一、长距离油、气、水混输管道内壁流动腐蚀的研究进展（论文文献综述）
陈宏霞,刘霖,肖红洋,孙源[1]（2019）在《气液相变换热过程中界面腐蚀的基础研究进展》文中研究指明由于两相之间会不断转换,相变换热被称为复杂的传热传质过程,其过程中会引起相变腐蚀,如冷凝液滴腐蚀、气泡腐蚀以及多相流流动腐蚀等。目前对于气液相变腐蚀的研究集中在对腐蚀产物的表征、分析,忽略了相变过程中由于能量传递引起的界面变化对腐蚀的影响。本文从相变腐蚀机理、腐蚀防护两方面出发,系统地总结管道内外冷凝液滴腐蚀、气泡腐蚀与多相流流动腐蚀等气液相变腐蚀领域的研究进展,并对其中存在的问题进行总结,同时归纳了用于研究相变腐蚀过程的腐蚀预测模型,分析其应用场合以及各种模型的优势与不足,以期为研究气液相变腐蚀监测与控制的学者提供参考,并指出气液相变换热过程中的气液两相界面腐蚀问题是未来相变腐蚀研究的重要方向。
来维亚,付安庆,尹成先,徐秀清[2]（2018）在《采气厂埋地天然气管道泄漏失效分析》文中提出某采气厂天然气管道发生内腐蚀泄漏,对泄漏管道的环焊缝及钢管的外观、化学成分、金相组织、力学性能、沉积物成分等进行了检测分析,结果表明:钢管材料化学成分、力学性能符合管线钢技术标准要求;焊接接头未见宏观缺陷。管道泄漏是因为环焊缝内侧余高值过大,流体阻力增加,在冲刷腐蚀作用下,环焊缝根部由内向外腐蚀,使环焊缝处壁厚减薄,最终导致管道环焊缝部位穿孔失效。
刘欢[3]（2018）在《某酸性气田集输管线内腐蚀与控制技术研究》文中进行了进一步梳理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。
徐金星[4]（2017）在《TZ凝析气田集输管道内腐蚀预测与防腐研究》文中提出TZ气田是一个含C02比较高的气田,其地层水酸性强、氯离子和矿化度含量高,地面集输管线内腐蚀穿孔频繁,给管线的安全运行造成了严重威胁。为了较准确掌握气田集输管道的沿线内腐蚀程度状况,指导气田生产部门采取有针对性的管道检测和防腐,论文针对TZ气田具体情况,以内腐蚀严重的1号集输干线为研究对象,建立适用于湿天然气集输管道的内腐蚀预测方法,并提出相应的防腐措施研究,这给类似工况的集输管道内腐蚀防护提供一定的理论和实用价值。调研国内外集输管道内腐蚀研究现状、腐蚀预测方法和进展,为TZ1号管道内腐蚀预测模型的建立提供理论基础。收集TZ1号集输干线基本工艺参数、管道测绘数据,为腐蚀预测模型建立提供数据基础。对管道腐蚀穿孔记录、漏磁检测等数据分析,管道在4km至6km腐蚀较严重,腐蚀严重点分布在管道低处向上的气液交界处;管道入口处腐蚀挂片近期监测值为0.2019mm/a,根据ASTM G46评定标准,管线属于严重腐蚀,需防范。用多相流软件OLGA中的腐蚀模型Norsok和DeWarrd对TZ1号管道进行数值仿真,将结果与漏磁监测数据比较分析,两种模型都不能满足工程上对1号管线的腐蚀速率预测要求,但De Waard模型对TZ1号干线的内腐蚀模拟有效性高于Norsok。利用De Waard模型和多相流模块对管道腐蚀敏感位置进行预测,为后文管道离线检测时位置选择提供依据;对影响C02内腐蚀速率的多相流参数进行分析:在一定范围内,腐蚀速率会随着温度、含水率、流量、倾角的增大先增大,而后减小,但与C02分压和管道操作压力呈正相关;流型的变化对腐蚀速率影响比较大,发生段塞流的管道腐蚀速率高于层流管道,这为气田设计实验室装置研究CO2内腐蚀规律提供指导意见。为了建立1号集输管道内腐蚀预测方法,选取管道上399个位置处的6种对管道腐蚀速率权重较大的参数,以及每个点对应的漏磁检测腐蚀缺陷数据,作为BP神经网络、GA-BP神经网络输入样本进行训练和学习,从而得到两种腐蚀速率预测方法,并进行验证,通过对预测结果的误差分析,确定采用训练好的GA-BP神经网络方法作为TZ1号管线内腐蚀预测方法。针对1号干线腐蚀情况,提出两个方面的防腐措施:一方面增加腐蚀离线检测手段,将超声波与C扫描测厚技术结合,对管道上考虑多种因素后筛选出的32个检测点进行定点定期测厚;另一方面针对TZ气田环境,对4份组分不同的缓蚀剂进行实验室筛选及综合性能评价,最后筛选出缓释效果好、成分为水溶性羧乙基两性咪唑啉的TZ-02为缓释添加剂,并建议加注浓度为100mg/L,对缓释剂在TZ气田环境下的间歇加注周期进行了室内实验模拟,建议加注周期为1Od。
