一、南海某气田A平台腐蚀环境探讨（论文文献综述）
邢希金[1]（2021）在《我国海上油井管腐蚀与防护研究进展》文中进行了进一步梳理总结了我国海洋环境油井管的防腐实践,为类似油气田开发提供技术参考。指出了我国海上油气井的环境与腐蚀状况,针对腐蚀环境特征,分仅含二氧化碳井下环境、含硫井下环境及热采井高温环境进行防腐技术总结。海洋环境油井气井内、外腐蚀均较严重,外腐蚀主要为海洋环境大气腐蚀,内腐蚀失效的原因多为CO2引发的腐蚀,此外因作业需要,井筒内流体性质的变化也加剧了内腐蚀失效。针对单独CO2腐蚀环境,建立了海上特色的防腐图版,并提出三种低成本防腐策略;针对H2S腐蚀环境,开展了不同材质的腐蚀规律研究与服役寿命预测;针对热采井高温腐蚀环境,开展了氧含量、高温腐蚀与热应力叠加强度变化研究。研究认为,海洋环境油气井外腐蚀可采取涂敷、牺牲阳极、阴极保护,井下CO2腐蚀可以采用防腐选材图版选择合适材质,为降低成本可以采用组合管柱防腐,含H2S环境可采用碳钢或低铬钢,以降低硫化物应力开裂（SSC）和应力腐蚀（SCC）风险,热采井宜控制含氧量及热强度衰减的影响。
陆原[2]（2020）在《CO2/H2S环境下的改性咪唑啉缓蚀剂作用机理和构效关系研究》文中研究指明随着我国海上CO2/H2S油田的不断开采,含水量逐渐上升,碳钢管道和设备的腐蚀问题日益突出,每年造成巨大的经济损失。因此,为了能更好地控制腐蚀,本文通过模拟中国南海某油田现场工况,研究了温度、CO2和H2S分压比以及流速等因素对碳钢腐蚀行为的影响。研究发现,腐蚀速率随H2S浓度变化呈现两种截然不同的规律:40℃和60℃时,加入较少H2S时,腐蚀速率会先降低,然后随着H2S浓度的升高,逐渐增大;而当温度达到或超过了 70℃,腐蚀速率会随H2S浓度升高而逐渐减小,上述变化规律与腐蚀产物膜形态和组成密切相关。这一发现可以很好的解释一些海上油田实际腐蚀状况。在对腐蚀控制因素的判断上,前人提出,与CO2和H2S分压的比值有关,比值小于20时,腐蚀为H2S腐蚀控制;比值大于20而小于500时,为CO2/H2S混合腐蚀控制;比值大于500时,为CO2腐蚀控制。这个研究结果目前也被一些研究者所接受。但根据油田的生产实际情况看,不同的油区,腐蚀最为严重时的温度和流速,以及腐蚀控制的因素,均有所差别,尤其是腐蚀控制因素的判定,经常出现偏离,导致防腐措施的选择错误,耗费大量人力物力。本研究发现,这一临界分压比值的大小与温度密切相关,温度越高,比值越小,也就是说温度越高越倾向为CO2腐蚀控制。当温度升高到60℃以上,腐蚀为H2S腐蚀控制时的CO2和H2S分压的临界比值已经降到10;当温度升高到100℃以上,腐蚀为CO2腐蚀控制时的CO2和H2S分压的临界比值已经降到300。因此在判断腐蚀控制因素以及采取有针对性的措施时还需要考虑温度的影响。目前海上油田的管线和设备主要采用投加缓蚀剂的方法来控制或减轻腐蚀。据统计,各油田使用的有机缓蚀剂中用量最大的是咪唑啉类缓蚀剂及其衍生物。其中,硫脲基咪唑啉（TAI）在海上油田得到了较多应用,该药剂对CO2腐蚀具有优异的抑制效果,但当出现H2S后,其缓蚀性能明显降低,因此研发在CO2/H2S共存体系中的缓蚀剂具有重要意义。本文通过在TAI分子上引入不饱和的三键,得到了一种新的抗CO2/H2S腐蚀的咪唑啉衍生物MTAI。为了解释这两种缓蚀剂在CO2/H2S体系中缓蚀性能上的差异,本文并利用动态失重实验、电化学实验、接触角测试、量子化学计算等手段,对TAI和MTAI进行了研究。研究认为:TAI具有一个活性中心,而MTAI具有两个活性中心,且MTAI的能隙明显低于TAI,说明MTAI的吸附作用更强,吸附膜更稳定,缓蚀率更高;MTAI与铁表面的相互作用能大于TAI与铁表面的相互作用能;MTAI在铁表面的吸附主要是化学吸附;MTAI的回转半径也明显大于TAI,其能隔绝腐蚀离子的能力更强,因此MTAI的缓蚀效果更好。本文还采用分子动力学模拟得到了 HS-在这两种缓蚀剂分子周围的浓度分布,发现MTAI分子周围,HS-富集浓度明显高于TAI分子,说明MTAI分子与HS-存在着较强的作用力。故本文提出了可利用该方法预测缓蚀剂的抗CO2/H2S性能,及快速筛选和确定缓蚀效果最佳的分子结构。在复杂的实际应用环境中,单独的一种缓蚀剂分子的缓蚀效果并不理想,因此需要将具有明显协同效应的不同分子的进行复配。而目前协同效应仍是通过大量的挂片失重实验结果总结得到,没有足够的机理分析和理论指导。本文研究发现,在模拟工况条件下,MTAI与十六烷基吡啶季铵盐（16BD）之间在合适的浓度比例下具有良好的协同效应。二者协同缓蚀机理为:MTAI分子首先吸附在有HS-的碳钢表面,形成一层缓蚀剂膜;当16BD同时存在时,其可以在水溶液中形成16BD阳离子,随后与吸附在碳钢表面的HS-发生静电相互作用,填补了 MTAI膜的缺陷,形成了更加致密的复合缓蚀剂保护膜;当16BD浓度过大时,二者发生竞争吸附,产生了拮抗效应。本文深入研究表明,缓蚀剂的协同效应可以利用自由体积分数变化值D来预测。当D大于0,二者具有协同效应,数值越高协同效应越好;当D值小于0,二者体现出拮抗效应,绝对值越大,拮抗效应越明显。可以作为一种判断缓蚀剂的协同效应的新方法。本研究所开发的复合缓蚀剂,在中海油某平台进行试验,通过腐蚀探针和挂片检测等手段分析,表明产品效果优异,可有效控制现场腐蚀,满足现场要求。为了控制CO2/H2S腐蚀,除了应用缓蚀剂外,还可通过添加脱硫剂来降低硫化氢含量,尤其是在高含H2S区域,应用脱硫剂和缓蚀剂联合防护,能起到事半功倍的效果。本文对目前海上油田应用的脱硫剂进行了改进,得到了最佳的合成原料和比例,该脱硫剂在相同加注浓度下脱硫剂现场脱硫效果优于原脱硫剂。
宋莹莹[3]（2020）在《在役海底油气管道内腐蚀速率预测研究》文中研究指明近年来,随着海底油气管道服役时间的增长,管道内腐蚀泄露问题日益凸显,已严重威胁到管道的安全运营以及海洋的生态稳定。如何对海底油气管道内腐蚀进行合理的预测,准确判定海底油气管道腐蚀敏感区域是油气田正常运行和发挥经济利益的迫切需要。本文从系统工程安全角度着眼,引入智能学习算法用于对海底油气管道内腐蚀速率预测研究,以期改善日趋严峻的海底油气管道内腐蚀形势,促进企业安全生产和管理水平的提升。立足于现阶段海洋油气资源开发现状,首先通过大量阅读国内外文献资料和相关油气管道运行资料掌握海底油气管道特点及腐蚀作用机理;其次依据指标选取原则以及内腐蚀速率影响因素建立初级内腐蚀速率预测指标体系,采用熵权灰色关联法对影响因素指标进行关联度排序,并依托核主成分分析法筛选出腐蚀主因素指标以实现腐蚀预测指标体系优化;然后将优化后的腐蚀速率预测指标体系内的数据作为训练集,引入机器学习中的径向基神经网络算法、支持向量机算法和随机森林回归算法构建内腐蚀速率预测模型以探索其在海底油气管道腐蚀研究中的适用性;最后对南海某油田SP74-FPSO管段CO2腐蚀管道进行应用分析。结果得到优化的内腐蚀速率预测指标体系:CO2分压、CO2浓度、温度、pH和介质流速。同时,所构建的三种海底油气管道内腐蚀速率预测模型的预测精度都达到了85%以上,验证了这三种智能学习算法在海底油气管道腐蚀速率建模预测中良好的应用能力,其中的随机森林回归腐蚀预测模型的均方根误差和拟合优度分别为3.59%,0.9746,预测效果优于径向基神经网络模型和支持向量机模型,在预测精度和鲁棒性方面突显优势。因时间和学术水平的限制,该课题研究将存在一定的局限性,探究更为完善的内腐蚀速率预测指标体系以及提高现有模型的预测性能是后续研究的重点。
