一、抗硫输气管道选材（论文文献综述）
高建忠[1]（2021）在《我国石油管材国产化回顾与思考》文中研究说明石油管材是石油工业勘探开发和油气运输等所必须的基础产品。对国内油井管和输送管国产化历程做了简要回顾,并介绍了石油管未来的开发和研究方向。结合石油管国产化历史,总结了国产化成功的经验,指出政策环境的支持、科研和技术的创新、先进质量管理模式的导入、合理项目组织形式的建立、标准和产品认识的突破以及国际环境的稳定等是我国石油管材从无到有、从有到全的主要因素,但同时国内油井管和输送管行业也存在一些问题。作为产品和技术国产化的典型案例之一,石油管材的发展历程可以为其他关键领域的独立自主发展提供启示和借鉴。
王浩,胡硕,王瑞成,李明杰,陈光辉[2]（2021）在《在含H2S井中油/套管的选型与应用调研》文中研究说明近年来,随着我国的油气田开发力度的加大,在含H2S井中油/套管的腐蚀问题日益严重。通过对含H2S井中的油/套管腐蚀以及其选材进行了调研,归纳了硫化氢对套管腐蚀的原理,为含H2S井的防腐以及油/套管的选材提供了参考依据。
陈腊生,谭连初,王建东,何长春,刘伟峰,汪道,苏斌,田国民[3]（2019）在《浅析天然气长输管道工程危险有害因素分析及安全对策措施》文中研究指明天然气长输管道的特殊性具有火灾、爆炸、中毒、窒息等危险性,稍有不慎可能发生燃爆事故。从物质、站场阀室生产过程、输气管道运行、自然环境、社会环境五个方面分析天然气长输管道的危险有害因素,从项目选址及总图布置、技术、安全管理、施工作业四个方面提出相应的安全对策措施。
詹旭聪[4]（2019）在《CY气田集输系统腐蚀监测及控制技术研究》文中研究说明CY气田采用“湿气加热保温混输”工艺,湿天然气中含有大量的CO2、H2S等腐蚀性介质,给集输系统带来了一系列腐蚀问题。为确保集输系统腐蚀受控,亟需对CY气田开展腐蚀监测及控制技术优化研究,形成合理的腐蚀监测及腐蚀控制方案,以保证气田正常生产运行。本文以CY气田为研究对象,运用不同的腐蚀监测手段掌握该气田腐蚀情况,结合地面集输系统中的监测点分布,完成不同腐蚀监测技术的应用效果评价及腐蚀监测方案优化研究;运用腐蚀检测技术对站场压力容器及压力管道进行全面检测,分析系统中存在的腐蚀问题,确定集输系统中的腐蚀高风险点,完成腐蚀控制方案优化研究。论文主要研究内容如下:（1）调研国内外高含硫气田集输系统中的腐蚀监测、腐蚀控制技术应用现状及应用效果,掌握不同腐蚀监测及腐蚀控制技术的工作原理,完成各项技术的适用性分析。（2）根据现场的腐蚀监测数据,分析CY气田地面集输系统中设备及管道的腐蚀状态,结合不同腐蚀监测设备的位置分布,完成该气田地面集输系统中腐蚀监测设备的应用效果评价。（3）根据腐蚀监测技术的应用效果,结合地面集输系统中腐蚀监测设备存在的问题,进行腐蚀监测方法及腐蚀监测位置优选,确定不同监测手段的合理监测周期,完成CY气田腐蚀监测方案优化设计。（4）运用多种腐蚀检测技术对CY101-1站场压力容器及压力管道进行全面检测,分析地面集输系统中设备及管道存在的腐蚀问题,筛选出系统中的腐蚀高风险点,完成抗硫管材优选、涂层防腐、阴极保护及缓蚀剂加注优化研究,形成一套适用于CY气田地面集输系统的腐蚀控制方案。
刘欢[5]（2018）在《某酸性气田集输管线内腐蚀与控制技术研究》文中提出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。