马菲[5]（2017）在《清河采油厂掺水管线防腐防垢技术研究》文中进行了进一步梳理清河采油厂稠油区块主要集中在八面河油田面120、面138区块,采用掺水管输方式生产。现场调研发现,随着油田滚动开发,清河采油厂掺水管网系统及换热器设备腐蚀结垢现象严重。为了弄清腐蚀结垢问题存在的原因,开展了现场调研工作,并研究了掺水管线的腐蚀机理,根据存在的问题,有针对性的制定了清河采油厂掺水系统的防腐措施和改造方案。本论文主要的研究工作包括以下几个方面:（1）清河采油厂掺水管线内腐蚀现状调研与掺水水质分析。通过现场实地调研,分析了掺水管线内腐蚀及防腐技术现状;在对回掺污水水质分析基础上,研究了回掺污水的腐蚀性。（2）掺水管线腐蚀及结垢机理研究。采用自行设计的模拟实验装置,通过室内挂片实验,同时结合corrosion分析软件,对掺水管线腐蚀速率与温度、pH值、矿化度、CO2含量的变化规律关系进行了研究,并理论分析了掺水管线的结垢原因及机理。（3）掺水管线防腐技术及改造研究。结合掺水管线系统腐蚀的内在因素,采用室内实验的方式对水质净化剂、pH值调整剂、杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂使用效果进行对比评价,根据评价结果,对清河采油厂回掺水管线系统进行有针对性的改造,包括站内掺水水质优化、站外掺水管网的改造。
范钰玮[6]（2017）在《油气水混输管道内腐蚀及直接评价方法研究》文中进行了进一步梳理多相流混输技术在油气田的开采中运用的越来越广泛,在油气水混输的介质中气相介质中常常含有CO2、H2S,管道产生内腐蚀是无法避免的,油气混输管道一旦发生腐蚀损坏,将会造成严重的经济损失,并且管道的维修也十分困难。所以有必要及时有效的预测和预防油气混输管道内腐蚀的发生。国内外专家学者已经通过理论及实验,对引起管道内壁腐蚀的机理、多种影响因素进行了大量的研究。本文在大量调研内腐蚀相关文献的基础上,分析油气水混输管道内腐蚀类型、腐蚀机理及影响因素并简要说明了防护方法。论文针对含C02的油气水混输管道内腐蚀及直接评价方法两个问题展开。分别采用了理论分析及数值仿真进行研究。论文主要研究内容如下:运用多相流仿真软件OLGA,收集分析管道相关的运行参数、路由参数及输送介质组分。结合OLGA中的腐蚀模块,分析选择适合油气混输管道的CO2腐蚀预测模型。深入分析管道操作条件中管道出口压力、入口温度、CO2分压、及处理量对内腐蚀速率的影响。管道内介质条件中含水率、气液比及氯离子含量对内腐蚀速率的影响。地形条件中管道的上坡倾角及下坡倾角对内腐蚀速率的影响。以及分析管道类型中不同管道内径对内腐蚀速率的影响。基于灰色关联法,分析温度、压力、CO2分压、PH值、持液率、气体表观速度、液体表观速度、流型、Cl-含量、管道内壁传热系数、气体密度、液体密度、管道倾角、气体对管壁最大剪切力、液体对管壁最大剪切力十五个因素对混输管道内腐蚀速率的影响权重。对于不适合进行内检测的混输管道,有必要对可能发生内腐蚀破坏的管道进行直接评价。本文结合NACE提出的内腐蚀直接评价方法（ICDA）,结合实例对油气水混输管道内腐蚀直接评价关键件技术进行研究,确定重点检查的子评价区间,以及子区间中需要详细检测的具体位置。
吾兰·巴克达什[7]（2017）在《弯管液固双相流磨损腐蚀的实验及数值模拟研究》文中研究说明在油气集输管线上往往会出现磨损腐蚀问题,这是因为由油、气、水、砂等多种介质组成的多相流流动状态不稳定,很容易对金属管道造成磨损腐蚀,从而影响油气集输系统的寿命。近年来,由于金属磨损腐蚀而造成的管线破坏事故屡次发生,逐渐成为油气储运系统的主要危害之一,尤其是弯管的磨损腐蚀极为严重。弯管是油气集输管线的最薄弱的环节之一,但目前对弯管磨损腐蚀行为的认识依然有限,因此研究学者们仍在不断地探索弯管的磨损腐蚀规律,这对提高油气集输系统的安全系数具有重要的意义,为油气安全运行提供了保障。