隨著社會一步步向前發展，報告不再是罕見的東西，多數報告都是在事情做完或發生后撰寫的。那么，報告到底怎么寫才合適呢？這里我整理了一些優秀的報告范文，希望對大家有所幫助，下面我們就來了解一下吧。

材料腐蝕與防護技術 材料腐蝕與防護實驗報告篇一

常減壓裝置是對原油一次加工的蒸餾裝置，即將原油分餾成汽油、煤油、柴油、蠟油、渣油等組分的加工裝置，常減壓蒸餾是原油加工的第一步，并為以后的二次加工提供原料，所以常減壓裝置是煉油廠的“龍頭”。

原油經換熱，達到一定溫度后，注水和破乳劑，進入電脫鹽脫水罐，脫鹽后的原油進入另一組換熱器，與系統中高溫熱源換熱后，進入常壓爐(有的裝置設有初餾塔或閃蒸塔，閃蒸出部分輕組分后再進入常壓爐)。達到一定溫度(370℃)后，經轉油線進入常壓分餾塔。在常壓塔內將原油分餾成汽油、煤油、柴油，有時還有部分蠟油以及常壓重油等組分。產品經必要的電化學精制后進入貯槽。常壓重油經塔底泵送入減壓塔加熱爐加熱(395℃)后，經轉油線進入減壓分餾塔，減壓塔汽化段壓力為80-100mm汞柱，有3-4個側線，作為制造潤滑油或二次加工的原料，塔底油可送往延遲焦化，氧化瀝青或渣油加氫裂化等裝置。

1.2 環烷酸腐蝕

環烷酸腐蝕產物溶于油，所以腐蝕的金屬表面粗糙而光亮，呈溝槽狀。1.2.1環烷酸

石油酸是石油中有機酸的總稱，包括環烷酸、芳香族酸和脂肪酸等。環烷酸(rcooh，r為環烷基)是指分子結構中含有飽和環狀結構的酸及其同系物。環烷酸是石油中有機酸的主要組分，占石油中總酸量的95％以上，雖然這些酸在分子量上有顯著差異(180—350℃)，但它們的通式可用r(cs腐蝕速率的影響。結果表明，隨溫度的升高，兩種鋼的腐蝕速率均先增后減，且在90℃時腐蝕速率最快。1.1.4.2 ph值的影響

金屬腐蝕過程的本質是電化學的氧化還原反應，它不僅與溶液中的離子濃度有關，而且還與溶液的ph值有關。當ph 值＜4時，碳鋼表面的fe2o3覆蓋膜將完全溶解，致使碳鋼表面和酸性介質直接接觸，腐蝕速率較快；當ph 值在4~10時，腐蝕過程主要受氧擴散過程控制，ph 值影響較小；當ph 值在10~13 時，隨ph 值升高，碳鋼表面的fe2o3膜逐漸轉化為具有鈍化性能的γ-fe2o3保護膜，腐蝕速率降低。但是當ph值過高時，碳鋼表面的鈍化膜溶解成可溶性的nafeo2，腐蝕速率增［46］。

1.1.4.3 介質流速的影響

介質流速對管材腐蝕也有一定的影響。田光［47］對a3 鋼做了不同溫度和離子濃度條件下的co2靜態腐蝕掛片與動態腐蝕試驗。結果表明，流速＜2 m/s 時，隨流速增大腐蝕速率加快；流速為2 m/s左右時，腐蝕速率達到峰值； 流速＞2 m/s 時,流速對腐蝕速率的影響不大。趙國仙

［48］

等在模擬腐蝕環境中研究了流速對p110 鋼co2腐蝕行為的影響。結果表明，流速增大有利于腐蝕性組元的物質和電荷傳遞，從而促進腐蝕，但是也會引起腐蝕產物膜形貌和結構的變化，從而對物質和電荷傳遞過程構成阻礙。