徐云泽[4]（2019）在《海洋管道内壁局部腐蚀的监测关键技术研究》文中研究表明海洋油气集输管线是海洋油气开采系统的重要组成部分。由于油气输送管道内的流质含有较多的腐蚀性介质,管道内壁腐蚀成为困扰海洋油气开发的重要问题之一。海洋油气集输管线的铺设距离较长,管道内部的流质环境复杂,管道内流质的流态、温度、含沙量以及腐蚀成分的变化都可能导致不同类型的局部腐蚀问题。当管道内外壁存在较大温差时,湿蒸汽在管道内壁的冷凝可能造成顶部腐蚀的发生;在管道内流速较缓的区域,由于腐蚀产物和固体颗粒在管道底部的堆积可能导致沉积物下腐蚀的发生;当管道内的流速较高时,高速流动的腐蚀介质可能导致磨损腐蚀的发生,针对管道常见的局部腐蚀问题,目前仍缺乏有效的手段进行在线监测。因此,本文依托国家“十二五”重大科技专项“荔湾3-1气田腐蚀监测与防腐系统设计”,研制了基于新型双环电阻传感器的海底管道局部腐蚀监测系统,并在模拟循环管路中针对海底管道一些常见的局部腐蚀问题开展了研究,主要工作归纳如下:（1）提出了一种可用于海底管道内壁局部腐蚀在线监测的双环电阻传感器,通过将管道的环形切片分成六个分区,采用特殊的电路设计,实现了管道内壁全周向的在线腐蚀监测。双环电阻传感器相比传统的电阻传感器具有更高的监测精度和适用范围,在管道内外壁存在较大温差时仍可以准确测量腐蚀深度。（2）结合电化学方法和双环电阻传感器,对管道中低流速流质情况下,沉积物覆盖所导致的电化学腐蚀和有机膦缓蚀剂EDTMPS（Ethylene Diamine Tetra Methylene Phosphonic Acid Sodium）的作用效果进行了实验研究。实验结果表明:由于沉积物覆盖所导致的氧浓差电池是导致沉积物下腐蚀的主要原因。在静止溶液环境中,有机膦缓蚀剂EDTMPS对裸钢和沉积物覆盖碳钢的腐蚀均表现出良好的抑制效果;但在管道内流质流动状态下,有机膦缓蚀剂EDTMPS对沉积物覆盖碳钢腐蚀的抑制作用却表现出明显的失效,甚至EDTMPS对沉积物覆盖所导致的原电池腐蚀有显着的促进作用。（3）针对耦合阵列多电极系统中局部腐蚀速率的计算问题,提出了一种电阻技术与耦合阵列多电极相结合的 ER-MES（Electrical resistance-multi electrode sensor）传感器系统,实现了电偶电流和单个电极累积腐蚀深度的同步测量,为实际管道中局部腐蚀的监测和评估提供了新的技术手段,利用ER-MES系统对沉积物覆盖的管线钢沿着腐蚀介质流动方向的局部腐蚀行为进行了实验研究。实验结果发现:沉积物覆盖区域呈现为阳极,沉积物覆盖区域下腐蚀产物的扩散对整个非均匀腐蚀的发展过程有显着影响。（4）采用丝束电极技术对管道中高流速含沙流质的流动加速腐蚀（FAC,Flow accelerated corrosion）和磨损腐蚀问题进行了研究。实验发现:FAC的发展是由初始点蚀坑内的阳极液向下游转移所导致的局部阳极区的扩展,最终导致“Flow mark”腐蚀形貌的出现;而磨损腐蚀的发生是由于砂砾撞击在初始阳极位置所导致的“火山坑”形貌撞击坑的出现,随着撞击坑内阳极液的累积,撞击坑逐渐发展成为稳定的点蚀坑并导致新的撞击坑在与之毗邻的区域出现。
刘泉兵[5]（2018）在《湛江湾海洋腐蚀环境及其对管线钢腐蚀行为的影响》文中认为本文对湛江湾展开腐蚀环境调查,进行了海洋环境腐蚀性的定性分析与评价,并探究管线钢在湛江湾海洋环境下的腐蚀行为规律与机理,研究腐蚀因子之间的相关性及对管线钢腐蚀的影响,对海洋环境腐蚀性进行定量分析,结合管线钢腐蚀规律,提出合理的管线钢防腐措施。本文在湛江湾选取具有代表性的8个站位展开海洋环境调查,分别采集了不同层位的水样及海底表层沉积物,分析了海洋环境的pH值、电导率、Eh、温度、盐度、溶解氧、海底沉积物类型、Fe3+/Fe2+比和有机碳含量等腐蚀因子的特征,划分了海底沉积物的氧化还原环境,运用软测量模型和统计法分别评价了海水和海底沉积物的腐蚀性。研究结果表明:湛江湾海水的腐蚀性较弱,其中站位Z19的海水腐蚀性最强,站位Z4次之,站位Z25的海水腐蚀性最弱;湛江湾海底沉积物的腐蚀性较强,易发生电偶腐蚀和微生物腐蚀,其中站位Z4和Z23的海底沉积物腐蚀性较强,而站位Z25的沉积物为氧化性环境且腐蚀性较弱,与腐蚀因子特征分析得到的分布规律具有良好的一致性。利用阵列电极技术、线性极化和电化学阻抗技术,并结合失重法、腐蚀形貌观察法和腐蚀产物分析法等丰富的研究方法,对X70管线钢在海水/大气环境和海洋水底边界层的腐蚀行为规律与机理进行了探讨和分析,研究发现:X70管线钢在海水/大气环境中形成宏观腐蚀电池,发生电偶腐蚀,在水线区附近为阴极区,临水线区或远水线区为阳极区,受溶解氧的垂直分布关系,腐蚀过程形成了水线区富氧,水线区下贫氧的氧浓差电池,水线区的腐蚀速率较小,腐蚀程度较轻微,远水线区腐蚀速率随着距水线距离增加而增大,腐蚀程度加重,随着周期的增加,X70管线钢在海水/大气环境中的腐蚀速率呈下降趋势。X70管线钢在海洋水底边界层形成宏观腐蚀电池,发生电偶腐蚀,阴阳极面积不等,腐蚀初期体系形成水线/海水区域和海水/海泥两个氧浓差电池,且前者作用更强,随着腐蚀过程的进行,海水中的电极腐蚀速率大于海泥中电极的腐蚀速率,在腐蚀后期,硫酸盐还原菌（SRB）参与腐蚀反应形成局部电池,体系逐步混合为两个氧浓差电池及SRB电池的多电极体系,处于近海水/海泥界面区域的电极受多个腐蚀电池的作用,导致该区域电极的腐蚀程度较严重。X70管线钢在海水/大气环境和海洋水底边界层中腐蚀程度较严重的区域选择涂层-电化学联合保护的防腐措施,腐蚀程度较轻微的区域选择涂层防腐或电化学保护等措施。
宋德军[6]（2018）在《塔河油田复杂油气井井筒完整性评估方法研究》文中研究指明塔河油田B区块奥陶系属超深高温高压酸性介质气藏,自投入试采以来均存在不同程度的井筒完整性问题,系统的开展塔河油田复杂油气井井筒完整性研究,能够为西北油田塔河B区块奥陶系安全高效经济开发提供技术支撑。本文基于国内外井筒完整性技术发展现状及典型失效案例的广泛调研,开展失效模式、失效原因等分析,识别出井筒薄弱部位,为塔河油田复杂油气井井筒完整性研究提供借鉴。根据塔河油田B区块环空带压相关计算模型和现场生产数据,通过油管、井下工具受力分析及安全系数计算,开展了生产期间环空起压监测及管理研究,油管、封隔器及井下安全阀等井下工具在不同工况下的力学分析,分析了环空压力来源、温度和压力对环空油套压的影响和环空异常起压原因,确定替浆、坐封、改造、测试等管柱最低安全系数。基于上述研究成果,针对不同区块制定复杂井井筒完整性评估流程、依据和方法。最后运用本文研究,以鹰山组典型气井为例开展井筒完整性评估,对鹰山组典型气井井屏障组建划分及评价。主要考虑了:油管、尾管、油层套管的受力分析及强度校核、固井水泥环评价和环空带压管理。据本文研究成果对现场施工生产提出建议,以供参考学习。