本文采用失重法、电化学测量法、形貌观察法和数值模拟法等方法研究了水平弯管液固双相流的磨损腐蚀行为,重点研究了颗粒流速、颗粒粒径等流体力学因素对弯管液固双相流磨损腐蚀的影响。首先采用管流式实验装置,使用失重法定量地计算了弯管不同部位的磨损腐蚀速率。测得了开路电位和阻抗谱,从而发现电化学腐蚀在整个磨损腐蚀过程中有重要的作用。使用光学显微镜、扫描电镜（SEM）对实验后的研究对象进行形貌观察。然后采用计算流体动力学软件对不同的实验研究工况进行了数值模拟研究,最后对实验研究结果和数值模拟研究进行了比较分析。综合上述方法的测试结果可判断磨损腐蚀最严重的位置在水平弯管出口段的内侧底部及外侧部分。通过研究颗粒流速对弯管液固双相流磨损腐蚀的影响规律,得出了相关结论:在一定范围内,水平弯管的磨损腐蚀速率随着颗粒流速的增加而增大,磨损腐蚀程度越来越严重。在湍流状态下,随着颗粒流速的增加,流体对水平弯管的剪切应力不断增大,水平弯管的磨损腐蚀速率也增大,从而促进磨损腐蚀,颗粒流速与水平弯管液固双相流的磨损腐蚀程度呈正相关关系。通过研究颗粒粒径大小对水平弯管磨损腐蚀的影响规律,得出的研究结果表明:在一定范围内,水平弯管的磨损腐蚀速率并不完全随着颗粒粒径的增加而增大。当颗粒的惯性力作用占主导时,随着颗粒粒径的增大,弯管液固双相流的磨损腐蚀速率也会增大。当二次流对固相颗粒的携带作用占主导时,弯管液固双相流的磨损腐蚀速率不会随着颗粒粒径的增大而增大。说明,在颗粒粒径对弯管液固双相流磨损腐蚀的影响规律当中存在一定的临界值。
吾兰·巴克达什,刘建国,李自力,胡宗武,祁明华,张超[8]（2017）在《油气输送管道多相流磨损腐蚀的研究现状与进展》文中认为介绍了金属管道在多相流环境中磨损腐蚀的研究近况,并从材料因素、流体力学因素、多相流因素分析了多相流金属管道磨损腐蚀的影响机制。从实验研究和数值模拟研究两方面介绍了目前多相流金属管道磨损腐蚀的研究方法,对目前油气输送中多相流磨损腐蚀的防护措施进行了总结,并对多相流金属管道磨损腐蚀的研究进行了展望。
李刚川[9]（2016）在《SZ油田平台压力容器与管线缺陷安全评估》文中进行了进一步梳理针对当前SZ平台管线的腐蚀状况,利用MsS超声导波检测技术,对油田平台各系统管线进行了抽查检测,通过对一些具有代表性的管线检测并划分腐蚀等级,来反映平台管线的腐蚀程度和状况。通过壁厚检测,确定了SZ平台管线壁厚的分布范围。缺陷主要集中在注水管线,并且普遍存在内部腐蚀。并且SZ 3#平台、6#平台、4#平台闭排罐保温皮破损。通过对管线输送介质中H2S、CO2含量、Fe2+、总铁含量、水中溶解性气体、细菌含量等检测数据的分析,确定了平台上压力容器及管线腐蚀的主要类型为H2S和CO2协同腐蚀,由于投加杀菌剂C102的缘故,致使设备／管线内形成一定的氧腐蚀。通过对线性极化（LPR）检测到的数据进行分析,发现11#至P注水海管接收端、115水源井、B至P注水海管接收端、B2水源井、K至I接收端和9#注水管汇这些位置腐蚀速率检测结果较高。对管线腐蚀缺陷数据进行极值Gumbel分布和Weibull分布判断,得到管线腐蚀缺陷深度分布规律,最深点蚀孔深度服从极值Gumbel分布和Weibull分布,并根据求得的分布函数计算得到腐蚀深度不大于某一值的概率。通过对管线进行腐蚀速率预测得到不同管径和不同介质流速的腐蚀速率,发现管道腐蚀速率随着管径的增大而减小,管道腐蚀速率随着介质流速的增大而增大。利用FLUENT对管线进行流场分析,结果表明管线弯头处比平管段更易遭到腐蚀。针对点蚀缺陷,应用ANSYS有限元分析软件,对原油系统和注水系统中腐蚀坑深大于1.5mm的管段（分别为16段和8段）进行了应力分析。根据DNV推荐的计算腐蚀管道失效概率计算方法,分别选取了SZ I区平台上原油系统和注水系统腐蚀最深的两条管道进行计算,总体上原油管道失效概率小于注水管道,安全等级较高。通过对管线腐蚀缺陷检测数据、气相检测数据、挂片及垢样分析数据、水相分析数据、LPR数据进行分析,并对管线进行安全评估,建议对SZ I区原油处理系统所使用的缓蚀剂（尤其是硫化氢抑制剂）加强管理；对注水系统建议加大缓蚀剂量,以减缓生产介质对生产管线、设备的腐蚀；增设腐蚀挂片监测点,监测腐蚀发展；建议对一期检测出的6处异常点进行修补,必要时考虑更换。