施展[6]（2018）在《龙王庙气田地面集输系统缓蚀剂防腐研究》文中认为龙王庙组气田为近年国内油气史的重大勘探发现,成功探明天然气地质储量4403.83×108 m3,是迄今为止我国发现的特大型整装气田之一,龙王庙气田的高效安全开发是降低我国天然气对外依存度,推进我国天然气工业快速发展,确保国家能源安全的重要保障。龙王庙气田具有高温高压、含硫化氢、二氧化碳,地面集输管线中介质pH值偏低、Cl-含硫高且管输介质流量高的特点,现场复杂的工况环境对地面集输系统的安全完整运行带来不小的挑战。针对龙王庙气田集输系统的现场工艺条件,建立了一套完整的缓蚀剂评价筛选及配套应用工艺体系,开展200余组次室内模拟实验,筛选出了适应现场工况条件的缓蚀剂产品,并通过20余组次室内评价实验获得了 500余个数据,根据评价数据设计出适应现场生产及防腐蚀要求的缓蚀剂加注工艺。缓蚀剂现场应用后,随着现场工况条件的不断变化,采用实验室室内评价与现场监/检测相结合的方式,不断调整完善龙王庙气田的缓蚀剂应用工艺方案,实际应用证实了其有效性。研究结果显示:针对龙王庙气田现场工况,筛选出的油溶性缓蚀剂CT2-19和水溶性缓蚀剂CT2-19C具有最优的缓蚀性能,并且不会因为配伍性等问题影响气田正常生产;设计的缓蚀剂防腐方案可以有效抑制现场整体腐蚀处于轻微水平,缓蚀剂防腐技术在龙王庙气田地面集输系统中的应用取得了良好效果。
邵理云[7]（2018）在《高含硫气井环空带压管理研究》文中研究说明随着我国天然气资源使用量日益增多,高酸性气藏的开发得到了广泛重视。然而,不难发现开发高酸性气藏给油气井生产带来了很大的困难,特别是在高酸性气田中,气井环空带压可能对井筒安全和环境安全造成难以想象的危害。本文针对高含硫气田开发中的实际生产工况,系统研究了气井环空带压与环空腐蚀管理问题,主要包括以下内容。首先,充分考虑油气井腐蚀环境因素的影响,针对腐蚀与环境敏感开裂对井筒完整性的影响,采用腐蚀电化学手段,提出了符合酸性气田实际生产情况的电化学腐蚀适用性测试方法,开展酸性气田井筒环境腐蚀测试;系统模拟了井下高温高压高含硫工况,对C110套管进行电化学腐蚀、电偶腐蚀及缝隙腐蚀测试,探讨了 C110套管与G3、17-4PH、718合金之间电偶腐蚀、缝隙腐蚀的机理及腐蚀严重度。针对油套环空硫化氢、二氧化碳充分饱和液相,含硫化氢、二氧化碳、甲烷及水汽的复杂气相状态,提出了一套影响酸性气田井筒腐蚀和开裂的评价方法及判据,为环空腐蚀管理提供可靠依据。其次,基于井筒油套管材料环境敏感开裂理论和应力腐蚀开裂实验标准,对套管材质进行力学性能测试,包括材料的金相、硬度、强度、冲击韧性测试;开展酸性气田井筒工况环境敏感开裂测试研究,获得适合酸性气田的应力腐蚀开裂试验方法及表征参量,得到了模拟井底腐蚀环境中断裂韧性参数和抗应力腐蚀性能。通过实验证实,含硫化氢、二氧化碳、甲烷及水汽的复杂气相腐蚀工况不会对套管产生不可接受的腐蚀和开裂倾向。目前环空带压值低于允许的阈限值,应保持井口环空自然气相态,减小放气和再充液对井的平衡状态的干扰。再次,基于环空保护液电化学腐蚀机理,评价油套环空加注介质,包括环空加注柴油、环空加注氮气（含少量环空保护液）、环空加注氮气（含少量地层水）,对井筒材质腐蚀的影响规律;开展环空保护液防腐性能测试,评价现场送样环空保护液在两种不同温度下的腐蚀失重实验,电偶腐蚀实验,缝隙腐蚀实验;开展环空保护液电化学腐蚀评价测试,以及环空保护液环境敏感断裂测试;得到管理环空套管腐蚀方法。在研究环空保护液的均匀腐蚀评价性能基础上重点关注气井管柱中可能存在的局部腐蚀,如:缝隙腐蚀及电偶腐蚀,对评价环空保护液的耐腐蚀性能提供更全面的信息。最后,开展了酸性气井环空带压诊断和管理研究,并针对P1井特殊生产情况,建立了 P1井风险识别分级及其井筒完整性安全管理方法,得到井筒完整性评价结果和长期关井的安全管理办法。应用实践表明:本文研究形成的高温高压高含硫气井环空管控措施,为酸性气田环空套管腐蚀管理提供重要支撑,保障了环空带压气井的安全生产。