丁进[7]（2018）在《深海管汇方案设计与分析研究》文中进行了进一步梳理近年来,人类对海洋石油资源的开采工作已逐步由浅海转向深海。在深海油气田的开发过程中,水下生产系统是其中的关键,而深海管汇系统又是水下生产系统的重要组成部分。本文设计了一套深海管汇方案,并对水下阀门、生产管道、支撑框架和基础结构等关键构件进行设计与分析,验证其工程应用的合理性,可以为将来的深海管汇设计工作提供参考。水下阀门和生产管道装配在一起,用来控制生产的进行和停止。基于目标油气田的基础数据确定阀门的设计参数,并结合相关规范,对阀门各部分构件选材并进行参数化设计,对活塞缸壁和活塞套筒等关键受力零件进行详细的设计并校核分析,确保其安全可靠,满足工程要求。生产管道收集来自采油树的油气产物,汇总通过跨接管传送至加工中心。根据设计参数,结合规范选择合适的管道材料,设计管道壁厚,并总结相应的设计原则及方法。对两种典型双井槽双集管布置方案进行了具体分析,得出两种方案的优选。最后利用AutoPipe软件对所设计的生产管道进行强度校核,确保生产管道的安全可靠。支撑框架为水下阀门和生产管道等设备提供支撑和保护。根据设计参数和技术要求,结合水下阀门和生产管道的布局与载荷,对管汇的支撑框架进行详细的结构设计。对关键受力部件吊耳,在60度仰角极端吊装情况下的受力进行分析。对水下阀门、生产管道和支撑框架组成的管汇上部结构进行吊装工况、在位工况和ROV冲击工况的分析,验证了管汇结构设计的合理性。基础结构为管汇上部结构提供支撑。基于土壤参数和上部荷载情况,本文选用吸力桩方案。根据相关规范,设计桩体长度和桩壁厚度。对土壤承载力进行理论计算分析,对吸力桩结构进行贯入分析和在位分析。验证了吸力桩在贯入过程中不会发生屈曲破坏,管汇底座的强度也满足支撑上部结构的要求。
张鲁飞[8]（2018）在《JZ20-2气田多相流动对油管腐蚀状况模拟研究》文中提出近年来,石油管道的腐蚀问题越来越成为石油行业发展的重要影响因素。锦州20-2油气井投产不到10年发生严重的油管腐蚀问题,将失效的油管腐蚀样品送检,发现管内腐蚀产物为FeCO3,由此确定油管腐蚀是由CO2引起的。该气井产出的CO2溶于水生成碳酸,发生电化学反应使油管厚度变薄、穿孔甚至断裂,存在严重的安全隐患。由于油气井的油管腐蚀程度难以把握,更准确的预测油管腐蚀行为对于延长油管的使用寿命显得尤为重要。管道内壁的腐蚀成因非常复杂,其主要原因在于管道内部各种流体的复杂变化,因此认识流体的活动特点是深入研究腐蚀原理的基本条件。本文采用FLUENT软件建立气液两相流动的物理模型,根据现场数据对油管出现的几种流型进行数值计算,分析流体在井筒内部的运动状态。模拟结果表明:改变液相质量流量,即设置不同的含液率,油管内部流型也会相应变化。当含液率设置为0.05%、0.09%、0.11%及0.16%时,井筒内部分别呈现气泡流、环状流、弹状流及段塞流。通过观察相分布云图,可以很直观的解释气液两相流流型变化规律。检测现场油管的腐蚀破坏程度,发现井口的破坏程度比井底严重。为深入分析电化学腐蚀得出的油管腐蚀结论与现场实际腐蚀状况不一致的原因,采用OLGA软件对管道腐蚀速率进行模拟求解。模拟结果表明:针对JZ20-2气田的腐蚀状况,井口位置的腐蚀程度最大,其根本原因在于管道内流型的改变。油气田在开发过程中,油管内部流型会发生相互转变,这是造成油管腐蚀最主要的原因。对管道产生腐蚀破坏最大的是段塞流,年平均腐蚀速率最高达0.21mm;其次为环状流,年平均腐蚀速率为0.18mm。除此之外,油管遭受腐蚀破坏的原因还与液相流速和壁面剪切力有关。针对JZ20-2气井油管腐蚀现状,电化学腐蚀与现场实际腐蚀得出的结论不一致的原因,围绕多相流动对油管腐蚀作用机理制定合理的防腐措施。通过在井底安装气液旋流分离器,减少含水率以控制流型,以此减少腐蚀;或者改变入口质量流量控制管内流型,以此达到控制壁面腐蚀的目的。这些方法对管道腐蚀都产生很好的防护作用,对于保障气井正常运行具有重要意义。
周禄江[9]（2017）在《机械式双金属复合管的设计及选材研究》文中进行了进一步梳理双金属复合管的耐腐蚀性能与整体耐蚀钢管基本相同,强度与普通碳钢无缝管相当,整体费用比耐蚀合金低,具有较高的性价比。目前,双金属复合管已在油气集输系统中得到广泛应用。复杂地质环境引起的外挤压力会使油气集输管道产生压缩和局部屈曲等破坏失效现象,集输管道也因此常常发生严重的椭圆变形、屈曲褶皱及开裂等现象。本文结合海洋和陆地集输用双金属复合管使用的工况条件,首先对均匀载荷和非均匀载荷作用下集输用双金属复合管抗挤强度进行了研究,再对双金属复合管进行了结构设计和材料选择研究,主要研究内容如下:（1）基于双金属复合管的成形机理,建立了均匀载荷和非均匀载荷下双金属复合管的抗挤强度力学模型,基于该抗挤强度模型分析得到:基管屈服强度和衬管壁厚越大,复合管抗挤强度越大;基管径厚比越大,复合管抗挤强度越小;外挤压力的非均匀性越大,复合管的抗挤强度越低。（2）设计了双金属复合管的抗挤强度试验装置和方法,基于该方法测试了 20G/316L双金属复合管抗挤强度,研究了双金属复合管在弹性阶段、塑性屈服变形阶段及结构失稳阶段的抗挤力学行为,并得到双金属复合管的抗挤强度为3.38 MPa（平均值）,与理论模型计算得到的抗挤强度3.54 MPa基本一致。（3）测试了机械式复合管和冶金式复合管的力学性能,得到复合方法对双金属复合管的基本力学性能影响较小,但对界面结合强度影响较大,冶金式复合管的结合强度远远大于机械式复合管的结合强度。（4）基于本文所建立的双金属复合管抗挤强度力学模型,对海底集输用双金属复合管和埋地集输用双金属复合管进行了结构设计,并绘制了结构设计图版。（5）采用相图计算方法,分析了内衬不锈钢材料的相和组织组成,并利用相图计算得到的数据,计算了不锈钢的稳定性参数和点蚀抗力当量指数。由此,建立了以相图计算方法为基础的选材方法。