谭桂斌,王德国,陈迎春[10]（2016）在《深海立管作业机器人摩擦学与可靠性研究概述》文中提出我国管道输送安全保障特种作业机器人的研究与世界先进水平存在差距,制约了我国海洋资源勘探开发水平。从摩擦学和可靠性角度分析海洋立管作业机器人设计制造和服役的主要特点。介绍了海洋管道和立管作业机器人的主要作用。分别讨论了管道清理机器人、智能检测机器人、海管维修张紧器设备、智能式封堵机器人等服役过程的摩擦学系统和可靠性研究进展。从管道输送的流动保障、节能降耗、安全高效,及机器人安全可靠运行、检测及评定等方面进行了探讨。提出了海洋立管作业机器人的研究建议。
二、长距离油、气、水混输管道内壁流动腐蚀的研究进展（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、长距离油、气、水混输管道内壁流动腐蚀的研究进展（论文提纲范文）
（1）气液相变换热过程中界面腐蚀的基础研究进展（论文提纲范文）
| 1 冷凝液滴的腐蚀 |
| 1.1 露点腐蚀 |
| 1.2 露点温度与冷凝率对冷凝液滴腐蚀速率的影响 |
| 1.3 冷凝液滴腐蚀速率相关预测模型 |
| 1.4 管道冷凝腐蚀防护 |
| 2 气泡的腐蚀 |
| 2.1 沸腾气泡腐蚀 |
| 2.2 空泡腐蚀 |
| 2.3 介质物理性质对空泡腐蚀的影响 |
| 2.4 空泡腐蚀防护 |
| 3 多相流腐蚀 |
| 3.1 管道内多相流腐蚀 |
| 3.1.1 流场诱导电化学腐蚀 |
| 3.1.2 流场诱导冲刷腐蚀 |
| 3.2 多相流腐蚀防护 |
| 4 结语 |
（2）采气厂埋地天然气管道泄漏失效分析（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 失效样品情况 |
| 2 宏观检验 |
| 3 理化试验 |
| 3.1 送检管段管体材料化学成分分析 |
| 3.2 金相分析 |
| 3.3 力学性能试验 |
| 3.4 送检管段环焊缝位置表面微观形貌分析 |
| 4 综合分析 |
| 5 结论 |
| 6 建议 |
（3）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 |
（4）TZ凝析气田集输管道内腐蚀预测与防腐研究（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 凝析气田集输管道腐蚀研究现状 |
| 1.2.2 多相流腐蚀预测模型研究进展 |
| 1.2.3 CO_2腐蚀机理及影响因素分析 |
| 1.2.4 油气田内腐蚀控制技术现状 |
| 1.3 论文研究的主要内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 第2章 TZ1号集输管道基础数据分析 |
| 2.1 TZ凝析气田集气干线基本情况 |
| 2.2 TZ1号干线腐蚀情况及原因分析 |
| 2.2.1 TZ1号干线腐蚀穿孔情况 |
| 2.2.2 TZ1集气干线内腐蚀原因分析 |
| 2.3 1号管道腐蚀监测数据分析 |
| 2.3.1 腐蚀监测结果评价分析标准 |
| 2.3.2 腐蚀挂片监测结果分析 |
| 2.3.3 漏磁检测数据分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 TZ1号集输管道内腐蚀数值仿真 |
| 3.1 多相流模拟软件 |
| 3.1.1 稳态模拟软件 |
| 3.1.2 瞬态模拟软件 |
| 3.2 多相流腐蚀速率预测模型 |
| 3.2.1 气液两相流腐蚀速率模型 |
| 3.2.2 CO_2腐蚀预测模型 |
| 3.3 OLGA软件对TZ1干线内腐蚀预测模拟 |
| 3.3.1 管道内腐蚀速率计算 |
| 3.3.2 腐蚀速率计算值与检测值比较分析 |
| 3.3.3 管道内腐蚀敏感位置预测 |