何毅[8]（2017）在《长庆油田硫化氢油区集输工艺技术研究》文中研究指明随着长庆油田的不断开采,很多油区原油中陆续发现了硫化氢,硫化氢具有毒性、腐蚀性等特点。相关标准对硫化氢的排放、处理有严格要求。因此,分析了解硫化氢分布及危害,并针对性开展地面工艺设计,提升地面集输工艺水平,对于保证油田安全生产意义重大。油田硫化氢治理一直是技术研究的难题,本课题通过开展高含硫化氢油区硫化氢普查,分析长庆油田不同油区硫化氢分布规律。发现在油气集输过程中有硫酸盐还原菌次生作用,通过硫化氢成因分析,初步判断地层原生硫醇热裂解和硫酸盐还原菌还原硫酸根共同导致。油田地面工程集输工艺选取硫化氢含量最高的演武油田作为研究对象,进行油气集输工艺研究和脱硫工艺研究,提出“密闭集输、除硫工艺、安全放空、腐蚀开裂防治”四结合的治理思路,进流程井站下游治理与未进流程井组及拉油点前端治理相结合,形成醇胺类油溶性脱硫和干法脱硫两种脱硫化氢工艺。对含硫化氢油区集输工艺进行优化,分析完善了井场、拉油站点、增压点、联合站等的集输工艺流程,形成“油井—站场”油气密闭集输工艺。开展含硫化氢区块压力容器设计研究,分析了硫化氢浓度造成的腐蚀应力开裂分区工况,针对不同碳素钢无缝钢管标准中20号钢管在抗硫化氢环境中的比选分析,得到在硫化氢环境中原油管道管材选型,并形成了湿硫化氢腐蚀环境中选材的标准做法。
冯耀荣,张冠军,李鹤林[9]（2017）在《石油管工程技术进展及展望》文中认为伴随着中国石油集团石油管工程技术研究院（及其前身）的建立和发展,"石油管工程（学）"学科应运而生。35年来,"石油管工程（学）"学科得到了快速发展,建立了石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室、中国石油学会管材专业委员会等科研和学术技术交流平台,构建了从微观组织分析到全尺寸模拟试验完整的石油管试验研究装备体系,形成了以院士、国家和省部级专家为骨干、专业和年龄结构合理的创新团队,基本形成石油管工程核心技术体系,先后获得国际、国家、石油天然气行业授予的安全、质量、计量、标准、失效分析等方面的权威资质和授权25项,开创了科学研究、质量监督、技术服务三位一体、协调发展的模式,取得重要科技成果100余项,有力支撑了国家西气东输等重大管道工程、重点油气田勘探开发,促进了石油管的全面国产化和质量性能水平提升。在当前我国经济发展"新常态"和低油价形势下,石油管工程技术面临诸多挑战,石油管工程科技创新比以往任何时候都更加迫切。亟待进一步传承和发展"石油管工程（学）"学科,发展石油管失效控制和服役安全理论,进一步加强石油管工程超前储备和应用基础研究,突破石油管工程应用关键技术,建立或完善石油管材料服役行为与结构安全核心技术体系,有力支撑石油天然气工业发展。
李俊霞[10]（2016）在《顺南井区地面工程关键技术研究》文中研究表明西北油田分公司顺南井区位于塔里木盆地沙漠腹地,远离分公司塔河油田开发主体区块,气藏具有超深、高温、高压和酸性气质的（同时高含硫化氢和二氧化碳）特征。气藏所在区块存在昼夜温差较大、地形起伏较大等特点,在湿气集输过程中,由于操作压力和温度不断下降,原料气的露点也不断下降从而析出冷凝水。随着气田开采的进行,气田将会出水,都会导致管线中产生积液,使得天然气在管道中的流动更加复杂,同时带来水合物和腐蚀等一系列问题,为该气藏的开发以及相应的地面工程设计与建设方面带来诸多技术难点。本文在调研国内气田酸性天然气藏集输与处理工艺的基础上,针对顺南井区昼夜温差大、地形起伏大和地面施工难度大等客观条件,研究酸性天然气集输与处理工艺技术。通过分析多种工艺和规模下的能耗指标和运行成本,确定设计参数和溶剂配比,建立最优运行参数,并建立模型,解决生产中面临的水力热力参数计算、积液量预测及控制、水合物生成的预测及控制等技术难题；针对不同集输及处理工艺进行腐蚀风险分析,进行腐蚀试验研究,形成一套适合于顺南酸性气田地面集输及处理系统的腐蚀控制技术。研究分析表明,顺南井区利用压力能脱水较为适用,而天然气发电方面则不适用井区；井口宜采用加热+节流工艺,采用混输工艺进行天然气的输送,采气半径为5km,布站方式采用一级布站与二级布站相结合,管网主体采用枝状+串接采气管网,系统整体采用中压集气方式,水合物防治采用加热法；天然气脱酸工艺采用醇胺法,溶液采用MDEA复合胺溶液（43%MDEA+DEA4%）,天然气脱水工艺采用三甘醇脱水工艺,经处理后天然气产品可以达到国家1级标准；根据采用ECE软件进行腐蚀风险分析,得出在管材选择上宜采取以下措施：单井管道宜采用“抗硫碳钢”金属管；集气站内设施采用“抗硫材料+内涂层+连续加注缓蚀剂”；酸气干线,宜采用“抗硫管材+清管+缓蚀剂涂膜”保护方式；低压力系统尽可能用非金属或钢塑复合管；加注缓蚀剂可以显着降低腐蚀速率,采用缓蚀剂来抑制内腐蚀是可行的,但不同的缓蚀剂对不同的管材在不同的条件下是有所不同的。