韩宁[10]（2016）在《基于OLGA软件的南海某天然气管道腐蚀模拟研究》文中进行了进一步梳理管道腐蚀是指输送液体或气体的管道因化学反应或其他原因发生腐蚀而导致管道的老化,其主要有吸氧腐蚀、细菌腐蚀、二氧化碳腐蚀和二氧化硫腐蚀等等。随着油气管道中因腐蚀损坏而造成的事故日益增多,必须对腐蚀情况进行充分的了解,并建立相应的腐蚀预测机制,从而防止事故的发生。掌握油气管道内腐蚀状态最好的方法是采用智能内检测装置从管道内部爬行从而获得管道内部沿线的腐蚀信息,包括腐蚀缺陷的里程位置、时钟位置、缺陷的长度、宽度和深度等信息,但是对于很多无法进行内检测的油气管道,其内部的腐蚀状态就无从得知。美国防腐工程协会（NACE）于今年推出了针对陆地无法内检测油气管道的内腐蚀直接评估（ICDA）方法,该方法可以识别出管道的沿程腐蚀位置和腐蚀速率等信息,是一种可替代智能内检测的油气管道完整性管理手段。但是对于海底管,ICDA方法的完整应用目前还存在很大困难,本文分析了内腐蚀直接评估方法在海底油气管道应用的难点和局限性,虽然无法完整的把ICDA方法应用于海底管道,但是可以考虑借鉴该方法的思路,对海底天然气管道的内腐蚀预测进行尝试性的应用,本文就是在ICDA方法的指导下,利用OLGA软件对南海某天然气管道进行内部流动状态的分析和计算模拟,得出管道沿程的流型流态和持液率结果,并采用持液率准则确定了管道沿程腐蚀高风险位置,并进而对腐蚀高风险位置进行腐蚀速率预测,得出腐蚀速率,最终与管道出入口的腐蚀挂片监测信息进行了对比,认为预测的结果和挂片检测结果基本相符合。本文对海底管道内腐蚀预测的研究,对推动海底管道天然气腐蚀应用有重要作用,具有较大的经济效益和社会效益。
二、南海某气田A平台腐蚀环境探讨（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、南海某气田A平台腐蚀环境探讨（论文提纲范文）
（1）我国海上油井管腐蚀与防护研究进展（论文提纲范文）
| 1 海上油气井腐蚀环境与腐蚀状况 |
| 2 海上CO2环境油井管防腐进展 |
| 3 海上含H2S环境油井管防腐进展 |
| 4 海上热采井腐蚀防护进展 |
| 5 结语 |
（2）CO2/H2S环境下的改性咪唑啉缓蚀剂作用机理和构效关系研究（论文提纲范文）
| 学位论文数据集 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 一、绪论 |
| 1.1 CO_2/H_2S腐蚀 |
| 1.2 油田的CO_2/H_2S腐蚀与防护 |
| 1.3 缓蚀剂 |
| 1.3.1 缓蚀剂研究 |
| 1.3.2 缓蚀剂的作用机理 |
| 1.3.3 缓蚀剂分子结构对缓蚀效果的影响 |
| 1.3.4 缓蚀剂的协同效应 |
| 1.3.5 缓蚀剂性能评价 |
| 1.4 脱硫 |
| 1.4.1 脱硫剂 |
| 1.4.2 脱硫工艺 |
| 1.4.3 脱硫效果评价 |
| 1.5 本课题研究的目的、意义以及内容 |
| 参考文献 |
| 二、实验材料与方法 |
| 2.1 实验材料 |
| 2.2 试验介质 |
| 2.3 实验装置与仪器 |
| 2.4 实验方法 |
| 2.4.1 失重实验 |
| 2.4.2 电化学实验 |
| 2.4.3 接触角测试 |
| 2.4.4 腐蚀形貌及产物分析 |
| 2.4.5 分子动力学模拟 |
| 2.4.6 量子化学计算 |
| 2.4.7 X射线光电子能谱(XPS) |
| 2.4.8 脱硫剂评价 |
| 2.4.9 现场挂片分析 |
| 参考文献 |
| 三、碳钢在CO_2/H_2S共存体系中的腐蚀控制因素研究 |
| 3.1 前言 |
| 3.2 温度和H_2S分压对腐蚀速率的影响 |
| 3.3 不同流速对腐蚀速率的影响 |
| 3.4 小结 |
| 参考文献 |
| 四、CO_2/H_2S共存体系中的缓蚀剂的合成与构效关系研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 咪唑啉衍生物的准备 |
| 4.3 合成产物的结构确定 |
| 4.4 合成原料的选择及性能预测 |
| 4.4.1 有机酸选择 |
| 4.4.2 有机胺选择 |
| 4.4.3 有机醛的选择 |
| 4.4.4 改性原料的确定 |
| 4.4.5 小结 |
| 4.5 吸附状态和能量研究 |
| 4.5.1 吸附等温线 |
| 4.5.2 轨道能量计算 |
| 4.5.3 表面相互作用力和吸附状态 |
| 4.6 本章小结 |
| 参考文献 |
| 五、缓蚀剂协同效应研究与预测 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 动态失重实验 |
| 5.3 MTAI与不同分子之间的自由体积分数计算 |
| 5.4 MTAI与16BD之间的协同效应研究 |
| 5.5 失重实验 |
| 5.6 极化曲线 |
| 5.7 交流阻抗(EIS) |
| 5.8 XPS测试 |
| 5.9 缓蚀作用机理 |
| 5.10 MB41在不同浓度下的缓蚀效果和吸附行为 |
| 5.11 本章小结 |
| 参考文献 |
| 六、三嗪脱硫剂的改进与评价 |
| 6.1 前言 |
| 6.2 脱硫剂脱硫性能评价和分析方法 |
| 6.3 脱硫剂改进 |
| 6.4 脱硫剂的硫容量 |
| 6.5 超重力机的工作参数变化对脱硫剂性能的影响 |
| 6.5.1 气液比 |
| 6.5.2 转速影响 |
| 6.5.3 总压影响 |
| 6.5.4 CO_2流量影响 |
| 6.5.5 处理温度的影响 |
| 6.6 本章小结 |
| 参考文献 |
| 七、现场应用 |
| 7.1 乳化倾向测试 |
| 7.1.1 评选方法 |
| 7.1.2 评选结果 |
| 7.2 脱硫试验 |
| 7.2.1 试验过程 |
| 7.2.2 试验结果 |
| 7.2.3 现场腐蚀测试 |
| 7.2.4 旁路测试 |
| 7.2.5 现场挂片检测 |
| 7.3 结论 |
| 参考文献 |
| 八、总结论 |
| 论文创新点 |
| 致谢 |
| 研究成果及发表的学术论文 |
| 作者和导师简介 |
| 附件 |
（3）在役海底油气管道内腐蚀速率预测研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景和研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究工作 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 2 海底油气管道相关理论综述 |
| 2.1 海底油气管道特点 |
| 2.1.1 结构特点 |
| 2.1.2 运输特点 |
| 2.2 海底油气管道腐蚀理论 |
| 2.2.1 海底油气管道腐蚀机理 |
| 2.2.2 海底油气管道腐蚀形态 |
| 2.2.3 海底油气管道腐蚀类型 |
| 2.2.4 海底油气管道内腐蚀特征 |
| 2.3 内腐蚀速率预测理论方法概述 |
| 2.3.1 预测流程 |
| 2.3.2 预测方法 |
| 2.3.3 模型预测精度评价 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 内腐蚀速率预测指标体系建立与优化 |
| 3.1 指标选取原则 |