| 3.4 多相流参数对管道腐蚀速率影响分析 |
| 3.4.1 入口温度对腐蚀速率的影响 |
| 3.4.2 出口压力对腐蚀速率的影响 |
| 3.4.3 处理量对腐蚀速率的影响 |
| 3.4.4 含水量对腐蚀速率的影响 |
| 3.4.5 CO_2分压对腐蚀速率影响 |
| 3.4.6 管道倾角对腐蚀速率的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 TZ1号集输管道内腐蚀预测方法建立 |
| 4.1 内腐蚀预测模型的建立方法 |
| 4.2 TZ1号集输管道内腐蚀预测模型建立 |
| 4.2.1 内腐蚀影响因素权重分析 |
| 4.2.2 BP神经网络内腐蚀速率预测 |
| 4.2.3 GA-BP神经网络内腐蚀速率预测 |
| 4.2.4 神经网络预测结果比较 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 TZ凝析气田集输管道内腐蚀控制措施 |
| 5.1 增加TZ集输系统的离线检测 |
| 5.1.1 TZ集输系统腐蚀监测设备分布情况 |
| 5.1.2 超声C-扫描定点测厚 |
| 5.1.3 TZ1号管道线定点测厚点分布点选取 |
| 5.2 TZ凝析气田缓蚀剂筛选评价实验 |
| 5.2.1 国内外现行缓蚀剂评价方法 |
| 5.2.2 TZ气田缓蚀剂初选评价实验 |
| 5.2.3 优选的缓蚀剂综合性能评价实验 |
| 5.2.4 缓蚀剂加注周期模拟实验 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录1 |
| 附录2 |
| 附录3 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）清河采油厂掺水管线防腐防垢技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.1.1 课题研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 课题内容相关研究现状 |
| 1.2.1 国内外掺水系统腐蚀研究现状 |
| 1.2.2 金属的腐蚀研究 |
| 1.2.3 国内外防腐措施研究现状及发展趋势 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 本文主要研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 第二章 清河采油厂地面掺水系统工艺现状 |
| 2.1 清河采油厂基本状况 |
| 2.1.1 稠油区块开发现状 |
| 2.1.2 油田地面集输系统 |
| 2.2 地面工程现状 |
| 2.2.1 面120 区块 |
| 2.2.2 面138 区块 |
| 2.3 地面掺水管网系统存在问题 |
| 2.3.1 掺水管线管径偏小 |
| 2.3.2 设备腐蚀结垢严重 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 清河采油厂掺水管线腐蚀结垢机理研究 |
| 3.1 实验材料与研究方法 |
| 3.2 掺水系统水质分析 |
| 3.3 掺水管线腐蚀形貌 |
| 3.4 掺水管线腐蚀机理研究 |
| 3.4.1 实验装置设计 |
| 3.4.2 温度对腐蚀速率的影响机理研究 |
| 3.4.3 pH值对腐蚀速率的影响机理研究 |
| 3.4.4 矿化度对腐蚀速率的影响机理研究 |
| 3.4.5 CO_2 对腐蚀速率的影响机理研究 |
| 3.4.6 SRB引起的垢下腐蚀 |
| 3.5 掺水管线结垢机理分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 清河采油厂掺水管线防腐技术研究 |
| 4.1 掺水系统药剂筛选及药剂投加试验 |
| 4.1.1 水质净化剂筛选评价 |
| 4.1.2 pH值调整剂筛选评价 |
