一、天然气管线内腐蚀影响因素分析（论文文献综述）
刘欢[1]（2018）在《某酸性气田集输管线内腐蚀与控制技术研究》文中研究说明酸性气田中含有较高的CO2、H2S等腐蚀性物质,这些腐蚀性物质会加重管道的内腐蚀,进而减薄管道壁厚,甚至造成管道泄漏,给油气田带来严重的事故和巨大的经济损失。所以,为了酸性气田集输管线的内腐蚀能得到有效的控制,有必要对管线钢的内腐蚀及其控制技术展开详细研究,然后针对具体的管线内腐蚀情况制定出合理的控制方案。本论文以某酸性气田的集输管线为研究对象,利用Pipephase为该气田建立管网模型,然后结合气田的实际生产工况,详细地分析了集输管线的内腐蚀情况,最后针对内腐蚀情况制定出合理的控制方案。主要研究内容如下:首先通过调研大量的文献资料和工程报告,对集输管线内腐蚀类型、机理、影响因素展开研究。然后详细地分析了某酸性气田集输管线的内腐蚀情况。通过分析管线内的气相组分,发现组分中酸性气体CO2、H2S的含量与投产初期相比呈缓慢上升趋势;通过分析基于管网模型得到的管线运行曲线图发现,该气田的集输管线,在介质流速、输量、地形起伏的影响下,部分管段内存在积液;通过分析管线腐蚀监控措施运行图可知,气田所使用的缓蚀剂的缓蚀效果受到介质流速、缓蚀剂连续加注量及成膜时间的影响。其次对内腐蚀的控制技术进行理论性研究,针对所研究的酸性气田内腐蚀情况制定出具体控制方案:对集输管线进行清管批处理作业;多次调整缓蚀剂的连续加注量;优化管线集输工艺。最后跟踪分析管线内腐蚀控制方案发现,气田集输管线经过清管批处理作业后,管内积液被大量清除,管道恢复了输送能力,管道平均输送效率从74.94%上升到91.89%,且管线平均腐蚀速率从0.1789mm/a降为0.0167mm/a;多次调整缓蚀剂的连续加注量之后,集输系统中的平均缓蚀剂残余浓度呈下降趋势,且腐蚀速率远低于腐蚀控制要求0.076mm/a,节约了大量缓蚀剂;增设2#复线可以分担输气压力,当管线批处理涂膜时,将过站酸气导入复线,有效降低了缓蚀剂批处理对气田生产的影响,避免了因频繁的开关井对气井寿命的损害问题。
张勇[2]（2018）在《LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究》文中研究表明LS油田在LB区块开展CO2驱先导试验,依据LB C02驱试验部署方案,存在对地面集输管线腐蚀规律研究不到位、腐蚀控制技术待提高等问题。本文针对LS油田C02驱地面集输系统,进行集输工艺及腐蚀规律研究,从缓蚀剂、管线材质、管道内涂层优选等方面,提出相应的控制策略,主要研究工作如下:（1）调查、分析国内外CO2驱地面集输管线腐蚀控制技术及腐蚀控制情况,包括CO2驱油集输系统工艺现状、CO2腐蚀控制技术研究、国内外油田地面集输系统防腐控制情况等。（2）针对CO2驱受效井采出液和伴生气,对脱水后纯原油和伴生气样品的一般性质和原油黏温特性进行了分析评价,针对涵盖CO2驱地面集油系统压力至采出井正常生产时压力范围内的CO2和CH4混合物的水合物生成界限开展了室内试验研究,得到不同CO2含量条件下的水合物生成曲线;通过对比CO2干法和湿法回收方法,并与相关技术商开展技术交流,选用MEDA溶剂回收CO2,设计了一整套CO2回收工艺流程和设备选用。（3）分析集输管线典型腐蚀失效案例,通过实验研究含水率、CO2和流速对集输管线的影响,得到集输管线腐蚀规律:低含水率条件下,原油在试样形成一层保护膜,能一定程度上减缓试样的腐蚀,随含水率的升高,原油在试样表面无法形成完整的保护膜,局部腐蚀会加剧;LS油田产出液含水率非常高、流速慢,介质易形成三相的层流状态,管线底部腐蚀会加剧;在LS油田地面系统工况条件下,管材的腐蚀速率随CO2的含量增大而增大。（4）研究LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀控制技术,形成适用于LS油田的腐蚀控制方案,评价在用缓蚀剂效果,研制缓蚀剂配方,研制的CI-6A缓蚀剂的缓蚀效果在随着浓度加大逐渐升高,在针对LS CO2驱的腐蚀环境下,当浓度达到200mg/L,缓蚀效果接近最佳,CI-6A缓蚀剂对现场在用破乳剂效果无不良影响,投加缓蚀剂防护时遵循以点带面的原则,均匀连续投加足量的缓蚀剂,并形成了在G43-23转油站加药机制:将缓蚀剂加在掺水泵前,加药浓度为200mg/L,每天需投加缓蚀剂50公斤左右,全年共需缓蚀剂约18吨。（5）提出新建的地面集输管线材质建议:掺水管线使用胺固化玻璃钢管、集油管道为玻璃钢管、进站阀组及油气分离器进出口采用不锈钢材质等;对于已建的地面集输管线建议:在管道碳钢材质的基础上,添加适宜于LS油田地面集输系统的缓蚀剂,评价了在用内涂层适用性,优选了 CO2驱地面集输管线内涂层。
商博军[3]（2018）在《昆明市人工煤气管网改输天然气安全能力与置换方案研究》文中认为随着中缅天然气管道的建成投产,昆明市人工煤气管网气源改换为更清洁、高效的天然气成为了可能,但由于既有的人工煤气管网条件多样、复杂,管道存在明显的腐蚀,局部管段还存在较为严重的沉降。因此,当中、低压条件下的人工煤气置换为更高压力输送的天然气时,管网是否具备置换的安全条件以及如何制定有针对性的天然气置换方案,对于保障城市燃气管网的本质安全与公共安全而言具有十分重要的意义。论文首先对昆明市人工煤气管网基础资料进行了全面收集与分析,有效辨识出了煤气管网的主要失效模式与典型缺陷。基于流体力学、电化学、结构力学和安全评价理论,采用实验与理论研究相结合的方法,确定了输送介质的腐蚀机理;以腐蚀管段、沉降管段为研究对象,系统确定了人工煤气管网天然气置换的安全能力,建立了局部管网天然气直接置换混气参数计算模型与置换方案,为置换方案的制定和现场实施提供了理论和技术支撑。论文的研究内容和取得的主要成果如下:（1）对昆明市盘龙区、五华区、西山区、官渡区所辖天然气管网的结构和设施、设备和运行参数、管道失效模式进行了分析,将昆明市人工煤气管网划分为九个区块。明确了电化学腐蚀导致的壁厚减薄和地面沉降导致的管道悬空和应力破坏是管道的主要失效模式。（2）开展了人工煤气介质组成与积液中离子成分的分析,确定人工煤气中的H2、CO2、硫化物与高浓度Cl-含量是管道腐蚀穿孔的主要原因。开展了人工煤气和天然气环境下的静态/动态腐蚀对比实验;在人工煤气条件下,管材的静态和动态腐蚀速率分别为0.2163 mm/a和0.2774 mm/a;天然气条件下静态和动态腐蚀速率分别为0.0283 mm/a和0.0552mm/a,揭示了以CO2电化学腐蚀为主的人工煤气条件下管材腐蚀规律。（3）基于分相流理论建立昆明市人工煤气管网仿真模型,分析了管道内的压力、温度和持液率分布,确定了管网易积液管段的分布。针对管道内存在的多相流动腐蚀问题,利用描述化学反应速率常数随温度变化关系的阿伦尼乌斯公式（Arrhenius Equation）,结合不同二氧化碳分压条件下的动态反应釜测试实验,建立了人工煤气管网多相流腐蚀速率预测模型CR=250640×e-33600/R7×PCO20.11。腐蚀速率预测值与实验值之间的平均相对误差为8.9%,优于OLGA多相流腐蚀预测结果。以此为基础,分析了人工煤气管网的腐蚀速率,发现腐蚀程度为“较重”的“Ⅱ级管段共有14个,主要分布于管网前端压力较高与末端持液率高的管段。（4）基于有限元方法建立腐蚀无沉降管段应力分析模型,考虑实际运行工况,计算0.17MPa-0.4MPa压力下的管道等效应力值,确定了天然气置换时的试压与运行压力最高为0.4 MPa（表压）。（5）基于Mohr-Coulomb模型、面-面的接触方式与有限滑移大变形条件,利用摩擦系数控制管-土间的切向行为,建立了用于分析管道自重、土壤荷载与持液荷载综合作用下的沉降缺陷管段的非线性接触有限元分析模型,分析了管径、沉降段长度、内压、持液率与管道等效应力与变形位移变化之间的关系,缺陷尺寸为2.4 cm×2.4 mm时,管道沉降长度不宜超过60 m。