| 3.2 预测指标体系的初步构建 |
| 3.2.1 内腐蚀速率影响因素分析 |
| 3.2.2 初级预测指标体系建立 |
| 3.3 预测指标体系优化 |
| 3.3.1 基于熵权灰色关联的指标关联度分析 |
| 3.3.2 基于核主成分的内腐蚀预测指标优选 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 内腐蚀速率预测模型建立 |
| 4.1 基于RBF算法的内腐蚀速率预测模型 |
| 4.1.1 RBF神经网络原理 |
| 4.1.2 RBF神经网络学习算法 |
| 4.1.3 内腐蚀速率预测模型架构 |
| 4.2 基于SVM算法的内腐蚀速率预测模型 |
| 4.2.1 SVM算法原理 |
| 4.2.2 SVM算法基本流程 |
| 4.2.3 内腐蚀速率预测模型架构 |
| 4.3 基于RFR算法的内腐蚀速率预测模型 |
| 4.3.1 RFR算法原理 |
| 4.3.2 RFR算法基本理论 |
| 4.3.3 RFR算法的数学分析 |
| 4.3.4 内腐蚀速率模型预测步骤 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 内腐蚀速率预测模型应用分析 |
| 5.1 案例背景 |
| 5.1.1 管道运行参数 |
| 5.1.2 管道样本数据 |
| 5.1.3 数据标准化 |
| 5.2 内腐蚀速率预测指标体系优化实现 |
| 5.2.1 因素指标关联性分析 |
| 5.2.2 优化的内腐蚀速率预测指标体系 |
| 5.3 内腐蚀速率模型预测结果 |
| 5.3.1 RBF预测模型的实现 |
| 5.3.2 SVM预测模型的实现 |
| 5.3.3 RFR预测模型的实现 |
| 5.4 预测模型精度分析 |
| 5.5 管道防护管理对策 |
| 5.6 本章小结 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 在读期间研究成果 |
（4）海洋管道内壁局部腐蚀的监测关键技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 主要符号表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 海底管道内壁常见的局部腐蚀问题 |
| 1.2.1 顶部腐蚀 |
| 1.2.2 沉积物下腐蚀 |
| 1.2.3 异种金属接触腐蚀 |
| 1.2.4 微生物腐蚀 |
| 1.2.5 磨损腐蚀 |
| 1.3 常用的海底管道内壁腐蚀在线监测技术 |
| 1.3.1 电阻法 |
| 1.3.2 线性极化法 |
| 1.3.3 电化学阻抗谱法 |
| 1.3.4 电偶探针技术 |
| 1.3.5 电化学噪声法 |
| 1.3.6 耦合阵列多电极技术 |
| 1.3.7 多种方法联合的监测技术 |
| 1.4 本文的主要工作 |
| 2 基于双环电阻传感器的海底管道内壁腐蚀研究 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 基于RPERS的新型全周向海底管道腐蚀监测系统 |
| 2.2.1 海底管道内壁腐蚀监测系统 |
| 2.2.2 RPERS的机械结构和测量原理 |
| 2.3 实验方法 |
| 2.4 实验结果 |
| 2.4.1 管道内外壁温差测量 |
| 2.4.2 基于传统丝状电阻探针和RPERS在3.5%氯化钠水溶液中的腐蚀深度测量 |
| 2.4.3 基于RPERS的二氧化碳混合湿蒸汽中管道内壁顶部腐蚀测量结果 |
| 2.5 结果分析 |
| 2.5.1 温差测量误差分析 |
| 2.5.2 腐蚀深度测量误差分析 |
| 2.5.3 顶部腐蚀测量结果分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 3 基于电化学和双环传感器的沉积物下腐蚀和有机膦缓蚀剂作用效果研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 实验电极和溶液制备 |
| 3.2.2 沉积物颗粒和缓蚀剂 |
| 3.2.3 电化学测量 |
| 3.2.4 基于RPERS和电化学噪声技术的沉积物下腐蚀监测系统 |
| 3.2.5 沉积物下腐蚀研究实验室模拟循环管路系统 |
| 3.3 实验结果 |
| 3.3.1 EDTMPS对沉积物下腐蚀作用效果的电化学测量结果 |
| 3.3.2 电极表面腐蚀形貌 |
| 3.3.3 基于RPERS系统的管道内壁腐蚀深度测量结果 |
| 3.3.4 RPERS的电偶腐蚀测量结果 |
| 3.4 结果分析 |
| 3.4.1 管道内的非均匀腐蚀发展过程分析 |
| 3.4.2 沉积下的腐蚀发展过程和EDTMPS缓蚀剂作用效果分析 |
| 3.4.3 RPERS在实际管道中的应用设计 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 基于电阻法和耦合阵列多电极联合测量技术的沉积物下局部腐蚀行为研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 ER-MES系统的测量电路设计 |
| 4.3 实验方法 |
| 4.3.1 电子挂片和沉积物颗粒 |
| 4.3.2 ER-MES测试系统的设置 |
| 4.3.3 沉积物下腐蚀实验系统设计 |
| 4.3.4 电阻测量对电极表面状态的影响研究 |
| 4.4 实验结果 |
| 4.4.1 电子挂片的腐蚀发展过程和开路电位测量结果 |
| 4.4.2 耦合电位、电偶电流以及腐蚀深度的测量结果 |
| 4.4.3 电子挂片的腐蚀形貌 |
| 4.4.4 电阻法对腐蚀发展过程的影响 |
| 4.5 结果分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 基于丝束电极技术的流动加速腐蚀和磨损腐蚀研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验材料和方法 |
| 5.3 实验结果与分析 |
| 5.3.1 工作电极测量得到的FAC和磨损腐蚀的宏观腐蚀行为 |
| 5.3.2 丝束电极测量得到的FAC和磨损腐蚀的发展过程 |
| 5.3.3 影响FAC和磨损腐蚀发展的主要因素 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 全文总结 |
| 6.2 创新点摘要 |
| 6.3 研究展望 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间科研项目及科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（5）湛江湾海洋腐蚀环境及其对管线钢腐蚀行为的影响（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 海洋腐蚀环境调查 |