| 4.1.3 杀菌剂筛选评价 |
| 4.1.4 缓蚀剂筛选评价 |
| 4.1.5 阻垢剂筛选评价 |
| 4.2 清河采油厂掺水系统改造 |
| 4.2.1 站内水质优化 |
| 4.2.2 站外掺水管网改造 |
| 4.2.3 主要工程量 |
| 4.3 掺水系统改造效益分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（6）油气水混输管道内腐蚀及直接评价方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 油气混输管道内腐蚀国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 油气混输管道腐蚀综述 |
| 2.1 CO_2腐蚀 |
| 2.1.1 CO_2腐蚀机理 |
| 2.1.2 CO_2腐蚀的影响因素 |
| 2.1.3 CO_2腐蚀的防护 |
| 2.2 H_2S腐蚀 |
| 2.2.1 H_2S腐蚀机理 |
| 2.2.2 H_2S腐蚀的影响因素 |
| 2.2.3 H_2S腐蚀速率预测模型 |
| 2.2.4 H_2S腐蚀防护 |
| 2.3 多相流腐蚀 |
| 2.3.1 多相流腐蚀的影响因素 |
| 2.3.2 多相流流动腐蚀机理 |
| 2.3.3 段塞流型下的腐蚀效应 |
| 2.3.4 多相流腐蚀的控制 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 油气混输管道内腐蚀数值模拟研究 |
| 3.1 OLGA软件说明 |
| 3.2 OLGA腐蚀模型 |
| 3.2.1 Norsok M506模型 |
| 3.2.2 De Waard95模型 |
| 3.2.3 IFE顶部腐蚀(top-of-line)模型 |
| 3.3 PVTsim软件说明 |
| 3.4 多相流油气混输管道内腐蚀仿真基础数据 |
| 3.4.1 OLGA软件管道腐蚀模型的建立 |
| 3.4.2 PVTsim20软件介质物性计算 |
| 3.5 管线网格密度对仿真结果无关性分析 |
| 3.6 仿真结果分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 混输管道内腐蚀影响因素分析 |
| 4.1 混输管道简化模型建立 |
| 4.2 运行参数对混输管道内腐蚀的影响 |
| 4.2.1 出口压力对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.2.2 入口温度对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.2.3 处理量对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.2.4 CO_2分压对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.3 介质组分对混输管道的影响 |
| 4.3.1 含水量对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.3.2 氯离子对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.3.3 气液比对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.4 地形条件对混输管道内腐蚀的影响 |
| 4.4.1 上坡倾角对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.4.2 下坡倾角对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.5 不同管道类型对内腐蚀的影响 |
| 4.5.1 管径对混输管道内腐蚀影响 |
| 4.6 基于灰色理论的混输管道内腐蚀影响因素权重分析 |
| 4.6.1 灰色关联法概述 |