（6）在人工煤气管网普遍存在腐蚀缺陷条件下,按照非线性有限元分析结果,合理确定了人工煤气管网9个区域的安全运行压力介于0.1MPa-0.4MPa之间（表压）。（7）针对FLUENT软件难以应用于大规模人工煤气管网置换过程数值模拟的问题,以天然气与人工煤气的混气扩散机理与传质理论、连续方程、动量方程和能量方程,考虑变径接头、三通以及管网入口和出口边界条件,建立并求解了适用于置换工程的一维天然气置换人工煤气数学模型。模拟的天然气置换人工煤气所需时间与现场实测值之间的平均相对偏差为11.4%,满足置换工程应用需要。（8）根据实际需要,基于建立的置换模型分析了管道入口绝对压力为102kPa、135kPa、170kPa、225kPa、340kPa条件下管网各个区块的进气压力、天然气流速和进行天然气置换所需的总时间,结合人工煤气管网安全能力条件,分析推荐了置换方案,相应的置换时间为60.98 h。在此基础上,以C1-8、C1-9和C1-10管网区块为对象,制定了包含置换作业流程、放散点控制和安全风险控制在内的管网置换试验方案。为昆明市人工煤气管网的安全、高效置换提供了理论和技术支撑,保障了昆明市重点民生工程的安全运行。
高雪琦[4]（2018）在《低含液率输气弯管内液膜液滴发展特性研究》文中提出管线事故成因复杂,其中天然气管路的腐蚀问题尤为突出。主要原因之一是管线内凝析水作用生成液滴、液膜,进而腐蚀管道内壁。尽管经过脱水处理,但由于脱除技术问题、运输环境复杂等因素,管道内依然存在少量的水和杂质,通过电化学、化学、传质等反应腐蚀管道。低含液率天然气管道内液滴、液膜、水汽凝结过程以及局部腐蚀问题不容忽视。本文从理论分析、数值研究、实验测量三个方面入手,对低含液天然气管道内管道内液滴运动轨迹和变化情况、液膜分布规律、液滴发展特性、水汽冷凝特性以及薄液膜下CO2局部腐蚀的腐蚀电位、电流随时空分布规律等展开研究,主要研究结论和成果如下:首先,依据相似准则,采用实验方法构建低含液气液输送管路,利用螺旋测微器和探针探测气液两相瞬时液膜分布状态,研究管线内液膜厚度分布特性,借助高速摄影技术记录液膜剥落过程,并结合液膜理论分析液膜剥落、液膜分离的临界条件。结果表明:低含液两相管路中液膜波动明显;水平管内液膜的分布范围受表观液速影响显着,在相同的表观气速水平管内,表观液速越大,液膜分布更广,厚度最大值先变小后增大;同一表观液速的水平管内,表观气速的增加导致液膜最厚值减小;另外,降低表面张力有助于提高水平管内液膜厚度,减少分布范围。其次,针对生产中提供的实际参数以及典型天然气管道模型,依据相似准则,建立模拟管道尺寸。研究采用Eulerian wall film模型,针对低含液率管路内液膜分布特性展开数值模拟,分析弯管结构对于气相分布特性的影响以及液膜沿截面轴向的变化趋势。结果显示:在弯管流动中流体受到离心力作用形成迪恩涡;弯管弯曲角度对气相分布影响明显,弯管处内侧近壁面速度较大,而弯管外侧近壁面速度较小;经过弯管后的直管段,管路外侧的近壁面速度大于内侧近壁面速度;天然气管道中液相主要以液滴和液膜的形式存在,同一截面上,因重力作用下壁面附近的液膜厚度要大于上壁面液膜厚度;液膜厚度在弯管外壁面处较大且随着弯管角度增大而增大。再次,利用群平衡模型,考虑液滴破碎与团聚,研究了弯管角度、气液比例等参数对液滴发展的影响规律。结果显示:管道内液滴分布、液滴粒径分布受弯头角度影响不明显,液滴发展特性对管道结构变化的敏感度较低。含液率对液滴分布特性影响明显,进口处含液率高于0.52 g/m3时,管道内部液滴粒径大小分布明显不同,而含液率低于0.52 g/m3时,液滴在管道内分布的粒径大致相同。另外,与直管段相比较,弯管结构是引起液滴分布不均的关键,气液混合相流经弯头,产生涡旋,内部流动方向对壁面上液滴粒径的大小分布也有着影响,使得弯头管道内下壁面沿流动方向粒径明显减小,上壁面粒径基本不变。而后,编写冷凝模型程序,研究了弯管结构等参数对管路内水蒸气冷凝特性的影响规律。结果表明:各种弯头处不规则流动的产生,引起管路内流场的变化,影响冷凝分布进而致使管路内出现分布随机、程度不一的腐蚀;二次环流的产生致使管道内流体速度不均,流速越快,冷凝量越大;冷凝量分布还与管道弯头角度直接相关,角度越大,分布越不均匀,反之则分布越均匀;不论弯头角度如何变化,弯头外侧一边较之内侧一边的冷凝量明显偏高;相较于弯头结构对冷凝量的影响,壁温温差对管路影响也比较明显,温差越大,冷凝量越大,且弯头角度对管内冷凝量影响越大,当管内温差较小时,弯头结构对管内冷凝量影响减弱。最后,基于丝束电极测试装置,结合11×11矩阵丝束电极,开展薄液膜下CO2局部腐蚀萌生-发展的微区电化学研究和常用缓蚀剂2-（1-甲基壬基）喹啉的实验室评价。结果表明:常温条件（30℃）下,模拟管道中的丝束电极电位分布随时间变化灵敏,局部腐蚀程度严重,腐蚀严重度随时间延长而进一步增强;高温条件（40℃）下,模拟管道中的丝束电极腐蚀电流更强,电位差值更大,部分电极点电位差值变化明显,局部腐蚀程度更为严重;电位分布区间进一步扩大,且呈不连续性二项分布,出现电位集中区;丝束电极随时间变化更为灵敏,达到稳态的过程耗时更短。此外,与不加缓蚀剂相比,加入缓蚀剂后,pH值增大,自腐蚀电位发生负偏移,极化曲线向左偏移,腐蚀电流密度减小,且随着温度和浓度的增加,缓蚀效率逐渐变大,有效减缓腐蚀速率。
秦尧[5]（2018）在《S-L气田集输管线内腐蚀行为与缓蚀剂筛选研究》文中研究表明在油气田开发过程中,H2S和CO2气体是比较常见的腐蚀性介质,干燥的H2S和CO2一般无腐蚀性,但在有水存在的环境里,就会对管材造成严重的腐蚀,引起泄漏和爆管,从而导致经济损失、造成人员伤亡事故。S-L气田H2S含量为3.0%～16.49%,CO2含量为5.44%～10.41%,属于高含H2S和CO2气田,且该气田含有凝析油,属于凝析气藏,目前针对于H2S和CO2腐蚀问题的研究较多,但对于在S-L气田工况和气质条件下管材的腐蚀规律和控制方法缺乏研究。因此本文通过室内腐蚀实验与腐蚀软件模拟相结合的方法,研究该气田集输管线的内腐蚀行为,并筛选出适用于该气田的缓蚀剂,对控制该气田的腐蚀具有重要意义。本论文基于对国内外H2S和CO2共存环境下腐蚀行为的调研,结合该气田的生产需求,选取湿气输送管段的典型工况开展了动态和静态的室内高温高压釜实验,实验材质为L245NCS。基于静态腐蚀实验方法,分析气液相以及凝析油重度对腐蚀速率的影响,基于动态腐蚀实验方法,分析流速和温度对腐蚀速率的影响;采用SEM、XRD、EDS等微观表征方法进行腐蚀产物分析。基于对国内外CO2腐蚀软件和腐蚀模型的调研,在室内实验工况条件下,利用ECE-5软件进行腐蚀速率模拟,将实验结果与软件模拟结果进行对比分析,验证腐蚀模拟软件的有效性,然后,利用ECE-5软件进一步研究在不同CO2和H2S分压下,温度、流速、含水率、凝析油重度对腐蚀速率的影响规律,并用灰色关联度法筛选出主要的腐蚀影响因素。最后,基于标准SY/T 5405-2001《酸化用缓蚀剂性能实验方法及评价指标》筛选出适用于该气田的缓蚀剂。通过上述研究工作,本研究得到的结论如下:基于室内腐蚀实验结果,得出气相腐蚀速率大于液相腐蚀速率,其腐蚀产物主要为FeS,腐蚀主要由H2S分压控制。基于室内实验工况的软件模拟结果与室内腐蚀实验结果对比,发现软件模拟结果偏大,最大偏差在+30%左右,这在该软件允许的偏差范围内。根据S-L气田实际运行工况的软件模拟结果可知,温度在70℃～100℃之间时,腐蚀速率对温度变化较敏感;流速在5m/s～10m/s之间时,流速变化对腐蚀速率影响最大;凝析油重度在40～50之间时,腐蚀速率变化最大,最高腐蚀速率达11.07mm/a;在流速为12m/s,温度为75℃,凝析油重度为35时,含水率的变化对腐蚀速率影响最大。通过缓蚀剂的筛选结果可知,A5-09263缓蚀剂适用于含凝析油和水都较多的管段,C3-217缓蚀剂适用于含水率较低的管段,C1-215缓蚀剂适用于含水率较高的管段其缓蚀效果更好。