| 1.1.1 海洋腐蚀因子 |
| 1.1.2 海水腐蚀性评价 |
| 1.1.3 海底沉积物腐蚀性评价 |
| 1.2 海洋环境钢的腐蚀行为 |
| 1.2.1 钢在海水中的腐蚀行为 |
| 1.2.2 钢在海底沉积物中的腐蚀行为 |
| 1.3 海洋环境金属腐蚀的研究方法 |
| 1.3.1 失重法 |
| 1.3.2 形貌观察法 |
| 1.3.3 腐蚀产物分析法 |
| 1.3.4 电化学分析法 |
| 1.4 本文的研究背景及主要研究内容 |
| 1.4.1 研究背景及意义 |
| 1.4.2 主要研究内容 |
| 2 研究区域与实验方法 |
| 2.1 采样站位分布及样品采集 |
| 2.2 实验试剂 |
| 2.3 实验仪器 |
| 2.4 海洋环境腐蚀因子测量方法 |
| 2.4.1 海水腐蚀因子测量方法 |
| 2.4.2 海底沉积物腐蚀因子测量方法 |
| 2.5 海洋环境中X70管线钢的腐蚀行为研究 |
| 2.5.1 试验介质 |
| 2.5.2 试验材料加工及挂样方式 |
| 2.5.3 试验样品测试及分析方法 |
| 3 湛江湾海洋环境腐蚀性评价 |
| 3.1 海水腐蚀因子特征 |
| 3.1.1 pH值 |
| 3.1.2 温度 |
| 3.1.3 电导率 |
| 3.1.4 氧化还原电位Eh |
| 3.1.5 盐度 |
| 3.1.6 溶解氧 |
| 3.2 海底沉积物腐蚀因子特征 |
| 3.2.1 沉积物类型 |
| 3.2.2 泥温 |
| 3.2.3 pH值 |
| 3.2.4 氧化还原电位Eh |
| 3.2.5 电导率 |
| 3.2.6 Fe~(3+)/Fe~(2+)比 |
| 3.2.7 含盐量 |
| 3.2.8 有机碳含量 |
| 3.3 湛江湾海水及海底沉积物腐蚀性评价 |
| 3.3.1 湛江湾海水腐蚀性评价 |
| 3.3.2 湛江湾海底沉积物腐蚀性评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 海水/大气环境X70管线钢的腐蚀行为与规律研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验结果与讨论 |
| 4.2.1 海水/大气环境X70管线钢的腐蚀形貌分析 |
| 4.2.2 海水/大气环境X70管线钢的腐蚀产物分析 |
| 4.2.3 海水/大气环境X70管线钢的腐蚀失重分析 |
| 4.2.4 海水/大气环境X70管线钢的电化学分析 |
| 4.3 海水环境X70管线钢的防腐措施 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 海洋水底边界层中X70管线钢的腐蚀行为与规律研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验结果与讨论 |
| 5.2.1 海洋水底边界层X70管线钢的腐蚀形貌分析 |
| 5.2.2 海洋水底边界层X70管线钢的腐蚀产物分析 |
| 5.2.3 海洋水底边界层X70管线钢的腐蚀失重分析 |
| 5.2.4 海洋水底边界层X70管线钢的电化学分析 |
| 5.3 海洋水底边界层X70管线钢的防腐措施 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 总结与展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
| 导师简介 |
（6）塔河油田复杂油气井井筒完整性评估方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的背景与意义 |
| 1.1.1 国外井筒完整性技术发展现状 |
| 1.1.2 国内井筒完整性技术发展现状 |
| 1.2 研究内容与技术路线 |
| 1.2.1 研究内容 |
| 1.2.2 技术路线 |
| 第2章 井筒失效模式及塔河油田复杂油气井筒完整性分析 |
| 2.1 井筒失效案例分析及失效模式识别 |
| 2.1.1 典型的失效案例 |
| 2.1.2 失效原因及失效模式 |
| 2.2 塔河油田复杂油气井筒完整性分析 |
| 第3章 塔河B区块气井安全屏障完整性评价 |
| 3.1 油管柱评价 |
| 3.1.1 生产管柱力学分析理论基础 |
| 3.1.2 生产管柱受力分析 |
| 3.2 油层套管评价 |
| 3.2.1 油层套管评价方法 |
| 3.2.2 B1井油层套管评价 |
| 3.2.3 B2井油层套管评价 |
| 3.3 固井质量评价 |
| 3.3.1 固井质量评价方法 |
| 3.3.2 固井质量评价及风险分析 |
| 3.3.3 固井质量完整性危害识别及评价 |
| 第4章 塔河B区块气井环空带压评价及管理 |
| 4.1 环空带压原因分析 |
| 4.1.1 环空压力来源 |
| 4.1.2 温度、压力对环空油套压的影响 |
| 4.1.3 环空异常起压原因分析 |
| 4.2 环空起压判断、治理措施 |
| 4.2.1 判断、治理措施 |
| 4.2.2 环空压力控制 |
| 4.2.3 套压异常井管理方案 |
| 4.2.4 套压(含H_2S)异常井治理措施研究 |
| 第5章 结论及建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读工程硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）深海管汇方案设计与分析研究（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 本文研究的内容 |
| 第2章 有限单元法基础理论 |
| 2.1 平面问题有限元法 |
| 2.1.1 单元的位移模式及插值函数 |
| 2.1.2 应变矩阵和单元应力 |
| 2.1.3 单元刚度矩阵和等效节点载荷 |
| 2.1.4 整体分析 |
| 2.2 轴对称问题有限元法 |
| 2.2.1 位移函数 |
| 2.2.2 单元应变和单元应力 |
| 2.2.3 单元刚度矩阵和节点荷载 |
| 2.3 空间问题有限元法 |
| 2.3.1 位移模式 |
| 2.3.2 单元应变和单元应力 |
| 2.3.3 单元刚度矩阵和节点荷载 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 深海管汇系统总体方案 |
| 3.1 设计基础 |
| 3.1.1 油气田参数 |
| 3.1.2 环境参数 |
| 3.1.3 设计参数 |
| 3.2 设计要求 |