1.2 油井套管防腐蝕技術

1.2.1 選用耐蝕管材

正確選材是抑制油套管腐蝕的主要措施之一，既要考慮材料的成分、理化性能設計，又要考慮產品的生產工藝及最終性能，成本也是制約選材的重要因素。一般來說，選材程序應遵循兩個方面：①全面分析油套管服役環境，預測可能發生的腐蝕類型和嚴重程度以及各種腐蝕因素的交互作用，確定不同段井況和不同服役時期的腐蝕型；②對選定的材質進行腐蝕評價試驗，并結合技術可行性和經濟因素綜合分析，確定最佳材質。在含有h2s 的環境選材時，不僅要考慮材質是否具有抵抗ssc，hic/swc 和sohic/szc的能力，還需要考慮材質適用的特定酸性環境。目前，各油套管廠家除開發了api系列的c90，t95和c110鋼級抗ssc 油套管外［49］，還開發了非api系列的抗ssc 油套管，如住友金屬的sm80ss～110ss，v&m 的vm80ss～110ss，jfe 的nkac-110ss，寶鋼的bg80ss ～110ss，天津鋼管的tp80ss～110ss，西姆萊斯的wsp-80s（s）～wsp-110s（s）等。co2引起的腐蝕主要是電化學腐蝕失重，其中以均勻腐蝕和局部腐蝕為主。co2腐蝕與材料的含cr量以及油氣中的co2分壓和溫度密切相關。cr是防止co2腐蝕最有效的元素，它能迅速在金屬表面形成致密而極薄的cr2o3鈍化膜，隨著cr 含量的增加，抗co2腐蝕效果增強［50］。cr系列不銹鋼有13cr、超級13cr（如住友金屬的13crm 和13crs）、雙相不銹鋼（22cr 和25cr）等［38-51］。當溫度超過150℃時，13cr 易發生點蝕，且對含量在10%以上的氯化物很敏感。超級13cr鋼使用的臨界溫度為175 ℃。22cr和25cr具有極好的抗co2腐蝕性能，臨界溫度可達250℃，但其他介質也會顯著影響這些材料的抗co2腐蝕性能。呂祥鴻［52］等通過高壓釜研究了超級13cr的腐蝕行為。結果表明，在co2腐蝕環境中，隨試驗溫度的升高，超級13cr的均勻腐蝕速率上升緩慢，只發生了輕微的點蝕；在h2s 和co2共存條件下，超級13c的均勻腐蝕速率變化不大，點蝕嚴重，當cl-濃度為160g/l 時，其最大點蝕深度可達28μm。住友金屬開發的耐co2腐蝕油套管有sm13cr-80～95，sm13crs-80～110和sm13crm-80～110，川崎開發了kohp2-13cr95～110，天津鋼管開發了tp80-110nc-13cr，tp95～125-hp13cr 和tp95～125-sup13cr，寶鋼開發了bg95～110-13cr，bg13cr-110u和bg13cr-110s 等。當井況同時含有h2s，co2和cl-等介質時，必須使用feni 基或ni 基合金［53］。ni 基合金中ni含量都在30%以上，其中w（ni+fe）≥50%的稱為feni 基耐蝕合金。在ni 基合金中，添加fe 可以改善合金元素的相容性，并通過置換部分ni 來降低成本；添加cr 可改善在氧化性介質中的耐蝕性，提高耐局部腐蝕的性能；添加mo可改善在還原性介質中的耐蝕性，提高耐局部腐蝕和耐氯化物晶間腐蝕的性能；添加w的作用與mo類似，但對高ni-mo合金的熱穩定性有害；添加cu可提高耐h2so4和hf腐蝕的性能；添加nb，ti，ta可改善焊接熱影響區，并提高ni基合金耐晶間腐蝕的性能。目前用于防腐的feni基及ni基合金鋼主要有：nicu 系、nicr系、nifecr系及hastelloy b/c/g系列合金。由于各油氣田腐蝕介質類型、井下溫度及壓力等相差較大，大量采用耐蝕合金大大增加了油氣開采的成本。雙金屬復合管是由基層和耐蝕層通過機械或冶金方式結合而成的。基層采用碳鋼管或合金鋼管，確保優異的機械力學性能；耐蝕層依據油氣腐蝕環境選擇。雙金屬復合管較單一耐蝕管具有50%～70%的成本優勢，近年來在國內外得到了廣泛的應用和發展［54］。有些油氣田除采用大量金屬管外，還采用了一部分非金屬管，如玻璃鋼管［55］、纖維增強塑料管等［56］。