邓心茹[6]（2018）在《长庆油田集输管道内腐蚀直接评价技术（MP-ICDA）研究》文中研究指明近年来,因内腐蚀引起的管道损坏、破裂、泄漏等事故频频发生,不仅造成了巨大的经济损失,还严重污染环境。开展管道内腐蚀预测及评价工作能为管道的安全运行提供有力保障。多相流管道内腐蚀问题是腐蚀与冲蚀共同作用的结果。本文采用OLGA和ECE仿真软件模拟多相流管道均匀腐蚀现象,研究流速、温度、压力、含水率、气油比、H2S含量、路由等因素的影响规律;采用ANSYS 17.2 Fluent仿真软件模拟气液固管道内冲蚀现象,研究流速、压力、气液比、颗粒粒径、颗粒质量流量、路由等因素的影响规律;基于灰色关联分析法进行敏感性分析,确定各影响因素的关联度;建立多相流管道内腐蚀预测模型;以长庆油田某集输管道系统为研究对象,预测管道内腐蚀情况,并将预测结果与现场检测数据对比。结果表明预测误差一般在50%以内,建立的腐蚀模型能较好地适用于长庆油田集输管道内腐蚀预测。最后,本文以NACE SP0116多相流管线内腐蚀直接评价标准（MP-ICDA）为指导,对管体腐蚀程度、管道剩余强度和管体腐蚀损伤进行评定,预测腐蚀发展趋势,提出现场工作建议以指导日后的运行生产。
杨剑[7]（2018）在《X80管线钢焊接接头在NACE溶液中的腐蚀行为研究》文中研究说明随着油气资源需求量不断增加,油气管线的腐蚀问题备受关注。油气输送管线通常以焊接的方式进行连接。焊接接头因成分和组织不均匀、应力集中等因素而容易导致局部腐蚀,成为管道输送安全的最薄弱环节之一,其腐蚀控制也一直是人们关注的焦点。管线钢焊接接头作为一个由母材、热影响区和焊缝金属构成的复杂电偶,它在管线内部工艺环境中的腐蚀演化过程及其机理尚未理清。目前,鲜有通过将焊接接头分离的方法研究焊接接头及各分区的耦合机理,对电偶腐蚀的机理研究不够深入。为解决上述问题,本文研究了X80管线钢焊接接头及其各分区（母材、热影响区、焊缝）在NACE溶液中的腐蚀行为。通过电化学手段研究温度、乙酸、氯离子及乙二醇对焊接接头各分区腐蚀行为的影响;通过正交设计的腐蚀失重实验分析各影响因子中的主要因子与次要因子。主要结果如下:本文利用开路电位、电化学阻抗谱与动电位极化曲线等经典电化学测试技术,系统研究了温度、乙酸、氯离子及乙二醇四个因子对X80钢焊接接头各分区的腐蚀电化学行为的影响,分析各分区在电解质溶液中的电极过程信息。从腐蚀动力学角度分析,在相同电解质溶液中,焊缝区的腐蚀倾向高于母材区与热影响区,但焊缝区的极化反应阻力明显高于母材与热影响区。在实验条件下,随乙酸浓度升高、温度升高及乙二醇浓度降低,母材区、热影响区和焊缝区腐蚀速度逐渐加快,其中乙二醇具有抑制管线钢腐蚀的作用;随氯离子浓度增加,母材区与热影响区腐蚀速度先升高后降低,焊缝区腐蚀速度逐渐升高。通过分析各电极阻抗谱与动电位极化曲线的变化情况,阐明了各因子对电极反应的作用机制。本文利用正交实验设计的方法,设计四因素、四水平正交腐蚀失重实验以研究焊接接头及其各分区在NACE溶液中的腐蚀失重行为及规律。通过对数据进行极差分析与方差分析,分析各因子（氯离子、乙酸、温度与乙二醇）对焊接接头及各分区腐蚀行为的影响权重,得出乙酸与温度为影响其腐蚀行为的主要因子,氯化钠与乙二醇为次要因子。通过SEM与EDS现代表征技术分析焊接接头及各分区腐蚀产物类型,根据Fe、C与O元素的比例推测腐蚀产物主要成分为碳酸亚铁,存在部分乙酸亚铁,且腐蚀产物膜较为致密。本文综合分析了焊接接头及各分区的腐蚀电化学行为与腐蚀失重行为,研究X80钢焊接接头与各分区的腐蚀行为相关性。在相同电解质溶液中,各分区挂片中焊缝区挂片的腐蚀失重速率要明显低于母材区与热影响区,与电化学阻抗谱和极化曲线分析所得结论一致,即焊缝区反应阻力最大。观察焊接接头整体挂片的宏观腐蚀形貌可得,焊接接头整体发生了电偶腐蚀过程,存在显着的台地腐蚀特征,其中焊缝区的腐蚀程度明显大于母材与热影响区,原因是电偶腐蚀过程使得焊缝区被活化而加速腐蚀。通过经典电化学测试已得焊缝区的腐蚀倾向大于母材和热影响区,所以各分区耦合后焊缝区会作为阳极区被加速腐蚀。因此,从腐蚀失重与经典电化学两个角度分析焊接接头及各分区腐蚀行为及腐蚀规律,所得结论基本一致。
蒋必政[8]（2017）在《高含硫气田集输管线内腐蚀预测技术研究》文中提出高含硫气田集输管道腐蚀影响因素主要包括内腐蚀、埋地金属腐蚀和大气腐蚀。造成普光气田集输管道失效的最主要原因是内腐蚀,它不仅能导致管道穿孔、开裂等失效,而且影响气田生产安全和效率,污染环境,有时还会造成人员伤亡等重大事故。因此,对集输管道在油气正常生产条件下进行有效管理,是一个世界范围内油气生产和输送过程中共同关注的技术课题。同时,也是一个国际性的技术难题。普光气田天然气集输管线内腐蚀是导致管道失效、影响设备及人员安全的最主要问题。本文在借助在线检测资料及相关成果的基础上,研究普光集输管道投产后的腐蚀现状及规律。结合物理模拟实验进行探索性研究发展普光管线内腐蚀数值预测技术,开发出了针对普光气田实际工况条件下的高含硫天然气集输管道内腐蚀预测管理技术。分析表明:（1）大部分井均存在不同程度的产液量增加,部分井产液量增加幅度超过二十倍,产液量的增加会导致管道内积液量的增加,进而导致更为严重的均匀腐蚀和局部腐蚀。（2）通过实际检测数据对均匀腐蚀预测模型和点蚀预测模型进行对比发现,所建立模型预测的腐蚀速率和点蚀深度与实际吻合较好,具有较高精度。（3）预测结果与实际的相对误差在大多数条件下均小于10%。这种精确、可靠的内腐蚀技术,不仅能有效保障普光集输管线的安全和生产可靠性,而且可以将该技术推广到国内其它油气田管道的安全管理,不但填补国内在这个领域的技术空白,同时,该技术的发展还能够使得普光的管道腐蚀管理做到真正与国际接轨,形成普光及中国自己的知识产权,并在国际上处于技术领先地位。
刘昕瑜[9]（2017）在《20#钢湿气集输管道内腐蚀预测方法研究》文中研究指明目前湿气集输工艺得到了广泛的应用,但是随着运行时间的增长,其内腐蚀问题日益严重。目前,多数湿气集输管道材质为20`#钢,其对应的内腐蚀直接评估方法与内腐蚀预测模型适应性和准确度较差,因此,如何有效的针对于20`#钢湿气集输管道建立准确度更高的内腐蚀评估方法是亟需解决的问题。本文针对20`#钢管材与CO2腐蚀环境,根据湿气集气管道的实际运行条件,通过动态模拟实验、腐蚀速率修正模型以及人工神经网络腐蚀速率预测模型研究,建立了 20`#钢的湿气集输管道的内腐蚀速率预测方法,论文的主要研究工作如下:（1）收集并整理了89条湿天然气集气管线的基础资料,对不同气田天然气集气管线的工艺流程的概况和特征进行了全面的分析,并筛选出研究的目标管线与典型工况;（2）通过国内外管道内腐蚀预测方法与模型的对比分析,结合CO2内腐蚀的特点和机理,确定了管道CO2内腐蚀的主要影响因素;针对内腐蚀预测中的经验模型、半经验模型以及机理模型,选择Norsok M506模型、Top of Line腐蚀模型、De Waard模型对实际管道的腐蚀速率进行了预测,与实测数据比较,相应的平均误差大,其适用性较差;（3）针对目标管线的运行条件与腐蚀环境,利用Parr4848动态反应釜开展不同温度、CO2分压以及实验周期下的腐蚀实验分析。基于阿雷尼厄斯公式,考虑了 pH值、温度、CO2分压的影响,建立了相应的20`#钢管材的腐蚀速率预测模型和其修正模型,可用于实际管道的腐蚀速率预测。进行了修正模型的实际管道验证,其平均误差较小,结果优于Norsok M506、Top of Line腐蚀模型和De Waard模型的预测值;（4）根据湿天然气管道多相流动内腐蚀规律与主要影响因素,采用OLGA7.1多相流模拟软件,基于目标管线的路由、高程、介质组分与工况参数,建立了 832个节点的多相流模拟模型,确定了管道沿线的温度、压力、CO2分压、管道倾角、流型、持液率、液体流速、气体流速以及pH值等参数的变化规律;（5）引入管道截面时钟方位指标,基于332组管道内腐蚀检测数据,采用BP神经网络和径向基神经网络建立了由10项管道流动参数与特征参数构成的腐蚀速率预测方法;并基于上述研究成果,编制了内腐蚀速率预测程序,通过管道的现场开挖与实际数据的验证,结果表明,人工神经网络的内腐蚀速率预测模型预测结果较准确,预测平均相对误差较小,满足现场工程实际使用要求。
