| 1 前言 | 第1-16页 |
| 2 油气开发过程中CO_2腐蚀研究现状 | 第16-51页 |
| 2．1 二氧化碳性质及在油气藏中存在形式 | 第16-18页 |
| 2．1．1 CO_2物理性质及CO_2相图 | 第16-17页 |
| 2．1．2 超临界CO_2流体基本性质 | 第17页 |
| 2．1．3 地层油气藏深处及油气井井筒压力漏斗CO_2存在形式 | 第17-18页 |
| 2．2 油气开发过程中CO_2腐蚀研究进展 | 第18-34页 |
| 2．2．1 CO_2 腐蚀破坏形态 | 第18-20页 |
| 2．2．2 CO_2 腐蚀程度的分级 | 第20页 |
| 2．2．3 CO_2 腐蚀机理研究 | 第20-23页 |
| 2．2．3．1 CO_2 均匀腐蚀机理 | 第21页 |
| 2．2．3．2 CO_2 局部腐蚀机理 | 第21-23页 |
| 2．2．4 CO_2 腐蚀的影响因素 | 第23-34页 |
| 2．2．4．介质中的水含量 | 第23-24页 |
| 2．2．4．2 温度的影响 | 第24-26页 |
| 2．2．4．3 CO_2分压 | 第26-27页 |
| 2．2．4．4 介质的pH值 | 第27-28页 |
| 2．2．4．5 介质成分的影响 | 第28-31页 |
| 2．2．4．6 介质的流速 | 第31-32页 |
| 2．2．4．7 材料的影响 | 第32-34页 |
| 2．3 CO_2 腐蚀产物膜的研究 | 第34-43页 |
| 2．3．1 CO_2 腐蚀产物膜的组织结构分析 | 第35-37页 |
| 2．3．2 CO_2 腐蚀产物膜的形成机理 | 第37-38页 |
| 2．3．3 CO_2 腐蚀产物膜形成的影响因素 | 第38-40页 |
| 2．3．3．1 温度的影响 | 第38-39页 |
| 2．3．3．2 pH值的影响 | 第39页 |
| 2．3．3．2 合金元素对CO_2腐蚀产物膜的影响 | 第39-40页 |
| 2．3．3．3 压力的影响 | 第40页 |
| 2．3．4 CO_2 腐蚀产物膜的性能 | 第40-43页 |
| 2．3．4．1 CO_2 腐蚀产物膜的力学性能 | 第40-41页 |
| 2．3．4．2 CO_2 腐蚀产物膜的电化学特性 | 第41-42页 |
| 2．3．4．3 CO_2 腐蚀产物膜的离子选择性渗透及物质交换通道 | 第42-43页 |
| 2．4 CO_2 腐蚀防护技术研究进展 | 第43-47页 |
| 2．4．1 抗CO_2腐蚀的高耐蚀材料 | 第43-45页 |
| 2．4．2 缓蚀剂研究进展 | 第45-46页 |
| 2．4．3 采用恰当的表面处理 | 第46页 |
| 2．4．4 阴极保护技术 | 第46-47页 |
| 2．5 当前CO_2腐蚀与防护研究中存在的问题及今后的研究方向 | 第47-51页 |
| 2．5．1 油气井管柱及油气输运过程中的CO_2腐蚀的指导理论—CO_2分压概念的恰当性 | 第47-48页 |
| 2．5．2 油气井管拄CO_2腐蚀机理研究及相应的测试手段 | 第48-49页 |
| 2．5．3 CO_2 腐蚀防护措施研究 | 第49页 |
| 2．5．4 油气开发过程中CO_2腐蚀问题研究方向 | 第49-51页 |
| 3 油气开发过程的中CO_2腐蚀机理及防护技术研究 | 第51-55页 |
| 3．1 本文研究的指导思想、目的和意义 | 第51-52页 |
| 3．2 研究内容及拟解决的关键问题 | 第52-53页 |
| 3．2．1 研究内容 | 第52页 |
| 3．2．2 拟解决的关键问题 | 第52-53页 |
