3 靖边气田X52钢腐蚀环境19
• 2.4 靖边气田管道腐蚀情况19-20
• 2.4.1 靖边气田管道腐蚀检测情况19-20
• 2.4.2 气田管道内腐蚀形貌20
• 2.5 本章小结20-22
• 第3章 含CO_2湿气环境下管线内顶部腐蚀实验研究方法22-28
• 3.1 含CO_2湿气环境下管线内顶部腐蚀挂片实验方法22-24
• 3.1.1 石油管材腐蚀材料选取与设计22-23
• 3.1.2 试片的预处理23
• 3.1.3 实验后试片的处理23-24
• 3.1.4 腐蚀速率的表示方法24
• 3.2 含CO_2湿气环境下管线内顶部腐蚀电化学测量技术24-27
• 3.2.1 工作电极的制作25
• 3.2.2 稳态极化曲线测量25-27
• 3.3 本章小结27-28
• 第4章 靖边气X52钢管线内顶部腐蚀挂片实验研究28-47
• 4.1 实验设计28-31
• 4.1.1 实验材料28
• 4.1.2 实验设备28-29
• 4.1.3 实验环境29-30
• 4.1.4 实验前准备30-31
• 4.1.5 实验步骤31
• 4.2 实验内容31-32
• 4.3 实验结果与分析32-45
• 4.3.1 时间对管线内顶部腐蚀速率的影响32-34
• 4.3.2 温差对管线内顶部腐蚀速率的影响34-35
• 4.3.3 Cl~-浓度对管线内顶部腐蚀速率的影响35-38
• 4.3.4 Ca~(2+)浓度、Mg~(2+)浓度对管线内顶部腐蚀速率的影响38-42
• 4.3.5 HCO_3~-浓度对管线内顶部腐蚀速率的影响42-44
• 4.3.6 SO_4~(2-)浓度对管线内顶部腐蚀速率的影响44-45
• 4.4 本章小结45-47
• 第5章 靖边气田X52钢管线内顶部腐蚀电化学实验研究47-57
• 5.1 实验设计47-49
• 5.1.1 实验材料及环境47
• 5.1.2 实验设备47-49
• 5.1.3 实验前准备49
• 5.1.4 实验步骤49
• 5.2 实验内容49
• 5.3 实验结果与分析49-55
• 5.3.1 温差对管线内顶部腐蚀的电化学行为研究49-50
• 5.3.2 Cl~-浓度对管线内顶部腐蚀的电化学行为研究50-51
• 5.3.3 Ca~(2+)、Mg~(2+)浓度对管线内顶部腐蚀的电化学行为研究51-53
• 5.3.4 HCO_3~-浓度对管线内顶部腐蚀的电化学行为研究53-54
• 5.3.5 SO_4~(2-)浓度对管线内顶部腐蚀的电化学行为研究54-55
• 5.4 本章小结55-57
• 第6章 靖边气田X52钢管线内顶部腐蚀影响因素分析57-64
• 6.1 引言57
• 6.2 因素与水平57
• 6.3 实验设计57-58
• 6.4 模拟实验腐蚀液的组成58-59
• 6.5 实验结果59-60
• 6.6 X52钢管线内顶部腐蚀实验结果的方差分析60-63
• 6.7 本章小结63-64
• 第7章 结论与展望64-66
• 7.1 主要结论64-65
• 7.2 研究展望65-66
• 致谢66-67
• 参考文献67-70
• 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果70

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