刘甜甜[10]（2016）在《普光气田大湾区块湿气集输管线积液分布规律及对策研究》文中研究指明普光气田大湾区块D405-D403管线是敷设在复杂山地的高含硫化氢湿气集输管道,管道低洼处通常会积聚积液,积液的存在会降低管道输送能力,引起压力波动,加剧系统腐蚀。为了解决积液问题,必须对积液规律进行研究,在此基础上提出控制和清除积液的措施。本论文针对积液问题,基于双流体模型,建立了适合该管道的积液预测模型,采用OLGA软件进行模型求解。并研究入口气量、入口液量、入口温度和环境温度对管内总积液量和持液率分布的影响,总结了D405-D403管线的积液规律。积液规律表明:（1）管内存在一个饱和积液量,在运行参数一定的情况下,管内积液量在达到该值后不再随时间变化;（2）在管路结构一定时,饱和积液量受管道入口气量的影响较大,受入口液量、入口温度和环境温度的影响较小;（3）存在一个入口临界气液比,使得实际入口气液比大于该值时,管内积液量会维持在一个较低的水平,并分别计算出两段管道的临界入口气液比。（4）管内经常积液的管段有11处,主要在“V”型管段和上坡管段的前2/3处。运用OLGA的停输再启动模块对D405站停输,D404站停输和两站均停输三种特殊工况进行了模拟研究。研究结果表明,三种特殊工况对于D404-D403段管线内的积液量影响较大,管内积液量的大小顺序为:D405站停输>D404站停输>两站全停>正常运行;而D405-D404段管线内的积液量略有减小,但减小量不大。在不同工况的基础上,由管内积液的多因素分析可知,入口气量不变,入口液量、入口温度变小,管径变大时,管内积液量增多;当入口气量和液量同时增多时,管内积液量减小。这说明,管径和入口气量是影响管内积液量多少的主控因素。基于积液规律提出了积液控制措施和清除措施。通过合理调整入口气液比、入口温度和生产时间控制管内积液保持在较低水平;用超声波探测技术和红外测量技术进行经常积液管段的积液探测;保证气相流速大于最小携液流速（4.68m/s）。积液清除措施主要研究了清管周期的判定依据,运用腐蚀模块模拟管道沿线的CO2腐蚀速率,确定了以缓蚀剂注入周期为主要参考因素的清管周期制定依据。在积液模型的基础上建立清管模型,模拟了清管作业过程,确定了压差、清管器速度、清管时间、推球输气量、总进气量等清管的关键参数。
二、天然气管线内腐蚀影响因素分析（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、天然气管线内腐蚀影响因素分析（论文提纲范文）
（1）某酸性气田集输管线内腐蚀与控制技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道内腐蚀研究现状 |
| 1.2.2 国内外酸性气田内腐蚀控制技术研究 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 酸性气田集输管线内腐蚀分析 |
| 2.1 主要腐蚀类型与机理 |
| 2.2 内腐蚀影响因素分析 |
| 2.2.1 全面腐蚀/局部腐蚀影响因素 |
| 2.2.2 硫化物应力开裂腐蚀影响因素 |
| 2.2.3 氢致破裂影响因素 |
| 2.2.4 氢鼓泡影响因素 |
| 2.2.5 其他影响因素 |
| 第3章 某酸性气田集输管线内腐蚀影响因素分析 |
| 3.1 某酸性气田概况 |
| 3.2 气相组分分析 |
| 3.3 管线积液 |
| 3.3.1 流速的影响 |
| 3.3.2 输量的影响 |
| 3.3.3 地形起伏形成积液 |
| 3.4 缓蚀剂的缓蚀效果受影响 |
| 3.4.1 连续加注量对缓蚀效果的影响 |
| 3.4.2 介质流速对缓蚀效果的影响 |
| 3.4.3 涂膜时间对缓蚀效果的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 酸性气田内腐蚀控制技术 |
| 4.1 清管作业 |
| 4.1.1 清管作业的目的 |
| 4.1.2 清管器类别 |
| 4.2 添加缓蚀剂 |
| 4.2.1 缓蚀剂作用机理 |
| 4.2.2 缓蚀剂加注方式和加注点 |
| 4.2.3 缓蚀剂预膜 |
| 4.2.4 酸性气田缓蚀剂选用原则 |
| 4.3 内涂层 |
| 4.4 腐蚀监测技术 |
| 4.4.1 腐蚀监测手段 |
| 4.4.2 酸性气田腐蚀监测技术应用 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 某酸性气田内腐蚀控制方案 |
| 5.1 管线清管作业 |
| 5.1.1 现场积液量统计 |
| 5.1.2 清管后管线腐蚀情况分析 |
| 5.2 优化缓蚀剂的缓蚀效果 |
| 5.2.1 缓蚀剂连续加注量调整及防腐效果分析 |
| 5.2.2 集输工艺优化 |
| 5.3 管线腐蚀监测系统 |
| 5.3.1 地面集输内防腐在线监测手段 |
| 5.3.2 集输管线防腐效果评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（2）LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2驱油集输系统工艺现状 |
| 1.2.2 CO_2腐蚀控制技术研究现状 |
| 1.2.3 CO_2驱地面集输系统防腐控制情况 |
| 1.3 论文研究内容以及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 LS油田CO_2驱地面集输系统工艺研究 |
| 2.1 LS油田CO_2驱采出流体集输与处理技术 |
| 2.1.1 采出流体性质研究 |
| 2.1.2 采出流体集输技术现状认识 |
| 2.1.3 LB试验区蚕3和柳18建设现状 |
| 2.1.4 蚕3和柳18集输总体方案研究 |
| 2.1.5 CO_2水合物形成条件及影响因素研究 |
| 2.1.6 CO_2回收处理方案研究 |
| 2.2 小结 |
| 第3章 LS油田CO_2驱地面集输管线腐蚀规律研究 |
| 3.1 地面集输管线腐蚀现状 |
| 3.1.1 LS油田地面集输基本概况 |
| 3.1.2 LS油田腐蚀介质主要特点 |
| 3.1.3 LS油田地面集输管线腐蚀现状 |
| 3.1.4 地面集输管线腐蚀穿孔特征 |
| 3.2 地面集输管线典型腐蚀失效案例分析 |
| 3.2.1 G65掺水管线 |
| 3.2.2 M2外输管线 |
| 3.3 地面集输管线腐蚀因素分析 |
| 3.3.1 试验方法 |
| 3.3.2 含水率对集输管线的腐蚀影响规律研究 |
| 3.3.3 CO_2对集输管线的腐蚀影响规律研究 |