| 3．3 技术路线及实验方案 | 第53-54页 |
| 3．4 本研究的创新点 | 第54-55页 |
| 4 试验设备、实验材料及方法 | 第55-67页 |
| 4．1 国内某油田含CO_2地层地块状况 | 第55页 |
| 4．1．1 原油性质(地面原油) | 第55页 |
| 4．1．2 天然气的性质 | 第55页 |
| 4．1．3 地层水性质为 | 第55页 |
| 4．1．4 地层压力温度 | 第55页 |
| 4．2 实验用高温高压釜的研制 | 第55-58页 |
| 4．3 参比电极的制备 | 第58-63页 |
| 4．3．1 高温高压油水溶液体系对参比电极的要求 | 第58页 |
| 4．3．2 参比电极工作原理 | 第58-59页 |
| 4．3．3 Ag／AgCl 参比电极的研制 | 第59-60页 |
| 4．3．3．1 Ag／AgCl 参比电极界面活性元件的制备 | 第60页 |
| 4．3．3．2 Ag／AgCl 参比电极的电极体、内腔及填充物 | 第60页 |
| 4．3．4 Ag／AgCl 参比电极的性能 | 第60-63页 |
| 4．3．4．1 电极电位的稳定性及重现性 | 第61页 |
| 4．3．4．2 电极的可逆性及响应时间 | 第61-62页 |
| 4．3．4．3 电极的内阻测定 | 第62页 |
| 4．3．4．4 电极温度系数的测定 | 第62-63页 |
| 4．3．4．5 电极的高压测试 | 第63页 |
| 4．3．5 工作电极及辅助电极的研 | 第63页 |
| 4．3．6 电极与釜的连接 | 第63页 |
| 4．4 试验材料、方法及设备 | 第63-67页 |
| 4．4．1 试验用腐蚀介质溶液 | 第63-64页 |
| 4．4．2 试验用材料 | 第64页 |
| 4．4．3 CO_2 腐蚀失重试验 | 第64-66页 |
| 4．4．3．1 油气输运过程中CO_2腐蚀失重试验 | 第66页 |
| 4．4．3．2 CO_2分压条件下的腐蚀速率测定 | 第66页 |
| 4．4．3．3 不同井深压力温度条件下CO_2摩尔含量指导理论基础上的腐蚀速率测定 | 第66页 |
| 4．4．4 油气开发过程中管道钢CO_2腐蚀产物的现代物理化学分析 | 第66页 |
| 4．4．5 CO_2 腐蚀电化学试验 | 第66-67页 |
| 5 油气开发过程中高温高压CO_2腐蚀机理探讨——超临界CO_2流体条件下的腐蚀问题 | 第67-74页 |
| 5．1 超临界CO_2油水介质中钢材的腐蚀描述 | 第67-68页 |
| 5．2 超临界CO_2油水介质中钢材腐蚀热力学问题 | 第68-70页 |
| 5．3 超临界CO_2油水介质中钢材腐蚀的动力学问题 | 第70-71页 |
| 5．4 高温高压CO_2处于超临界流体状态时CO_2饱和水溶液的pH值 | 第71-73页 |
| 5．4 小结 | 第73-74页 |
| 6 油气输运过程中管线钢CO_2腐蚀行为及机理研究 | 第74-87页 |
| 6．1 油气输运过程中管线用钢CO_2腐蚀特点 | 第75页 |
| 6．2 X56钢CO_2腐蚀失重测试结果 | 第75-76页 |
| 6．2．1 温度对X56钢腐蚀速率的影响 | 第75-76页 |
| 6．2．2 压力(P_((CO)_2))对X56钢CO_2腐蚀速率的影响 | 第76页 |
| 6．3 X56钢腐蚀产物膜的组织 | 第76-78页 |
| 6．4 X56钢腐蚀产物膜的生长机制 | 第78-80页 |
| 6．5 油气输运过程中X56钢腐蚀电化学研究 | 第80-85页 |