二、抗硫输气管道选材（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、抗硫输气管道选材（论文提纲范文）
（1）我国石油管材国产化回顾与思考（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 油井管产品国产化历程 |
| 1)起步期：20世纪50年代中期～80年代中期 |
| 2)发展期：20世纪80年代中期～90年代中期 |
| 3)鼎盛期：20世纪90年代中后期～2015年 |
| 4)分化期：2015年～2020年 |
| 2 输送管产品国产化历程 |
| 1)起步期：20世纪70年代 |
| 2)成长期：20世纪80年代～90年代中期 |
| 3)鼎盛期：20世纪90年代末期～2020年 |
| (1)西气东输工程：完成X70的开发和应用 |
| (2)西气东输二线、三线工程：推动了X80的开发和应用[5] |
| (3) 中俄东线：提升了大口径X80焊管苛刻环境下的应用性能 |
| 3 石油管材发展方向 |
| 3.1 油井管产品及技术 |
| 3.1.1 非API油井管产品开发和质量提升 |
| 3.1.2 新型油井管产品的开发 |
| 3.1.3 特殊合金材料油井管 |
| 3.1.4 高性能油井管和经济型油井管 |
| 3.2 输送管产品及技术 |
| 3.2.1 高钢级、大口径、厚壁钢管的开发 |
| 3.2.2 海洋油气管道用钢管的开发和质量提升 |
| 3.2.3 特殊服役条件下高钢级钢管的开发 |
| 1)抗大变形钢管 |
| 2)抗腐蚀钢管 |
| 3)低温环境用钢管 |
| 4)特殊材料和结构的输送管 |
| 5)自修复防护涂层 |
| 3.2.4 非金属管线管的研究与开发 |
| 3.2.5 新型焊接技术的开发与应用 |
| 4 石油管材国产化启示与思考 |
| 4.1 政策引导和支持，顶层推动实施 |
| 4.2 科研标准先行，先进技术和设备助力 |
| 4.2.1 开展石油管材科研工作 |
| 4.2.2 加强国内和国际标准化 |
| 4.2.3 提升技术和设备能力 |
| 4.3 建立先进质量管理模式，加强产品过程控制 |
| 4.3.1 导入先进质量管理体系 |
| 4.3.2 实施驻厂监造和年度抽检 |
| 4.4 创新项目组织形式，结合重大项目开展科研攻关 |
| 4.4.1 组织跨行业联合攻关 |
| 4.4.2 依托重大工程项目 |
| 4.4.3 制定合理的开发流程 |
| 4.5 观念理念突破，从实际出发开展工作 |
| 4.5.1 对国外标准的认识 |
| 4.5.2 对钢管选型的认识 |
| 4.5.3 对钢管钢级的选择 |
| 4.6 受益改革开放，借鉴先进经验 |
| 4.7 存在的问题 |
| 5 结束语 |
（2）在含H2S井中油/套管的选型与应用调研（论文提纲范文）
| 1 硫化氢对套管的腐蚀原理 |
| 2 事故案例 |
| 3 不同环境下对套管腐蚀速率的影响 |
| 4 油/套管的选型 |
（3）浅析天然气长输管道工程危险有害因素分析及安全对策措施（论文提纲范文）
| 1 主要危险有害因素分析 |
| 1.1 物质的危险有害因素辨识 |
| 1.1.1 管道中的固体物 |
| 1.1.2 管道中的液态物 |
| 1.1.3 危险化学品天然气 |
| 1.1.4 柴油 |
| 1.2 站场阀室生产过程中的危险有害因素 |