| 3.3.4 流速对掺水管线腐蚀影响规律研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 LS油田CO_2驱地面集输系统腐蚀控制技术研究 |
| 4.1 CO_2对碳钢的腐蚀机理 |
| 4.2 CO_2驱地面集输系统缓蚀剂优选 |
| 4.2.1 在用缓蚀剂效果评价 |
| 4.2.2 缓蚀剂室内配方研制 |
| 4.2.3 CO_2驱地面集输系统缓蚀剂现场试验 |
| 4.3 CO_2驱地面集输管线材质优选 |
| 4.3.1 CO_2驱地面集输管线分类 |
| 4.3.2 CO_2驱地面集输管线材质腐蚀控制技术方案 |
| 4.3.3 CO_2驱地面集输管线材质使用及腐蚀控制方案 |
| 4.4 CO_2驱地面集输管线内涂层优选 |
| 4.4.1 集输管线内涂层类型 |
| 4.4.2 在用内涂层适用性评价 |
| 4.4.3 LS油田内涂层优选结果 |
| 4.5 腐蚀监测应用技术研究 |
| 4.5.1 腐蚀监测的必要性 |
| 4.5.2 LS油田集输管线腐蚀监测现状 |
| 4.5.3 腐蚀监测存在的问题和技术改进建议 |
| 4.6 LS油田腐蚀控制方案及应用效果评价 |
| 4.6.1 腐蚀控制方案 |
| 4.6.2 现场应用效果评价 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（3）昆明市人工煤气管网改输天然气安全能力与置换方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 创新点 |
| 第2章 昆明市煤气管网结构与主要失效模式 |
| 2.1 燃气输配管网基本情况 |
| 2.2 管网调压 |
| 2.3 昆明市人工煤气管道主要失效类型 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 人工煤气管网腐蚀机理与实验研究 |
| 3.1 昆明市燃气管网气体组分检测 |
| 3.1.1 人工煤气组成检测 |
| 3.1.2 天然气成分检测 |
| 3.2 积液中的离子成分检测 |
| 3.3 人工煤气环境下的腐蚀实验研究 |
| 3.4 天然气输送工况下的腐蚀实验研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 管网多相流动分析与腐蚀速率预测模型研究 |
| 4.1 昆明市人工煤气管网多相流动分析 |
| 4.2 基于OLGA的人工煤气管道腐蚀速率预测 |
| 4.3 人工煤气管网腐蚀速率预测模型建立 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 人工煤气管网安全能力评价研究 |
| 5.1 人工煤气管网典型腐蚀缺陷 |
| 5.2 无沉降管段腐蚀缺陷的有限元分析与评价 |
| 5.3 含腐蚀缺陷沉降管道的安全评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 天然气置换人工煤气方案研究 |
| 6.1 天然气置换人工煤气数学模型 |
| 6.2 天然气置换人工煤气数学模型的求解与验证 |
| 6.2.1 待置换管网概况 |
| 6.2.2 基于FLUENT软件的模型建立与求解 |
| 6.2.3 模拟结果的验证 |
| 6.2.4 混气浓度分布规律 |
| 6.3 天然气置换人工煤气一维模型的建立与求解 |
| 6.4 天然气与人工煤气混气段长度影响因素分析 |
| 6.5 人工煤气管网分区块置换时间模拟 |
| 6.6 天然气分断置换试验方案 |
| 6.6.1 分断试验内容与条件 |
| 6.6.2 局部试验管网置换方案 |
| 6.6.3 放散点的确定 |
| 6.6.4 安全风险控制 |
| 6.7 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 主要结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录一 天然气置换模型计算部分程序代码 |
| 附录二 攻读博士期间的学术成果 |
（4）低含液率输气弯管内液膜液滴发展特性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 主要符号表 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 天然气输气管道内气液两相流动 |
| 1.2.2 管道内液滴夹带 |
| 1.2.3 管壁液膜的形成和测量 |
| 1.2.4 管道内腐蚀 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 液膜液滴发展特性的实验测量 |
| 2.1 实验流程与装置 |
| 2.1.1 相似管道的建立 |
| 2.1.2 实验测量系统 |
| 2.1.3 测量截面的选取 |
| 2.1.4 实验参数 |
| 2.2 气相流场特性 |
| 2.3 液膜波动特性 |
| 2.4 液滴粒径分布特性 |
| 2.4.1 横截面不同部位处液滴粒径分布 |
| 2.4.2 表观气速对液滴粒径分布的影响 |
| 2.4.3 含液率对液滴粒径分布的影响 |
| 2.5 液滴与液膜的相互作用 |
| 2.5.1 轴向液滴粒径和液膜厚度分布的关系 |
| 2.5.2 液滴融入液膜的行为 |
| 2.5.3 液膜剥落成液滴的行为 |
| 2.5.4 液滴的破碎和聚并行为 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 天然气管线内液膜液滴数值研究方法 |
| 3.1 管道的几何模型 |
| 3.2 Gambit建模以及建立网格 |
| 3.3 边界条件设置 |
| 3.4 计算模型 |
| 3.5 网格无关性验证 |
| 3.6 模拟结论的可靠性验证 |
| 3.6.1 数值模拟与理论分析对比 |
| 3.6.2 数值模拟与实验测量对比 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 天然气管线内液膜分布规律的数值研究 |
| 4.1 天然气管道内气相流场分析 |
| 4.1.1 直管管道速度分析 |
| 4.1.2 弯管管道速度分析 |
| 4.2 天然气管道内液相流场分析 |
| 4.2.1 液相体积分数分布 |
| 4.2.2 弯管液膜沿管壁轴向的分布 |
| 4.2.3 不同弯管同一截面液膜沿管壁轴向的分布 |
| 4.2.4 截面液膜最大值沿轴向变化规律 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 天然气管线内液滴发展特性的数值研究 |
| 5.1 天然气管线内液滴发展特性的数值模拟过程 |
| 5.2 天然气管道结构对液滴特性影响 |
| 5.2.1 天然气管道内液滴体积分数分布 |
| 5.2.2 天然气管道内液滴粒径分布 |
| 5.3 天然气管道内含液率对液滴特性影响 |
| 5.3.1 天然气管道内液滴粒径分布 |
| 5.3.2 天然气管道内液滴体积分数分布 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 湿天然气管线内水汽冷凝特性的数值研究 |
| 6.1 天然气管道流动数值模型建立 |
| 6.1.1 数值模拟的条件参数 |
| 6.1.2 数值模拟的求解过程 |
| 6.1.3 网格无关性验证 |
| 6.1.4 可靠性验证 |
| 6.2 湿天然气管路水汽冷凝分析 |
| 6.2.1 管路特性和壁温对整体冷凝量的影响 |