| 3.3 深海管汇方案 |
| 3.3.1 总体方案 |
| 3.3.2 关键构件 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 深海管汇系统关键构件设计 |
| 4.1 水下阀门 |
| 4.1.1 材料选择 |
| 4.1.2 水下阀门设计 |
| 4.2 生产管道 |
| 4.2.1 材料选择 |
| 4.2.2 生产管道设计 |
| 4.3 支撑框架 |
| 4.3.1 材料选择 |
| 4.3.2 支撑框架设计 |
| 4.4 基础结构 |
| 4.4.1 材料选择 |
| 4.4.2 基础结构设计 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 深海管汇系统有限元分析 |
| 5.1 水下阀门强度分析 |
| 5.1.1 有限元模型建立 |
| 5.1.2 载荷及边界条件 |
| 5.1.3 模型计算结果 |
| 5.2 生产管道强度分析 |
| 5.2.1 有限元模型建立 |
| 5.2.2 管道应力分析 |
| 5.2.3 管道形变分析 |
| 5.3 支撑框架强度分析 |
| 5.3.1 吊耳分析 |
| 5.3.2 吊装工况分析 |
| 5.3.3 在位工况分析 |
| 5.3.4 ROV冲击工况分析 |
| 5.4 基础结构强度分析 |
| 5.4.1 土壤承载力分析 |
| 5.4.2 吸力桩贯入分析 |
| 5.4.3 吸力桩在位分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 总结与展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间所发表的学术论文及参与的科研项目 |
| 致谢 |
（8）JZ20-2气田多相流动对油管腐蚀状况模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的背景与意义 |
| 1.1.1 研究的背景 |
| 1.1.2 研究的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 气液两相流数值模拟研究现状 |
| 1.2.2 CO_2 腐蚀机理研究现状 |
| 1.2.3 气井油管腐蚀研究现状 |
| 1.2.4 CO_2 腐蚀影响因素研究现状 |
| 1.2.5 国内外研究不足 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 拟解决关键问题 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第二章 油管气液两相流型分析 |
| 2.1 气液两相流概念及研究方法 |
| 2.1.1 垂直管中气液两相流流型 |
| 2.1.2 流型图 |
| 2.2 气液两相流流型划分及判别 |
| 2.2.1 Beggs-Brill流动型态的判别方法 |
| 2.2.2 Orkiszewski流动型态的判别方法 |
| 2.2.3 Hasan-Kabir流动型态的判别方法 |
| 2.3 两相流流型转变标准 |
| 2.3.1 气泡流向段塞流的转变 |
| 2.3.2 段塞流向搅混流的转变 |
| 2.3.3 搅混流向环状流的转变 |
| 2.3.4 环状流向段塞流的转变 |
| 2.4 井筒两相流型分布预测 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 气液两相流流型的数值模拟 |
| 3.1 理论简介 |
| 3.2 模型构建及网格划分 |
| 3.3 模拟参数的确定 |
| 3.4 模型的选择 |
| 3.4.1 多相流模型 |
| 3.4.2 物理模型 |
| 3.5 边界条件与控制参数 |
| 3.6 流型模拟研究分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 多相流管线中的流动腐蚀 |
| 4.1 两相流管道内腐蚀研究 |
| 4.1.1 两相流动腐蚀类型 |
| 4.1.2 两相流腐蚀介质分析 |
| 4.2 CO_2 腐蚀方面研究 |
| 4.2.1 CO_2 腐蚀机理及类型 |
| 4.2.2 CO_2 腐蚀影响因素 |
| 4.3 流型腐蚀速率研究 |
| 4.3.1 分层流腐蚀速率计算 |
| 4.3.2 环状流腐蚀速率计算 |
| 4.3.3 段塞流腐蚀速率计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 气井油管内腐蚀计算分析 |
| 5.1 OLGA腐蚀模型的选择 |
| 5.2 腐蚀环境分析 |
| 5.2.1 油管腐蚀状况 |
| 5.2.2 油管参数及输送介质 |
| 5.2.3 油管路由 |
| 5.2.4 油管腐蚀情况分析 |
| 5.3 油管腐蚀程度的研究 |
| 5.3.1 温度对油管腐蚀的影响 |
| 5.3.2 压力对油管腐蚀的影响 |
| 5.3.3 气液比对油管腐蚀的影响 |
| 5.3.4 油管腐蚀的其他原因分析 |
| 5.4 管壁腐蚀模拟结果验证 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 两相流管道腐蚀防护技术 |
| 6.1 管道内防腐常用方法 |
| 6.2 安装气液旋流分离器 |
| 6.3 控制气井开采产量 |
| 6.4 控制油管内部两相流型 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）机械式双金属复合管的设计及选材研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 油气集输腐蚀环境 |
| 1.1.2 油气集输地质环境 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 双金属复合管生产工艺及现状 |
| 1.2.2 双金属复合管在油气集输中的应用现状 |
| 1.2.3 管材的抗挤强度研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第2章 双金属复合管抗挤强度的计算方法研究 |
| 2.1 理想圆筒基本理论 |
| 2.1.1 厚壁圆筒基本理论 |
| 2.1.2 薄壁极限假设 |
| 2.2 双金属复合管成形分析 |
| 2.3 双金属复合管结合强度影响因素分析 |
| 2.4 均匀载荷下双金属复合管抗挤强度研究 |
| 2.4.1 均匀载荷下双金属复合管抗挤强度模型的建立 |
| 2.4.2 均匀载荷下双金属复合管抗挤强度计算公式 |
| 2.4.3 均匀载荷下双金属复合管抗挤强度的影响因素分析 |
| 2.5 非均匀载荷下双金属复合管抗挤强度研究 |