1.2.2 涂鍍層防腐技術

在油氣開采過程中，管材在極其嚴酷和復雜的環境下服役，材料的表面選用耐蝕涂層可有效隔絕腐蝕介質達到防腐效果。油套管防腐采用的涂鍍層主要有金屬覆蓋層、非金屬覆蓋層和化學轉化覆蓋層［32］。用耐蝕性較強的金屬或合金把容易腐蝕的金屬表面完全遮蓋起來以防止腐蝕的方法，稱為金屬覆蓋層保護，主要包括電鍍、化學鍍、滲鍍、熱鍍、物理及化學氣相鍍等。非金屬覆蓋層包括有機涂層和無機涂層。化學轉化膜覆蓋層包括磷化處理、氧化處理、鈍化處理等。李巖［57］采用不同方法在n80油套管鋼表面分別制備化學鍍ni-p、電鍍zn-ni、熱噴涂ni-cr-fe-ta-mo-ti合金涂層，大幅提高了n80鋼的耐蝕性。李遠輝［58］等對n80油套管鋼試樣進行滲氮和qpq（quench-polish-quench）處理，并進行了腐蝕試驗后發現，在吸氧動力學所控制的含氧溶液中，經過處理的試樣抗腐蝕性能最好；在析氫動力學所控制的無氧溶液中，處理過的試樣腐蝕速率遠低于未處理的試樣。林乃明［59］等采用熱滲鍍技術在油套管用p110鋼表面成功制備了ni基合金層，顯著提高了p110鋼的耐蝕性。劉楊［60］采用熱噴涂方法，將一種特殊的固態非金屬粉末噴涂在油管內壁，并通過涂層自身所具有的減磨和耐磨特性，來保護和延緩抽油桿接箍與桿體的磨損，對偏磨抽油機井的桿、管有很好的保護作用。張智［61］以特種高分子有機聚合物為基礎，開發了綜合性能較高的mps防腐涂層，并通過對納米材料及納米技術的研究，在mps涂層中添加了數種納米材料，有效解決了納米材料的分散問題，使mps涂層具有較高的抗腐蝕、防結蠟、防結垢性能。目前雖然使用防腐涂層可以極大提高油套管的抗腐蝕性能，但由于油氣井作業的復雜性，涂層使用還存在較大的限制。1.2.3 電化學防腐技術

電化學保護按其保護原理，可分為陽極保護和陰極保護［62］。陽極保護在油氣田應用較少。陰極保護分為外加電流陰極保護和犧牲陽極陰極保護。外加電流保護是將被保護金屬與直流電源的負極相連，利用外加陰極電流進行陰極極化，從而降低腐蝕速率的方法； 犧牲陽極保護是在將一個電位更負的金屬連接到被保護金屬上作陽極，使被保護金屬陰極極化而得到保護的方法。應根據不同的油套管材質和服役環境選用不同的陰極保護方式。多年的實踐證明，對套管實施陰極保護是減緩和防止其外壁腐蝕破壞的有效措施，如美國得克薩斯太陽勘探公司，20世紀90年代以來對2178口井進行陰極保護，有效率達88%；國內的長慶油田具有“三低”特點，自1987年以來，先后對346口井進行陰極保護，使保護前套管的平均破損率由2.65降到了保護后的0.802［63］，取得了顯著效果。1.2.4 化學防腐技術

針對油套管腐蝕問題，目前主要通過加注一種具有緩蝕、殺菌、防垢等綜合效能的化學保護液，改善注水井水質，起到了防腐防垢的作用［39］。與其他防護方法相比，采用化學保護液有如下特點：①不改變油套管的性質和生產工藝；②用量少，一般添加0.1%~1.0%的緩蝕劑即可起到防腐蝕作用；③方法簡單，無需特殊的附加設備。目前開發的有機緩蝕劑主要以抑制h2s腐蝕為主。我國已經生產和使用的抗h2s 腐蝕的緩蝕劑有7019，1017，7251（g-a）等，一般用量約0.3%，緩蝕效率就可達90%左右。為了增產原油，我國研制和應用的用于高溫高壓酸化壓裂的緩蝕劑有7623，7701和天津若丁-甲醛等。這些緩蝕劑一般可在80~150℃使用，用量2%~4%，緩蝕效率可達90%左右。李海燕［64］等研究發現加注mh-46緩蝕劑不僅能防止h2s和co2的腐蝕，還能抑制srb 和不均勻結垢引起的腐蝕，用量為100 mg/l時緩蝕率可達80%以上。緩蝕劑的保護效果與腐蝕介質的類型、濃度、溫度、流速以及被保護金屬材料材質等有密切關系。因此，添加緩蝕劑有嚴格的選擇性，不同的腐蝕介質和被保護金屬應選擇不同的緩蝕劑。