| 6.2.2 管道内部流场及冷凝量分析 |
| 6.3 本章小结 |
| 第七章 薄液膜下管线钢CO_2腐蚀的研究 |
| 7.1 实验流程与设备 |
| 7.1.1 丝束电极的制备 |
| 7.1.2 丝束电极测试装置 |
| 7.1.3 电化学参数测量 |
| 7.2 丝束电极在烧杯中的静态与动态电位分布 |
| 7.2.1 常温30℃下的静态与动态电位分布 |
| 7.2.2 高温40℃下的动态电位、电流分布 |
| 7.3 丝束电极在管道中的电位、电流分布 |
| 7.3.1 常温30℃下管道内电极电位、电流 |
| 7.3.2 高温40℃下管道内电极电位、电流 |
| 7.4 常用缓蚀剂的实验室评价 |
| 7.4.1 2-(1-甲基壬基)喹啉的动电位扫描 |
| 7.4.2 分子动力学模拟 |
| 7.4.3 实验结果与讨论 |
| 7.4.4 缓蚀剂分子动力学模拟 |
| 7.5 本章小结 |
| 第八章 结论与展望 |
| 8.1 研究结论 |
| 8.2 研究展望 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（5）S-L气田集输管线内腐蚀行为与缓蚀剂筛选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 H_2S/CO_2共存体系中腐蚀行为研究现状 |
| 1.2.2 CO_2的腐蚀模拟模型的研究现状 |
| 1.2.3 CO_2/H2S共存体系缓蚀剂研究现状 |
| 1.3 研究的主要内容 |
| 1.4 研究的技术路线 |
| 第2章 S-L气田集输管线内腐蚀研究方法 |
| 2.1 S-L气田概况 |
| 2.2 S-L气田室内腐蚀实验方案的确定 |
| 2.2.1 实验工况的选择 |
| 2.2.2 实验材质与成分 |
| 2.2.3 室内腐蚀实验方法与腐蚀形貌分析方法 |
| 2.2.4 实验仪器 |
| 2.3 CO_2腐蚀模拟软件比选与模型机理分析 |
| 2.3.1 CO_2腐蚀软件模型比选 |
| 2.3.2 ECE-5模型的腐蚀机理及适应条件 |
| 2.4 S-L气田腐蚀主要影响因素的研究方法 |
| 2.5 缓蚀剂筛选与评价方法 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 S-L气田内腐蚀实验与软件模拟 |
| 3.1 S-L气田室内静态腐蚀模拟实验 |
| 3.1.1 实验过程 |
| 3.1.2 实验结果与讨论 |
| 3.2 S-L气田室内动态腐蚀模拟实验 |
| 3.2.1 实验过程 |
| 3.2.2 实验结果与讨论 |
| 3.3 实验工况的软件模拟结果与室内实验结果的对比分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 S-L气田内腐蚀规律模拟研究 |
| 4.1 温度对腐蚀速率的影响 |
| 4.1.1 CO_2体系下腐蚀速率随温度的变化规律 |
| 4.1.2 H_2S/CO_2体系温度对腐蚀速率的影响 |
| 4.2 流速对腐蚀速率的影响 |
| 4.2.1 CO_2体系流速对腐蚀速率的影响 |
| 4.2.2 H_2S/CO_2体系流速对腐蚀速率的影响 |
| 4.3 含水率对腐蚀速率的影响 |
| 4.3.1 CO_2体系含水率对腐蚀速率的影响 |
| 4.3.2 H_2S/CO_2共存体系含水率对腐蚀速率的影响 |
| 4.4 凝析油重度对腐蚀速率的影响 |
| 4.4.1 CO_2体系凝析油重度对腐蚀速率的影响 |
| 4.4.2 H_2S/CO_2体系凝析油重度对腐蚀速率的影响 |
| 4.5 腐蚀主因素分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 S-L气田缓蚀剂筛选与评价实验 |
| 5.1 缓蚀剂的配伍性实验 |
| 5.1.1 A类缓蚀剂溶解性实验 |
| 5.1.2 B类缓蚀剂溶解性实验 |
| 5.1.3 C类缓蚀剂溶解性实验 |
| 5.1.4 乳化倾向实验 |
| 5.2 缓蚀剂的电化学评价实验 |
| 5.2.1 电化学评价实验的测试条件与方法 |
| 5.2.2 电化学实验结果以及分析 |
| 5.3 高温高压釜挂片评价缓蚀剂性能实验 |
| 5.3.1 高温高压釜评价实验的实验条件与实验流程 |
| 5.3.2 高温高压釜实验结果以及分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（6）长庆油田集输管道内腐蚀直接评价技术（MP-ICDA）研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 研究背景与意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 CO_2腐蚀 |
| 1.3.2 H_2S腐蚀 |
| 1.3.3 CO_2/H_2S腐蚀 |
| 1.3.4 冲蚀 |
| 1.3.5 综合腐蚀速率 |
| 1.3.6 内腐蚀直接评价方法研究 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 第2章 多相流管道均匀腐蚀研究 |
| 2.1 CO_2腐蚀研究方法 |
| 2.1.1 OLGA软件简介 |
| 2.1.2 OLGA腐蚀模型 |
| 2.1.3 研究方法 |
| 2.2 CO_2腐蚀计算算例 |
| 2.2.1 管道参数 |
| 2.2.2 介质物性参数 |
| 2.2.3 OLGA软件建模 |
| 2.2.4 腐蚀预测模型选择 |
| 2.3 CO_2腐蚀影响因素分析 |
| 2.3.1 流速的影响分析 |
| 2.3.2 温度的影响分析 |
| 2.3.3 压力的影响分析 |
| 2.3.4 含水率的影响分析 |
| 2.3.5 气油比的影响分析 |
| 2.3.6 路由的影响分析 |
| 2.4 CO_2腐蚀敏感程度分析 |
| 2.5 CO_2/H_2S腐蚀模拟研究 |
| 2.5.1 ECE模型简介 |
| 2.5.2 CO_2/H_2S腐蚀影响因素分析 |
| 2.6 CO_2/H_2S共存下均匀腐蚀预测模型 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 多相流管道冲蚀研究 |
| 3.1 冲蚀研究方法 |
| 3.1.1 Fluent软件简介 |
| 3.1.2 研究方法 |
| 3.2 模型理论基础 |
| 3.2.1 多相流模型 |
| 3.2.2 湍流模型 |
| 3.2.3 离散相模型 |
| 3.2.4 冲蚀模型 |
| 3.3 模型建立与参数设置 |
| 3.3.1 几何建模 |
| 3.3.2 网格划分 |
| 3.3.3 参数设置 |
| 3.3.4 边界条件 |
| 3.3.5 求解方法 |
| 3.3.6 控制方程 |
| 3.4 冲蚀影响因素分析 |
| 3.4.1 气液比的影响分析 |
| 3.4.2 压力的影响分析 |
| 3.4.3 流速的影响分析 |
| 3.4.4 颗粒粒径的影响分析 |
| 3.4.5 颗粒质量流量的影响分析 |
| 3.4.6 路由的影响分析 |
| 3.5 冲蚀敏感程度分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 长庆油田集输管道内腐蚀直接评价案例研究 |
| 4.1 项目概况 |
| 4.2 集输管道内腐蚀直接评价 |
| 4.2.1 预评价 |
| 4.2.2 间接检测 |
| 4.2.3 直接检测 |