| 4.6.2 混输管道内腐蚀因素影响权重分析 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 混输多相流混输管道内腐蚀直接评价方法 |
| 5.1 多相流管线内腐蚀直接评价方法概述 |
| 5.1.1 评价过程 |
| 5.2 油气水多相流混输管线直接评价关键技术实例分析 |
| 5.2.1 预评价 |
| 5.2.2 间接检查 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 总结及展望 |
| 6.1 小结 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及参加的科研项目 |
（7）弯管液固双相流磨损腐蚀的实验及数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 磨损腐蚀的影响因素 |
| 1.2.1 材料因素 |
| 1.2.2 流体力学因素 |
| 1.2.3 多相流因素 |
| 1.2.4 腐蚀因素 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.4 主要研究内容和创新点 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 创新点 |
| 第二章 研究方法 |
| 2.1 实验研究方法 |
| 2.1.1 实验装置条件 |
| 2.1.2 失重法 |
| 2.1.3 电化学测试 |
| 2.1.4 形貌观察分析 |
| 2.2 数值模拟 |
| 2.2.1 几何模型 |
| 2.2.2 介质流动模型 |
| 2.2.3 离散相模型 |
| 2.2.4 控制方程 |
| 第三章 颗粒流速对弯管液固双相流磨损腐蚀的影响 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验结果 |
| 3.2.1 弯管不同部位的磨损腐蚀特征 |
| 3.2.2 电化学特征 |
| 3.2.3 形貌特征 |
| 3.3 CFD数值模拟 |
| 3.3.1 液固双相流冲蚀模型的建立 |
| 3.3.2 数值计算结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 颗粒粒径对弯管液固双相流磨损腐蚀的影响 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验结果 |
| 4.2.1 弯管不同部位的磨损腐蚀特征 |
| 4.2.2 电化学特征 |
| 4.2.3 形貌特征 |
| 4.3 CFD数值模拟 |
| 4.3.1 液固双相流冲蚀模型的建立 |
| 4.3.2 数值计算结果 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论及展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）油气输送管道多相流磨损腐蚀的研究现状与进展（论文提纲范文）
| 1 研究方法的现状与进展 |
| 1.1 实验研究 |
| 1.2 数值模拟研究 |
| 2 磨损腐蚀的影响机制 |
| 2.1 材料因素 |
| 2.2 流体力学因素 |
| 2.3 多相流因素 |
| 2.4 腐蚀因素 |
| 3 油气输送中多相流磨损腐蚀的防护措施 |
| 4 结语 |
（9）SZ油田平台压力容器与管线缺陷安全评估（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 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 磁致伸缩(MsS)导波技术 |
| 1.2.2 管道腐蚀速率预测模型 |
| 1.2.3 管道缺陷分类及评价标准 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.4 研究路线 |
| 1.5 研究工作量 |