| 6．5．1 温度对X56钢CO_2腐蚀电化学影响 | 第80-81页 |
| 6．5．2 P_((CO)_2)对X56管线钢的CO_2腐蚀电化学的影响 | 第81-84页 |
| 6．5．3 电化学交流阻抗谱分析 | 第84-85页 |
| 6．6 本章小结 | 第85-87页 |
| 7 油气开发过程中油气井管柱高温高压条件下的CO_2腐蚀 | 第87-125页 |
| 7．1 油气井管柱的高温高压条件下是CO_2腐蚀速率测定 | 第87-91页 |
| 7．2 高温高压条件下CO_2腐蚀产物膜组织结构分析 | 第91-116页 |
| 7．2．1 P_((CO)_2)=1．5MPa、60-160℃腐蚀产物膜分析 | 第91-97页 |
| 7．2．1．1 P_((CO)_2)=1．5MPa、60-100℃腐蚀产物膜分析 | 第91-94页 |
| 7．2．1．2 P_((CO)_2)=1．5MPa、120-160℃油套管钢腐蚀产物膜的组织结构研究 | 第94-97页 |
| 7．2．2 临界压力(7．39MPa)以下油套管钢CO_2腐蚀组织结构研究 | 第97-98页 |
| 7．2．3 超临界CO_2对油套管钢腐蚀的组织结构研究 | 第98-116页 |
| 7．2．3．1 10MPa、80℃油套管钢CO_2腐蚀产物的组织结构研究 | 第98-106页 |
| 7．2．3．2 18MPa以上油套管钢CO_2腐蚀组织形貌研究 | 第106-116页 |
| 7．3 油套管钢高温高压CO_2腐蚀产物膜覆盖下的腐蚀电化学研究 | 第116-123页 |
| 7．3．1 P110钢18MPa60-120℃高温高压腐蚀产物膜(或腐蚀产物与沉积产物膜)覆盖条件下的极化曲线与交流阻抗分析(EIS) | 第117-121页 |
| 7．3．2 P110钢35MPa160℃144小时腐蚀产物与沉积产物膜覆盖下的极化曲线及交流阻抗谱(EIS)分析 | 第121-123页 |
| 7．4 本章小结 | 第123-125页 |
| 8 油气开发过程中CO_2腐蚀防护技术及评价研究 | 第125-134页 |
| 8．1 抗CO_2腐蚀专用缓蚀剂的高温高压评价 | 第125-127页 |
| 8．1．1 评价用CO_2缓蚀剂的筛选及评价方法 | 第126页 |
| 8．1．2 原油输运过程中五种缓蚀剂的缓蚀效率 | 第126页 |
| 8．1．3 高温高压条件下的缓蚀效率评定 | 第126-127页 |
| 8．2 Ni-Fe-P复合镀层结构及抗CO_2腐蚀性能研究 | 第127-133页 |
| 8．2．1 Ni-P化学镀及其存在问题 | 第127-128页 |
| 8．2．2 Ni-Fe-P三元复合镀技术 | 第128-132页 |
| 8．2．2．1 实验材料及方法 | 第129页 |
| 8．2．2．2 Ni-Fe-P镀层结构及成份分析 | 第129-132页 |
| 8．2．3 Ni-Fe-P镀层在油田采出水介质中抗CO_2腐蚀机理 | 第132-133页 |
| 8．2．4 Ni-Fe-P复合镀层的实际应用 | 第133页 |
| 8．3 本章小结 | 第133-134页 |
| 9 含CO_2油气田开发建议及今后的研究方向 | 第134-136页 |
| 9．1 含CO_2油气田腐蚀规律 | 第134页 |
| 9．2 含CO_2油气田开发方案的建议 | 第134-135页 |
| 9．3 关于CO_2腐蚀与保护技术今后的研究方向 | 第135-136页 |
| 10 结论 | 第136-139页 |
| 致谢 | 第139-140页 |
| 参考文献 | 第140-150页 |
| 攻读博士期间论文发表情况 | 第150页 |