| 4.2.4 后评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）X80管线钢焊接接头在NACE溶液中的腐蚀行为研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 海洋油气行业发展现状 |
| 1.2 管线钢及焊接技术的发展 |
| 1.2.1 管线钢研究现状 |
| 1.2.2 海底管线用钢研究现状 |
| 1.2.3 管线钢焊接工艺 |
| 1.3 X80 管线钢的发展及其焊接性 |
| 1.3.1 X80 管线钢的发展 |
| 1.3.2 X80 管线钢焊接性 |
| 1.4 管线钢腐蚀研究现状 |
| 1.4.1 管线钢内腐蚀研究现状 |
| 1.4.2 管线钢外腐蚀研究现状 |
| 1.5 管线钢焊接接头局部腐蚀研究现状 |
| 1.5.1 焊接接头局部腐蚀类型及研究现状 |
| 1.5.2 焊接接头局部腐蚀研究方法 |
| 1.6 焊接接头腐蚀控制技术 |
| 1.6.1 控制焊接热输入 |
| 1.6.2 焊后热处理 |
| 1.6.3 表面处理 |
| 1.7 课题的研究目标及主要内容 |
| 1.7.1 研究目标 |
| 1.7.2 主要研究内容 |
| 第二章 材料与实验方法 |
| 2.1 实验溶液 |
| 2.2 实验电极 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 实验材料制备 |
| 2.2.3 电化学实验电极制备 |
| 2.2.4 失重实验腐蚀挂片制备 |
| 2.3 实验装置与设备 |
| 2.3.1 电化学实验装置 |
| 2.3.2 腐蚀失重实验装置 |
| 2.3.3 实验设备 |
| 2.4 实验方法 |
| 2.4.1 电化学测试方法 |
| 2.4.2 腐蚀失重实验测试方法 |
| 2.5 金相组织观察 |
| 2.6 显微硬度测试 |
| 第三章 X80 钢焊接接头各分区在NACE溶液中的腐蚀电化学行为 |
| 3.1 温度对X80 钢焊接接头各分区腐蚀特性的影响 |
| 3.1.1 自腐蚀电位 |
| 3.1.2 电化学阻抗谱 |
| 3.1.3 极化行为 |
| 3.2 乙酸对X80 钢焊接接头各分区腐蚀特性的影响 |
| 3.2.1 自腐蚀电位 |
| 3.2.2 电化学阻抗谱 |
| 3.2.3 极化行为 |
| 3.3 氯离子对X80 钢焊接接头各分区腐蚀特性的影响 |
| 3.3.1 自腐蚀电位 |
| 3.3.2 电化学阻抗谱 |
| 3.3.3 极化行为 |
| 3.4 乙二醇对X80 钢焊接接头各分区腐蚀特性的影响 |
| 3.4.1 自腐蚀电位 |
| 3.4.2 电化学阻抗谱 |
| 3.4.3 极化行为 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 X80钢焊接接头及其各分区的腐蚀失重行为 |
| 4.1 腐蚀失重实验数据处理与表征 |
| 4.2 极差分析与方差分析 |
| 4.2.1 母材区腐蚀失重实验数据分析 |
| 4.2.2 热影响区腐蚀失重实验数据分析 |
| 4.2.3 焊缝区腐蚀失重实验数据分析 |
| 4.2.4 焊接接头整体腐蚀失重实验数据分析 |
| 4.3 X80 钢焊接接头与各分区腐蚀行为相关性 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）高含硫气田集输管线内腐蚀预测技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文选题的目的与意义 |
| 1.2 国内外现状分析 |
| 1.2.1 国外研究进展 |
| 1.2.2 国内研究进展 |
| 1.3 研究的主要内容 |
| 1.4 研究方法和技术路线 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 集输管线腐蚀现状分析 |
| 2.1 概况 |
| 2.2 普光集输管线 |
| 2.3 腐蚀现状分析 |
| 2.3.1 站点历史数据分析 |
| 2.3.2 各站点历史数据对比分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 集输管线腐蚀模拟试验 |
| 3.1 实验条件的确定及试验准备 |
| 3.1.1 试验研究的基本目的和原则 |
| 3.1.2 试验方法的选择和条件确定 |
| 3.2 静态条件下腐蚀试验 |
| 3.2.1 试验方法 |
| 3.2.2 试验结果及讨论 |
| 3.3 动态条件下腐蚀试验 |
| 3.3.1 模拟流速为4 M/S的动态试验 |
| 3.3.2 模拟流速为8 M/S的动态试验 |
| 3.4 实验结果总结与讨论 |
| 第4章 集输管线内腐蚀预测 |
| 4.1 CO_2/H_2S腐蚀机理研究进展 |
| 4.1.1 CO_2与H_2S的竞争与协同效应 |
| 4.1.2 CO_2/H_2S腐蚀产物膜研究进展 |
| 4.2 CO_2/H_2S腐蚀影响因素分析 |
| 4.2.1 温度 |
| 4.2.2 H_2S和CO_2的分压 |
| 4.2.3 流速 |
| 4.2.4 其它 |
| 4.3 腐蚀参量及数据处理方法 |
| 4.4 均匀腐蚀预测模型建立 |
| 4.4.1 BP神经元网络模型建立流程 |
| 4.4.2 均匀腐蚀预测模型 |
| 4.5 点蚀预测模型 |
| 4.5.1 点蚀模型基础及分析 |
| 4.5.2 点蚀预测基础公式及影响关系 |
| 4.5.3 动态点蚀模型 |
| 4.5.4 危险点动态数据分析 |
| 4.6 结果对比分析 |
| 4.6.1 均匀腐蚀模型与实际结果对比分析 |
| 4.6.2 点蚀预测模型与实际检验结果的对比分析 |
| 4.6.3 预测准确性分析及说明 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 基于在线检测结果的集输管线内腐蚀预测软件开发 |
| 5.1 预测软件系统功能分析 |
| 5.2 腐蚀预测软件界面框架及使用说明 |
| 5.2.1 主界面 |
| 5.2.2 数据管理界面 |
| 5.2.3 工艺计算界面 |
| 5.2.4 预测界面 |
| 5.2.5 多相流危险及点蚀预测界面 |
| 5.3 小结 |
| 第6章 研究结论 |
| 6.1 历史数据分析结论 |
| 6.2 物理模拟实验及腐蚀影响因素分析 |
| 6.3 内腐蚀预测模型的建立 |
| 6.4 集输管线内腐蚀预测软件开发 |
| 6.5 总体结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）20#钢湿气集输管道内腐蚀预测方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 论文主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 论文工作量 |
| 第2章 湿气集输天然气管道概况 |
| 2.1 湿气集输天然气管道工艺概况 |
| 2.1.1 集输工艺流程及总体布局 |
| 2.1.2 湿气输送和干气输送 |
| 2.1.3 气液混输与气液分输 |
| 2.2 湿气集输天然气管线基本情况 |
| 2.3 目标集输天然气管线的确定 |
| 2.4 目标管线腐蚀检测数据分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 内腐蚀预测方法适应性分析 |
| 3.1 CO_2内腐蚀影响因素及腐蚀机理 |
| 3.1.1 内腐蚀影响因素 |