| 第2章 基础资料现场收集 |
| 2.1 SZ作业区Ⅰ区及J平台防腐检测工作内容 |
| 2.2 现场检测方法及执行标准 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 压力容器与管线腐蚀缺陷数据分布规律研究 |
| 3.1 腐蚀检测数据统计与分析 |
| 3.1.1 超声波测壁厚情况及分析 |
| 3.1.2 气相检测分析 |
| 3.1.3 挂片及挂片腐蚀产物检测分析 |
| 3.1.4 水相分析 |
| 3.1.5 线性极化电阻监测腐蚀速率数据分析 |
| 3.2 腐蚀缺陷深度分布规律分析 |
| 3.2.1 最深点蚀孔深度的统计规律 |
| 3.2.2 第一类极值Gumbel分布 |
| 3.2.3 Weibull分布 |
| 3.3 管线腐蚀速率预测 |
| 3.3.1 管线流场分析 |
| 3.3.2 腐蚀速率预测模型 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 平台管线缺陷承载能力与安全评估 |
| 4.1 管线腐蚀缺陷承载能力分析 |
| 4.1.1 基于腐蚀缺陷的管道可靠性评估方法 |
| 4.1.2 腐蚀缺陷有限元分析与可靠性分析 |
| 4.2 腐蚀失效概率计算 |
| 4.3 安全等级评估 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 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）深海立管作业机器人摩擦学与可靠性研究概述（论文提纲范文）
| 1 海洋立管智能检测与维护技术进展 |
| 1.1 海洋立管在役检测和维护的难题 |
| 1.2 基于柔性杆技术的海洋立管检测方法研究 |
| 2 立管作业机器人及其服役可靠性研究进展 |
| 2.1 管壁损伤和缺陷内检测技术装备的安全可靠性 |
| 2.2 管道损伤缺陷检测与现场作业可靠性难题 |
| 2.3 海底管道维修和修复的摩擦学与可靠性 |
| 2.4 海洋水下管道管内封堵式机器人技术 |
| 3 安全高效管道输送应用摩擦学和可靠性研究进展 |
| 3.1 管内壁洁净与流动保障的摩擦学与可靠性问题 |
| 3.2 管内机器人磨损失效的摩擦学和可靠性问题 |
| 3.3 关于管内壁减阻防腐的摩擦学和可靠性问题 |
| 3.4 管内机器人可靠性问题和检测与评定研究 |
| 4 结论 |
四、长距离油、气、水混输管道内壁流动腐蚀的研究进展（论文参考文献）
- [1]气液相变换热过程中界面腐蚀的基础研究进展[J]. 陈宏霞,刘霖,肖红洋,孙源. 化工进展, 2019(12)
- [2]采气厂埋地天然气管道泄漏失效分析[J]. 来维亚,付安庆,尹成先,徐秀清. 石油管材与仪器, 2018(06)
- [3]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)
- [4]TZ凝析气田集输管道内腐蚀预测与防腐研究[D]. 徐金星. 西南石油大学, 2017(06)
- [5]清河采油厂掺水管线防腐防垢技术研究[D]. 马菲. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [6]油气水混输管道内腐蚀及直接评价方法研究[D]. 范钰玮. 西南石油大学, 2017(11)
- [7]弯管液固双相流磨损腐蚀的实验及数值模拟研究[D]. 吾兰·巴克达什. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [8]油气输送管道多相流磨损腐蚀的研究现状与进展[J]. 吾兰·巴克达什,刘建国,李自力,胡宗武,祁明华,张超. 装备环境工程, 2017(03)
- [9]SZ油田平台压力容器与管线缺陷安全评估[D]. 李刚川. 西南石油大学, 2016(05)
- [10]深海立管作业机器人摩擦学与可靠性研究概述[J]. 谭桂斌,王德国,陈迎春. 石油矿场机械, 2016(05)