神经网络在海水腐蚀预测中的应用

根据我国材料自然环境腐蚀网站长期以来积累的海水腐蚀数据,采用BP人工神经网络算法,建立了碳钢及低合金钢的海水腐蚀预测模型.该模型以合金成分、环境因素为输入参数,以平均腐蚀速率为输出参数.以碳钢、低合金钢的17种钢种在青岛、厦门、榆林海水腐蚀试验站16年腐蚀数据建模.选定A3钢与10CrCuSiV在以上三地16年的腐蚀数据为验证样本.结果表明该网络具有良好的预测精度,能够正确反映海水环境腐蚀性因素及金属材料腐蚀暴露时间与其腐蚀速率的关系,用于碳钢及低合金钢在海洋全浸环境中的腐蚀预测.     

基于PCA-PSO-SVM模型的海底多相流管道内腐蚀速率预测

针对海底多相流管道内腐蚀速率的预测问题,首先对影响该种类型管道内腐蚀速率的相关因素进行了分析,对PCA算法、PSO算法和SVM算法分别进行了介绍,提出了可用于海底多相流管道内腐蚀速率预测的PCA-PSO-SVM组合模型,在此基础上使用PCA-PSO-SVM组合模型对44组海底多相流管道内腐蚀速率的影响因素和管道内腐蚀速率数据进行了学习训练,对10组数据进行了预测,并将该组合模型与PCA-GA-SVM模型、PCA-LS-SVM模型和PCA-CV-SVM模型3种预测模型的预测结果进行了对比,以验证所提方法的可靠性和可行性。结果表明:温度对海底多相流管道内腐蚀速率的影响相对较大,压力对其的影响相对较小;使用PCA-PSO-SVM组合模型对海底多相流管道内腐蚀速率预测的平均绝对误差仅为1.848%,模型训练时间仅为3.17 s,这两项数据均小于其他预测模型,表明针对海底多相流管道内腐蚀速率的预测问题,PCA-PSO-SVM组合模型具有可靠性和可行性。     

注空气驱油过程中N80钢的腐蚀规律研究

目的 探明空气驱工艺条件下套管钢的腐蚀规律,为空气驱工况条件下套管钢的腐蚀防护提供数据支撑.方法 采用高温高压失重挂片法评价N80碳钢的腐蚀速度,利用扫描电镜、能谱分析等手段考察金属表面腐蚀产物膜的形态与组成,研究氧分压、温度以及腐蚀时间对注空气驱油过程中N80钢的腐蚀影响.结果 随着氧分压的增加,N80钢的腐蚀速率总...     

CO2和微量H2S共存环境中套管防腐优选研究

目的研究不同材质套管在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀特征。方法采用高温高压腐蚀仪,以渤海某油田实际采出水样为腐蚀介质进行模拟实验,利用扫描电镜,能谱仪(EDAX)分析不同管材在不同腐蚀条件下腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌和组分特征,对比分析不同钢材在对应腐蚀环境下的腐蚀速率,并建立长期腐蚀速率预测模型。结果单独CO2(分压为0.1 MPa)腐蚀环境中,N80材质在50℃条件下发现有局部腐蚀,其他材质表现为均匀腐蚀。CO2(分压为0.1 MPa)和微量H2S(分压为0.0006 MPa)共存条件下,碳钢和低Cr钢腐蚀差异小,为均匀腐蚀。微量H2S的加入改善了腐蚀环境,13Cr钢表面腐蚀程度较小,几乎不腐蚀。单独CO2与CO2/H2S共存的腐蚀速率相比,腐蚀速率降低60%以上。随着测试时间的增加,几种材质的腐蚀速率按照幂函数形式递减,N80、1Cr、3Cr材质的长期腐蚀速率分别为0.023、0.19、0.13 mm/a。结论微量H2S对CO2腐蚀具有明显的抑制作用,3Cr-N80套管、线重69.983 kg/m以上能够满足腐蚀后套管强度要求。     