| 2.5.1 非均匀载荷下双金属复合管抗挤强度模型的建立 |
| 2.5.2 非均匀载荷下复合管抗挤强度计算公式 |
| 2.5.3 非均匀载荷下双金属复合管抗挤强度影响因素分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 双金属复合管抗挤强度试验研究 |
| 3.1 实验材料 |
| 3.2 常温拉伸实验 |
| 3.3 双金属复合管结合强度测试 |
| 3.4 双金属复合管抗挤强度试验 |
| 3.4.1 实验设备 |
| 3.4.2 实验方法 |
| 3.4.3 实验结果 |
| 3.5 机械式和冶金式双金属复合管力学性能比较 |
| 3.5.1 基本力学性能比较 |
| 3.5.2 界面结合性能比较 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 外压作用下双金属复合管的结构设计 |
| 4.1 海底集输用双金属复合管的结构设计 |
| 4.2 埋地集输用双金属复合管的结构设计 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 双金属复合管的选材 |
| 5.1 应变强化对内衬不锈钢的影响 |
| 5.2 相图计算方法 |
| 5.3 基于相图计算的选材方法 |
| 5.3.1 合金热力学数据库的建立 |
| 5.3.2 不锈钢的平衡相图计算 |
| 5.3.3 不锈钢的稳定性参数计算 |
| 5.3.4 衬管材料的优选流程 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 研究结论 |
| 6.2 研究展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间学术成果 |
（10）基于OLGA软件的南海某天然气管道腐蚀模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外发展动态 |
| 1.2.1 管道内腐蚀研究发展历程 |
| 1.2.2 管道内腐蚀研究现状 |
| 1.3 研究主要内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究主要内容 |
| 1.3.2 研究的技术路线 |
| 1.4 本章小结 |
| 第2章 天然气管道内腐蚀预测方法 |
| 2.1 海底管道内腐蚀预测的难点 |
| 2.2 天然气管道内腐蚀直接评估方法(ICDA) |
| 2.2.1 内腐蚀直接评价概述 |
| 2.2.2 干气管道内腐蚀直接评估DG-ICDA |
| 2.2.3 湿气管道内腐蚀直接评估WG-ICDA |
| 2.3 气管道ICDA的局限性 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 影响管道内腐蚀的因素 |
| 3.1 管道内腐蚀原因 |
| 3.1.1 CO_2腐蚀 |
| 3.1.2 H_2S腐蚀 |
| 3.1.3 硫酸还原菌导致腐蚀 |
| 3.2 金属材料与金属表面状态对金属腐蚀的影响 |
| 3.3 流体成分对金属腐蚀的影响 |
| 3.4 流动形态和持液率对腐蚀的影响 |
| 3.5 CO_2腐蚀的影响因素 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 基于OLGA的海底天然气管道内腐蚀预测 |
| 4.1 多相流理论计算模型 |
| 4.1.1 流型模型 |
| 4.1.2 剪切力的计算 |
| 4.1.3 流型转变的计算 |
| 4.1.4 闭合关系式 |
| 4.2 OLGA中腐蚀速率预测方法 |
| 4.2.1 NORSOK M506腐蚀速率预测模型 |
| 4.2.2 De.Waard预测模型 |
| 4.3 OLGA对管道沿程内腐蚀的预测 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 实例应用与分析 |
| 5.1 管道基本概述 |
| 5.1.1 管道路由状况 |
| 5.1.2 管道设计寿命及服役经历 |
| 5.1.3 管道物理尺寸 |
| 5.1.4 管道运行参数及管内输送介质 |
| 5.2 目标管道内腐蚀原因分析 |
| 5.3 海底管道内腐蚀状态预测 |
| 5.3.1 管道评估区域划分 |
| 5.3.2 多相流仿真物理模型建立 |
| 5.3.3 海底管道运行工况 |
| 5.3.4 海底管道多相流模拟参数设置 |
| 5.3.5 多相流模拟结果 |
| 5.3.6 管道沿程腐蚀高风险位置识别 |
| 5.3.7 腐蚀速率的计算 |
| 5.4 目标管道内腐蚀预测结论 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 管道内腐蚀的防护措施 |
| 6.1 缓蚀剂 |
| 6.2 管道内涂层 |
| 6.3 内腐蚀监测 |
| 6.4 内检测技术 |
| 6.4.1 漏磁检测 |
| 6.4.2 超声波检测 |
| 6.4.3 直接评估 |
| 6.5 工艺处理 |
| 6.6 流态控制 |
| 6.7 严格制管控制 |
| 6.8 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 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 |
四、南海某气田A平台腐蚀环境探讨（论文参考文献）
- [1]我国海上油井管腐蚀与防护研究进展[J]. 邢希金. 装备环境工程, 2021(01)
- [2]CO2/H2S环境下的改性咪唑啉缓蚀剂作用机理和构效关系研究[D]. 陆原. 北京化工大学, 2020(01)
- [3]在役海底油气管道内腐蚀速率预测研究[D]. 宋莹莹. 西安建筑科技大学, 2020(01)
- [4]海洋管道内壁局部腐蚀的监测关键技术研究[D]. 徐云泽. 大连理工大学, 2019(01)
- [5]湛江湾海洋腐蚀环境及其对管线钢腐蚀行为的影响[D]. 刘泉兵. 广东海洋大学, 2018(01)
- [6]塔河油田复杂油气井井筒完整性评估方法研究[D]. 宋德军. 西南石油大学, 2018(02)
- [7]深海管汇方案设计与分析研究[D]. 丁进. 江苏科技大学, 2018(03)
- [8]JZ20-2气田多相流动对油管腐蚀状况模拟研究[D]. 张鲁飞. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [9]机械式双金属复合管的设计及选材研究[D]. 周禄江. 西南石油大学, 2017(06)
- [10]基于OLGA软件的南海某天然气管道腐蚀模拟研究[D]. 韩宁. 西南石油大学, 2016(05)