| 1.2.1 火灾爆炸危害 |
| 1.2.2 窒息危害 |
| 1.2.3 中毒危害 |
| 1.2.4 腐蚀危害 |
| 1.2.5 超压爆炸危害 |
| 1.2.6 供电系统、电气设备的危害 |
| 1.2.7 控制系统危害 |
| 1.2.8 静电危害 |
| 1.3 输气管道运行中的危险有害因素 |
| 1.3.1 管道腐蚀 |
| 1.3.2 施工缺陷 |
| 1.3.3 线路路由 |
| 1.3.3. 1 穿越的危险有害因素分析 |
| 1.3.3. 1. 1 公路施工 |
| 1.3.3. 1. 2 大型载重汽车通过的公路 |
| 1.3.3. 1. 3 穿越破坏公用管道 |
| 1.3.3. 2 输气管道与已有设施并行、交叉的危险和有害因素分析 |
| 1.4 自然环境 |
| 1.5 社会环境 |
| 2 对策措施建议 |
| 2.1 项目选址及总图布置对策措施 |
| 2.2 主要技术对策措施 |
| 2.3 安全管理措施 |
| 2.4 施工作业安全对策措施 |
| 3 结束语 |
（4）CY气田集输系统腐蚀监测及控制技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 腐蚀监测技术 |
| 1.2.2 腐蚀检测技术 |
| 1.2.3 腐蚀控制技术 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 研究成果 |
| 第2章 CY气田集输系统腐蚀监测技术优化前应用现状及效果评价 |
| 2.1 腐蚀挂片法 |
| 2.1.1 腐蚀挂片优化前应用现状 |
| 2.1.2 腐蚀挂片优化前应用效果分析 |
| 2.2 电阻探针 |
| 2.2.1 电阻探针优化前应用现状 |
| 2.2.2 电阻探针优化前应用效果分析 |
| 2.3 线性极化探针 |
| 2.3.1 线性极化探针优化前应用现状 |
| 2.3.2 线性极化探针优化前应用效果分析 |
| 2.4 电指纹 |
| 2.4.1 电指纹优化前应用现状 |
| 2.4.2 电指纹优化前应用效果分析 |
| 2.5 超声波 |
| 2.5.1 超声波优化前应用现状 |
| 2.5.2 超声波优化前应用效果分析 |
| 2.6 介质分析 |
| 2.6.1 介质分析应用情况 |
| 2.6.2 介质分析应用效果分析 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 CY气田地面集输系统腐蚀监测方案优化研究 |
| 3.1 地面集输系统腐蚀监测方法筛选 |
| 3.1.1 腐蚀挂片 |
| 3.1.2 探针监测 |
| 3.1.3 场指纹 |
| 3.1.4 超声波 |
| 3.1.5 腐蚀监测方法筛选 |
| 3.2 地面集输系统腐蚀监测位置确定 |
| 3.2.1 监测点选择原则 |
| 3.2.2 监测点布置 |
| 3.3 地面集输系统腐蚀监测方案设计 |
| 3.3.1 地面集输系统腐蚀监测方案设计原则 |
| 3.3.2 地面集输系统腐蚀监测方案设计 |
| 3.3.3 腐蚀防护保障措施 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 CY气田高含硫集输系统腐蚀控制技术研究 |
| 4.1 CY101-1站场全面检测 |
| 4.1.1 压力容器全面检测 |
| 4.1.2 压力管道全面检测 |
| 4.1.3 集输系统腐蚀问题分析 |
| 4.1.4 集输系统安全状态评估 |
| 4.2 腐蚀风险点分析 |
| 4.2.1 腐蚀工况分析及管道多相流动分析 |
| 4.2.2 场站腐蚀风险点分析 |
| 4.2.3 管线腐蚀风险点分析 |
| 4.3 腐蚀控制方案研究 |
| 4.3.1 抗硫管材防腐措施 |
| 4.3.2 涂层防腐措施 |
| 4.3.3 阴极保护防腐措施 |
| 4.3.4 缓蚀剂连续加注 |