ISO 9223—2012标准碳钢大气腐蚀速率预测方程在我国典型地区的适用性研究

目的对ISO 9223—2012标准中碳钢大气腐蚀速率预测方程在我国的适用性进行验证。方法利用我国典型沿海地区、盐渍区、工业污染区的碳钢大气腐蚀数据和同期环境数据,分析碳钢大气腐蚀速率预测值和实测值之间的差异,验证ISO 9223—2012标准碳钢大气腐蚀速率预测方程在我国的适用性。结果根据ISO 9223—2012标准碳钢大气腐蚀速率预测方程,利用气温、相对湿度、二氧化硫沉积速率、氯离子沉积速率四项环境因素数据预测碳钢第一年大气腐蚀速率,在我国12个典型地区的预测效果较好,R^2达到0.90。根据预测值划分的腐蚀等级与实测值划分结果一致性好。结论 ISO 9223—2012标准碳钢大气腐蚀速率预测方程适用于我国大气环境,预测方程中氯离子沉积速率数据可以直接采用挂片法数据。     

渤海油田中深层低含H2S气井油套管选材研究

目的解决渤海油田中深层低含H2S井下环境的油套管安全选材问题。方法利用高压釜模拟气井的腐蚀环境,对不同材质的备选油套管钢在不同井深模拟工况条件下的腐蚀速率和应力腐蚀开裂行为进行研究,采用电子扫描显微镜(SEM)及其能谱仪(EDS)和X射线衍射分析仪(XRD),分析或检测腐蚀形貌、腐蚀产物的组成,综合考虑均匀腐蚀和开裂,提出该气田的油套管选材方案。结果碳钢在气田工况下均未发生应力腐蚀开裂,但腐蚀速率高,为0.242~0.6003 mm/a。S13Cr在气田工况下均未发生应力腐蚀开裂,中层开发井工况下的最大腐蚀速率为0.0399 mm/a,深层开发井工况为0.1633 mm/a。超级双相不锈钢2507、镍基合金2535在该气田工况下应力腐蚀开裂敏感性低,腐蚀速率分别为0.0122 mm/a及0.0083 mm/a。结论超级13Cr马氏体不锈钢(S13Cr)材质适用于地层温度低于180℃的中层开发井全井段使用,2507超级双相不锈钢及2535镍基合金材质适于温度高于180℃的深层开发井,为节约深层开发井的投资,可以考虑采取组合管柱防腐方案。     

低铬油套管钢材在不同工况下的腐蚀规律研究

目的 研究低铬油套管钢材在不同腐蚀环境中的腐蚀特征。方法 采用高温高压动态反应釜对1Cr、3Cr这2种常用低铬油套管钢材进行纯CO2、CO2和低浓度H2S共存条件下的腐蚀试验。结果 温度在40~80 ℃条件下,各种钢材的腐蚀速率随着温度的升高而变大。加入低浓度H2S后,可以抑制CO2腐蚀,且随着温度升高,抑制性逐渐减弱。分析认为,在单独CO2环境以及CO2和低浓度H2S共存的环境中,1Cr、3Cr钢表面出现铬富集现象,形成的Cr(OH)3膜保护基底。同时,在CO2和低浓度H2S共存的环境中,1Cr、3Cr钢表面形成致密的FeS产物膜有助于保护基底,抵抗Cl^－侵蚀。结论 低Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,能有效抑制油套管的腐蚀速率,以上研究成果对CO2和低浓度H2S环境中的腐蚀理论以及油田油套管材料合理选择均有一定指导意义。     

基于KPCA-CSO-RVM模型的工艺管道腐蚀速率预测

针对石油化工企业内工艺管道的腐蚀问题,提出一种基于核主成分分析(KPCA)算法、鸡群优化(CSO)算法、相关向量机(RVM)算法组合模型的工艺管道腐蚀速率预测方法,即KPCA-CSO-RVM组合模型。该方法首先对KPCA算法、CSO算法、RVM算法进行理论介绍,提出算法的组合方法;然后使用KPCA算法对工艺管道腐蚀速率的影响因素进行优选,使用CSO算法对RVM算法中的参数进行优选;最后采用某石油化工企业工艺管道腐蚀速率及其相关影响因素数据对KPCA-CSO-RVM组合模型进行训练,对部分工艺管道腐蚀速率进行预测,并通过计算预测误差来验证KPCA-CSO-RVM组合模型的预测效果。结果表明:基于KPCA-CSO-RVM组合模型的工艺管道腐蚀速率预测结果的最大预测误差不超过4%,平均相对误差仅为2.03%,均方根误差为0.003 5,其预测效果优于其他预测模型,证明KPCA-CSO-RVM组合模型在工艺管道腐蚀速率预测方面具有可行性和先进性。     