| 3.1.2 内腐蚀破坏类型 |
| 3.1.3 CO_2腐蚀机理 |
| 3.2 内腐蚀预测模型类型 |
| 3.2.1 经验模型 |
| 3.2.2 半经验模型 |
| 3.2.3 机理模型 |
| 3.2.4 概率统计模型 |
| 3.3 腐蚀预测模型的应用与适应性分析 |
| 3.3.1 Norsok M506模型的腐蚀速率预测 |
| 3.3.2 Top of Line腐蚀模型的腐蚀速率预测 |
| 3.3.3 De Waard 95模型的腐蚀速率预测 |
| 3.3.4 腐蚀模型预测对比分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 基于阿雷尼厄斯公式的腐蚀速率预测修正模型 |
| 4.1 实验方法 |
| 4.2 腐蚀速率测定 |
| 4.2.1 实验周期对腐蚀速率的影响 |
| 4.2.2 温度对腐蚀速率的影响 |
| 4.2.3 CO_2分压对腐蚀速率的影响 |
| 4.3 CO_2分压为0.7 MPa时腐蚀产物SEM和EDS分析 |
| 4.3.1 15℃下的腐蚀产物分析 |
| 4.3.2 30℃下的腐蚀产物分析 |
| 4.3.3 45℃下的腐蚀产物分析 |
| 4.3.4 60℃下的腐蚀产物分析 |
| 4.4 腐蚀速率预测修正模型的建立 |
| 4.5 腐蚀速率预测修正模型的应用 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 基于神经网络的内腐蚀预测模型的建立 |
| 5.1 基于OLGA多相流软件模拟的管道沿线参数变化 |
| 5.1.1 OLGA软件腐蚀模型的建立 |
| 5.1.2 管线内腐蚀参数分析 |
| 5.2 管道内腐蚀BP神经网络预测模型 |
| 5.2.1 BP神经网络预测模型概述 |
| 5.2.2 BP神经网络的内腐蚀预测模型的训练 |
| 5.3 管道内腐蚀径向基神经网络预测模型 |
| 5.3.1 径向基函数神经网络概述 |
| 5.3.2 径向基神经网络的内腐蚀预测模型训练 |
| 5.4 内腐蚀预测软件的编制 |
| 5.4.1 软件的建立 |
| 5.4.2 软件操作步骤 |
| 5.5 软件的应用与管线现场验证 |
| 5.5.1 BP神经网络的现场验证 |
| 5.5.2 径向基神经网络的现场验证 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（10）普光气田大湾区块湿气集输管线积液分布规律及对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题研究的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 在积液产生方面的研究 |
| 1.2.2 在影响积液分布因素方面的研究 |
| 1.2.3 在积液计算模型方面的研究 |
| 1.2.4 在运用软件研究积液规律方面的研究 |
| 1.2.5 在积液解决对策方面的研究 |
| 1.3 研究目标和研究内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 2 大湾区块工艺现状分析 |
| 2.1 大湾区块集输管网概况 |
| 2.2 D405~D403管线简介 |
| 2.2.1 D405~D404段管线简介 |
| 2.2.2 D404~D403段管线简介 |
| 3 积液模型的建立及适用性验证 |
| 3.1 湿气集输管道积液预测模型 |
| 3.1.1 双流体模型 |
| 3.1.2 OLGA软件的计算原理 |
| 3.1.3 OLGA软件计算的组成部分 |
| 3.2 D405~D403管线积液模型的建立及参数设置 |
| 3.2.1 气体组分 |
| 3.2.2 管道相关参数 |
| 3.2.3 搭建积液模型结构图 |
| 3.2.4 参数设置 |
| 3.3 模型的适用性验证 |
| 3.3.1 出口温度和入口压力的校核 |
| 3.3.2 中间节点的参数校核 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 大湾 405-403管线积液规律研究 |
| 4.1 生产数据分析 |
| 4.1.1 管道入口处的气量范围 |
| 4.1.2 管道入口处的液量范围 |
| 4.1.3 入口温度和环境温度的范围 |
| 4.2 管内总积液量与积液分布 |
| 4.2.1 管内总积液量预测 |
| 4.2.2 管内积液分布预测 |
| 4.3 饱和积液量的影响因素分析 |
| 4.3.1 入口气量对饱和积液量的影响 |
| 4.3.2 入口液量对饱和积液量的影响 |
| 4.3.3 入口温度对饱和积液量的影响 |
| 4.3.4 环境温度对饱和积液量的影响 |
| 4.4 管内积液分布的影响因素分析 |
| 4.4.1 入口气量对积液分布的影响 |
| 4.4.2 入口液量对积液分布的影响 |
| 4.4.3 入口温度对积液分布的影响 |
| 4.4.4 环境温度对积液分布的影响 |
| 4.5 特殊工况的模拟研究 |
| 4.5.1 D405站停输再启动的研究 |
| 4.5.2 D404站停输再启动的研究 |
| 4.5.3 两站全停后再启动的研究 |
| 4.5.4 基于特殊工况的多因素分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 解决积液问题的对策研究 |
| 5.1 积液控制措施 |
| 5.1.1 基于积液量影响因素的对策研究 |
| 5.1.2 基于经常积液管段的措施研究 |
| 5.1.3 基于流型分布特征的积液控制措施 |
| 5.2 积液清除措施 |
| 5.2.1 D405-D403管线清管周期的判定依据 |
| 5.2.2 D405-D403管道清管作业过程模拟分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者在攻读学位期间发表的论着及取得的科研成果 |
四、天然气管线内腐蚀影响因素分析（论文参考文献）
- [1]某酸性气田集输管线内腐蚀与控制技术研究[D]. 刘欢. 西南石油大学, 2018(06)
- [2]LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究[D]. 张勇. 西南石油大学, 2018(06)
- [3]昆明市人工煤气管网改输天然气安全能力与置换方案研究[D]. 商博军. 西南石油大学, 2018(06)
- [4]低含液率输气弯管内液膜液滴发展特性研究[D]. 高雪琦. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [5]S-L气田集输管线内腐蚀行为与缓蚀剂筛选研究[D]. 秦尧. 西南石油大学, 2018(02)
- [6]长庆油田集输管道内腐蚀直接评价技术（MP-ICDA）研究[D]. 邓心茹. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [7]X80管线钢焊接接头在NACE溶液中的腐蚀行为研究[D]. 杨剑. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [8]高含硫气田集输管线内腐蚀预测技术研究[D]. 蒋必政. 西南石油大学, 2017(05)
- [9]20#钢湿气集输管道内腐蚀预测方法研究[D]. 刘昕瑜. 西南石油大学, 2017(11)
- [10]普光气田大湾区块湿气集输管线积液分布规律及对策研究[D]. 刘甜甜. 重庆科技学院, 2016(10)