《超级13Cr不锈钢在油气田中的应用》全书共6章，主要基于超级13Cr不锈钢在油气田应用过程中所涉及的腐蚀失效案例与分析，重点分析了超级13Cr不锈钢在完井过程中和开发过程中不同服役环境下的腐蚀、CO2腐蚀和H2S腐蚀等腐蚀行为及其影响因素，并对其防腐技术进行了介绍。 《超级13Cr不锈钢在油气田中的应用》可供从事石油天然气开发、新材料研制、过程装备腐蚀与防护、石油专用管腐蚀与防护及相关学科的研究人员和技术人员阅读，也可供高等院校相关专业师生参考或作为教学参考书。

第1章 绪论
1.1 腐蚀简介
1.1.1 腐蚀的基本概念
1.1.2 CO2腐蚀
1.1.3 H2S腐蚀
1.1.4 CO2/H2S腐蚀
1.2 影响因素
1.2.1 材质
1.2.2 流体特征
1.3 油井管服役条件变化
1.4 管柱完整性
1.5 超级13Cr不锈钢
1.6 油气田常用防腐蚀措施
参考文献
第2章 失效与分析
2.1 概述
2.2 油管台肩面与管体腐蚀
2.2.1 背景
2.2.2 理化检验
2.2.3 分析与探讨
2.2.4 其他类似案例
2.3 腐蚀穿孔
2.3.1 背景
2.3.2 理化检验
2.3.3 分析与探讨
2.4 油管公扣端点蚀
2.4.1 背景
2.4.2 腐蚀形貌分析
2.4.3 化学成分分析
2.4.4 金相组织及硬度测试
2.4.5 综合分析
2.5 开裂与断裂
2.5.1 管体应力腐蚀开裂
2.5.2 近接箍处断裂
2.5.3 接箍纵向开裂
2.5.4 接箍横向开裂
2.5.5 接箍破裂
2.6 表面缺陷
2.6.1 外表面缺陷
2.6.2 内表面缺陷
2.6.3 表面擦划伤
参考文献
第3章 完井过程中的腐蚀
3.1 概述
3.2 酸洗液腐蚀
3.3 酸化液（鲜酸）腐蚀
3.3.1 pH的影响
3.3.2 反应温度的影响
3.3.3 酸液体系的影响
3.3.4 Cl-浓度的影响
3.3.5 缓蚀剂类型的影响
3.3.6 表面缺陷的影响
3.3.7 压应力的影响
3.3.8 乙酸的影响
3.4 返排液（残酸）腐蚀
3.4.1 残酸温度的影响
3.4.2 残酸返排时间的影响
3.4.3 残酸pH的影响
3.4.4 表面缺陷的影响
3.5 产出液腐蚀
3.5.11 20℃鲜酸-120℃残酸-120℃地层水
3.5.21 20℃鲜酸-170℃残酸-170℃地层水
3.6 完井液腐蚀
参考文献
第4章 开发过程中的腐蚀
4.1 概述
4.2 CO2腐蚀
4.2.1 温度的影响
4.2.2 CO2分压的影响
4.2.3 Cl-含量的影响
4.2.4 流速的影响
4.2.5 井深的影响
4.2.6 介质的影响
4.2.7 pH的影响
4.3 H2S或S腐蚀
4.3.1 H2S腐蚀
4.3.2 H2S/CO2共存
4.3.3 单质硫的影响
4.4 极端条件下的腐蚀
4.4.1 超深井环境
4.4.2 超临界CO2状态
4.5 其他油井管杆腐蚀
4.5.1 油钻杆
4.5.2 套管
参考文献
第5章 防腐蚀技术
5.1 概述
5.2 缓蚀剂
5.2.1 酸洗液环境
5.2.2 酸化液环境
5.2.3 返排液环境
5.2.4 产出液环境
5.3 表面技术
5.3.1 Cr-Y共渗
5.3.2 等离子体渗氮
5.3.3 激光表面熔凝
5.4 材质与选材
5.4.1 不同材质
5.4.2 酸化环境
5.4.3 甜气环境
5.4.4 酸性环境
5.4.5 海洋环境
5.4.6 新疆某气田
5.4.7 海外油气田环境
5.4.8 选材影响因素
参考文献
第6章 展望
参考文献