好氧细菌降低油田采出水对管钢腐蚀的研究

运用Tafel曲线、线性极化曲线和电化学阻抗谱(EIS)等电化学技术研究了序批式间歇反应器(SBR)中嗜油好氧细菌对J55油套管钢在油田采出水中腐蚀行为的影响,并利用扫描电镜(SEM)和X-射线衍射(XRD)分析了腐蚀膜的形貌和成分,采用失重法测量了动态腐蚀速率.结果表明,嗜油好氧细菌加入后,J55油套管钢试样表面所成腐蚀膜的组分发生了变化,腐蚀膜的致密性增强,膜与钢基体之间的结合力增大;好氧细菌的加入显著降低了J55钢在采出水中的腐蚀速率,有菌条件下的腐蚀速率是无菌条件下的40%.此外,还对嗜油好氧菌减缓J55油套管钢在油田采出水中腐蚀速率的机理进行了分析.     

地质封存中CO_2盐水溶液的表观摩尔体积模型

在现有CO2盐水溶液密度模型的基础上,根据CO2地下盐水溶液密度实验数据,考虑了温度、压力和CO2质量分数三个参数的影响,建立了CO2盐水溶液的表观摩尔体积模型。模型结果表明该模型能在30~50℃、10~20 MPa温压范围内准确预测CO2在盐水溶液中的表观摩尔体积,将预测结果与实验数据进行对比发现最大相对误差为0.25%,平均相对误差为0.1%,模型预测精度明显高于现有的CO2盐水溶液表观摩尔体积模型,为CO2地下盐水层封存提供了必要的基础。     

二氧化碳驱油工艺中油酸咪唑啉对碳钢的缓蚀行为研究

目的 研究CO2驱油工艺中咪唑啉缓蚀剂对油套管P110钢腐蚀的缓蚀机制与规律。方法 模拟长庆油田CO2驱工艺环境为实验条件,采用失重挂片、电化学测试、微观表征等手段,研究油酸咪唑啉缓蚀剂对P110碳钢的腐蚀抑制行为。结果 P110钢的腐蚀速度随着CO2分压的升高而增大,但是增大幅度不明显。当CO2分压为2、6 MPa时,油酸咪唑啉对P110钢腐蚀具有显著的抑制效果,缓蚀效率均超过98%,试片表面基本完整;当CO2分压升高到8 MPa时,油酸咪唑啉的缓蚀性能明显下降,缓蚀效率仅为64.33%,试片表面存在明显的腐蚀特征。结论 CO2分压升高到8 MPa时,P110钢表面携带过剩的正电荷,不利于油酸咪唑啉缓蚀剂的吸附。     

南海高温高压含CO2气井管柱腐蚀适用性评价

目的明确南海高温高压含CO2气井管柱材料腐蚀适用性,指导现场管柱材料选择。方法采用高温高压釜腐蚀实验仪器对井筒高温高压环境条件下不同材料腐蚀速率进行实验分析,并采用扫描电镜及能谱分析仪对腐蚀实验后试样腐蚀形貌进行分析,评价不同井筒环境下管柱材料腐蚀适用性。结果150℃条件下,材料腐蚀速率随分压的增加而增大,同时随着材料Cr含量的增加,材料腐蚀速率降低,其中P110钢材料腐蚀速率到达0.3511mm/a,属于严重腐蚀;180℃条件下,三种材料试样表面均存在不同程度的局部腐蚀,其中13CrS-110试样表面出现点蚀的程度较其他两种材料更严重,其点蚀坑存在向内发展的趋势。结论南海高温高压含CO2环境下,Cr含量的增加提高了材料抗腐蚀性能,且随着CO2分压的提高,溶液中CO2溶解度不断增大,增加了材料腐蚀。在180℃高温条件下,13CrS-110钢、15Cr-110钢、15Cr-125钢均存在不同程度点蚀,但13CrS-110钢存在开裂风险,在现场应用前应进行开裂风险评估。针对高温高压含CO2气井管柱选材,可根据井筒温度、压力、CO2分压分布情况进行分段设计,在保障井筒完整性的基础上,降低开发成本。     