1.3 油套管的腐蝕特征

通常油套管的腐蝕具有3個主要的特征，具體如下：

（1）通常腐蝕介質是多相存在的，當不同相介質同時對油套管產生腐蝕時，會 互相促進，使油套管加速腐蝕。

（2）當油套管處于高溫或者高壓的工作環境下時，會使得油套管的腐蝕程度和 腐蝕速率大大增加。

（3）油氣田中的主要腐蝕介質包括h2s、co2、o2、cl、h2o等。在這些介質 含量相同的情況下，o2的腐蝕性最大；cl本身不會對油套管產生腐蝕，但其遷移率較高，這會促進套管局部發生酸化腐蝕；h2o是電化學腐蝕的主要載體。

1.4 油套管的腐蝕類型

油套管通常處于復雜、惡劣的工作環境中，對其產生腐蝕的因素非常多，各種因素如果共同對油套管進行腐蝕，則會大大加快油套管腐蝕的速度。根據油套管的工作溫度，其腐蝕的主要類型如下：（1）低溫環境：氫致開裂、侵蝕、坑蝕；（2）常溫環境：硫化物應力開裂；

（3）高溫環境：均勻腐蝕、點蝕、縫隙腐蝕、應力腐蝕等。

1.5 工作環境對油套管的基本要求

根據油套管腐蝕的特征分析，油套管在工作過程中應滿足力學及工作環境兩方面的要求。油套管需要具有較高的耐腐蝕性及耐磨損性，另外還需要較高的強度，防止拉應力的過大而導致的套管開裂。同時，其接頭還需要有較高的密封性，避免外界氣體的入侵而造成管道內部的過快腐蝕。

材料腐蝕與防護技術 材料腐蝕與防護實驗報告篇三

在日常生活中，腐蝕現象隨處可見，因為腐蝕而造成的材料失效比比皆是。現在，研究材料在腐蝕介質環境（或稱作氛圍）中材料對介質的敏感性以及在腐 蝕介質中裂紋擴展速率顯得尤為重要，作為材料研究者或者材料應用者，應對材 料的這種耐腐蝕特性需要仔細研究，以確保材料的合理使用，最優使用。掌握材 料的應力腐蝕試驗方法、試驗標準也非常重要。

通常，材料的耐腐蝕特性主要通過以下幾種試驗確定： 1.慢應變速率應力腐蝕試驗，通常也叫做慢拉伸試驗； 2.材料應力腐蝕疲勞試驗； 3.材料腐蝕試驗；

這三種試驗通常采用慢應變速率應力腐蝕試驗機，腐蝕疲勞試驗機，腐蝕環 境試驗箱三種設備完成。需要提醒用戶的是：慢應變速率應力腐蝕試驗機可以和 應力腐蝕疲勞試驗機集成在一套設備上完成，而不必搞成兩套設備完成。作為材 料研究單位，因為一種材料往往面臨在很多介質條件下工作的可能性，所以，介 質環境的準備、不同的介質、不同的溫度對試驗容器將會提出不同的要求，包括 安裝位置，所以用戶在采購這類設備的時候一定要對這些條件明晰，以采購到合 適的設備。

fcc-50 型多功能裂紋擴展速率試驗機，即可完成慢拉伸試驗、應力腐蝕疲勞試驗。希望以下的標準對用戶的應力腐蝕試驗起到一定的幫助作用 gb/t 13671-1992 不銹鋼縫隙腐蝕電化學試驗方法 gb/t 15748-1995 船用金屬材料電偶腐蝕試驗方法 gb/t 10119-1988 黃銅耐脫鋅腐蝕性能的測定

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