我国海上油井管腐蚀与防护研究进展

总结了我国海洋环境油井管的防腐实践,为类似油气田开发提供技术参考。指出了我国海上油气井的环境与腐蚀状况,针对腐蚀环境特征,分仅含二氧化碳井下环境、含硫井下环境及热采井高温环境进行防腐技术总结。海洋环境油井气井内、外腐蚀均较严重,外腐蚀主要为海洋环境大气腐蚀,内腐蚀失效的原因多为CO2引发的腐蚀,此外因作业需要,井筒内流体性质的变化也加剧了内腐蚀失效。针对单独CO2腐蚀环境,建立了海上特色的防腐图版,并提出三种低成本防腐策略;针对H2S腐蚀环境,开展了不同材质的腐蚀规律研究与服役寿命预测;针对热采井高温腐蚀环境,开展了氧含量、高温腐蚀与热应力叠加强度变化研究。研究认为,海洋环境油气井外腐蚀可采取涂敷、牺牲阳极、阴极保护,井下CO2腐蚀可以采用防腐选材图版选择合适材质,为降低成本可以采用组合管柱防腐,含H2S环境可采用碳钢或低铬钢,以降低硫化物应力开裂(SSC)和应力腐蚀(SCC)风险,热采井宜控制含氧量及热强度衰减的影响。     

S13Cr在超高温超临界CO2环境下的腐蚀行为及产物膜特征

目的明确超级13Cr在超高温超临界CO2环境下的适用性、耐蚀性及腐蚀产物膜特征。方法采用高温高压反应釜模拟气井井底超高温超临界CO2腐蚀工况,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合扫描电子显微镜(SEM)、能谱(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物特性进行分析研究。结果在215℃、31.2 MPa CO2分压、7.24 kPa H2S分压下,超级13Cr在含饱和水的超临界相中及含饱和CO2的模拟凝析水相中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率分别为0.009 mm/a及0.126 mm/a。腐蚀受CO2-H2S共同控制。腐蚀产物呈双层结构,内层腐蚀产物以碳酸亚铁为主,外层以磁黄铁矿为主,且内外两层腐蚀产物膜结合较弱,易剥离。超临界相中,内外层腐蚀产物膜均较为稀疏,水相区内外层腐蚀产物膜更为致密,但外层腐蚀产物膜容易发生破裂剥落。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水、无积水问题的气井,可选用超级13Cr作为油套管材质(温度≤215℃,CO2分压≤31.2 MPa,H2S分压≤7.24 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L),但对于井底有比较严重积水问题的气井,或者含水率较高的油井,超级13Cr并不适合。     

低含H2S工况下110SS的超临界CO2腐蚀行为

目的明确低含H2S工况下,110SS钢在超临界CO2相中的适用性及腐蚀行为。方法利用高温高压反应釜对高温高压低含H2S气井的井底腐蚀工况进行模拟,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀行为进行分析研究。结果在141℃、13.3 MPa CO2分压、1.33 kPa H2S分压工况下,110SS在含饱和水的超临界中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率为0.017 mm/a,腐蚀轻微,CO2腐蚀占主导地位。基体表面腐蚀产物膜分布并不均匀,呈水珠状分布,产物膜为单层结构,腐蚀产物以碳酸亚铁为主,含少量H2S腐蚀产物,且H2S腐蚀多集中于水珠状区域内部。腐蚀产物膜由不连续的晶粒构成,部分部位基体直接暴露于腐蚀性介质中,对基体的保护有限。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水,无积水问题的气井,可选用110SS管材作为油套管材质(温度≤141℃,CO2分压≤13.3 MPa,H2S分压≤1.33 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L)。     

南海某油田CO2回注井防腐选材实验

目的开展腐蚀选材实验,确定经济合理的井下油套管材质。方法分别模拟回注气层(114℃、CO2分压为24.89 MPa、凝析水Cl^–质量浓度为1000 mg/L)、回注水层(117℃、CO2分压为28.39 MPa、凝析水Cl-质量浓度为20000mg/L)工况,利用高温高压釜开展室内模拟腐蚀实验,评价3Cr、13Cr、超级13Cr和22Cr双相不锈钢材质。结果3Cr出现严重的均匀腐蚀及点蚀,最大均匀腐蚀速率出现在回注水层工况,达1.0973 mm/a;最大点蚀速率出现在回注水层工况,达0.4241 mm/a。13Cr均匀腐蚀速率较低,最高腐蚀速率为回注气层工况,达0.0274 mm/a;在回注水层工况条件下,点蚀速率较高,为0.3833 mm/a。S13Cr均匀腐蚀速率较低,回注气层工况腐蚀速率最高,达0.0113 mm/a,无点蚀。22Cr均匀腐蚀速率较低,为0.0011mm/a,无点蚀。整体规律为回注水层条件下的腐蚀速率大于回注气层,主要腐蚀产物为FeCO3,对13Cr以上管材,主要腐蚀形式为点蚀。结论对CO2回注深井,应尽量选取气层回注。在CO2分压为24.89MPa、地层温度为117℃、地层水Cl^–质量浓度为20000mg/L条件下,推荐选用超级13Cr为回注井管材。     

月桂酸在超临界CO2/H2O环境下的缓蚀行为研究

目的 探明超临界CO2/H2O介质环境下缓蚀剂的作用机制,并筛选可靠的缓蚀剂。方法 采用高压电化学测试、动态质量损失测试和表面形貌分析等手段,研究月桂酸对N80碳钢在不同CO2压力条件下的缓蚀行为变化。结果 月桂酸是一种混合型缓蚀剂,能显著抑制碳钢在超临界CO2/H2O环境下的腐蚀。结论 当体系由非超临界CO2状态转变为超临界CO2状态时,月桂酸在碳钢表面覆盖膜更为致密,且具有显著的疏水作用,缓蚀效率得到明显提升。     

典型湿地生态系统碳循环模拟与预测

以植物生理生态特性和有机碳周转动力学原理为基础,利用室内模拟培养试验结果率定了温度、积水强度、冻融交替对湿地有机碳分解矿化的影响参数,建立了典型湿地生态系统碳循环模拟模型.利用实地观测的数据对模型进行了检验,对模型的灵敏性进行了分析,同时利用该模型进行了情景预测.结果表明,所建模型能较好地模拟中温带（三江平原）和亚热带（洞庭湖）湿地生态系统的碳通量和碳累积特征,沉积物呼吸的模拟值与实测值呈极显著相关关系（p<0.01）;三江平原常年积水沼泽有机碳密度约为80×10⁹ g·km^-2,洞庭湖湿地碳密度约为20×10⁹ g·km^-2;三江平原常年积水沼泽和季节性积水沼泽每年碳的净固定速率分别为104　g·m^-2和76 g·m^-2;该模型对温度和大气CO₂浓度变化反应敏感.在既定的水文条件下,大气CO₂浓度升高和增温可能会使湿地生态系统的碳交换变得更为活跃;在CO₂浓度倍增和增温小于2.5℃的气候变化情景时,系统净初级生产力（NPP）和积累的有机碳密度增加,系统仍为大气的CO₂ 汇,但气候变暖的进一步加剧并不利于湿地有机碳的积累,由于CO₂施肥效应和温度升高增加的系统NPP补偿不了因温度升高导致的沉积物呼吸速率加快而损失的碳,季节性积水沼泽生态系统积累的有机碳甚至出现明显的下降趋势.