| 4.3.5 缓蚀剂批处理 |
| 4.4 本章小结 |
| 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 |
（5）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 |
（6）龙王庙气田地面集输系统缓蚀剂防腐研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 问题提出及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 输气管道内防腐技术 |
| 1.2.2 气田开发中常用缓蚀剂 |
| 1.2.3 缓蚀剂应用工艺 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 1.3.3 研究方法 |
| 第二章 气田地面集输系统 |
| 2.1 概述 |
| 2.1.1 气田概况 |
| 2.1.2 气田地面集输工艺 |
| 2.1.3 气田生产 |
| 2.2 气田腐蚀环境 |
| 2.2.1 气田水质 |
| 2.2.2 气田气质 |
| 2.2.3 气田地面集输系统在役管线 |
| 2.3 缓蚀剂加注工艺 |
| 第三章 腐蚀因素研究 |
| 3.1 气田腐蚀因素 |
| 3.2 现场腐蚀试件分析 |
| 3.3 腐蚀主控因素 |
| 3.3.1 温度 |
| 3.3.2 离子 |
| 3.3.3 硫化氢和二氧化碳分压比 |
| 第四章 缓蚀剂筛选及方案评价 |
| 4.1 筛选程序 |
| 4.1.1 筛选程序 |
| 4.1.2 筛选评价技术实施要求 |
| 4.1.3 筛选程序调整 |
| 4.2 缓蚀剂的筛选评价实验 |
| 4.2.1 缓蚀剂的收集 |
| 4.2.2 缓蚀剂的配伍性评价 |
| 4.2.3 缓蚀剂防腐性能筛选评价 |
| 4.2.4 缓蚀剂应用浓度筛选评价 |
| 4.3 缓蚀剂适应性研究 |
| 4.3.1 温度的影响 |
| 4.3.2 离子的影响 |
| 4.3.3 硫化氢和二氧化碳分压比的影响 |
| 4.3.4 不同金属离子配伍性影响 |
| 4.4 缓蚀剂加注工艺评价 |
| 4.4.1 缓蚀剂预膜评价 |
| 4.4.2 缓蚀剂连续加注评价 |
| 4.4.3 缓蚀剂预膜+连续加注评价 |
| 4.4.4 不同工艺对比 |
| 4.4.5 缓蚀剂预膜膜持久性评价 |
| 第五章 缓蚀剂应用研究 |
| 5.1 缓蚀剂现场应用方案 |
| 5.1.1 缓蚀剂预膜 |
| 5.1.2 缓蚀剂连续加注 |
| 5.1.3 缓蚀剂现场应用方案 |
| 5.2 缓蚀剂现场应用效果评价 |
| 5.2.1 铁离子浓度分析 |
| 5.2.2 缓蚀剂残余浓度分析 |
| 5.2.3 氢探针测试 |
| 5.2.4 在线腐蚀挂片 |
| 5.2.5 超声波测厚 |
| 5.3 缓蚀剂现场应用方案调整及效果评价 |
| 5.3.1 缓蚀剂现场应用中存在的问题 |
| 5.3.2 缓蚀剂现场应用方案调整 |
| 5.3.3 缓蚀剂现场应用方案调整后应用效果评价 |
| 第六章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（7）高含硫气井环空带压管理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究目的及意义 |
| 1.1.1 国内外高含硫气藏开发概况 |
| 1.1.2 高含硫气井安全开采面临的主要挑战 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术思路 |
| 1.4 创新点 |
| 第2章 井筒电化学腐蚀 |
| 2.1 腐蚀与环境敏感开裂对井筒完整性的影响 |
| 2.2 油气井腐蚀环境 |
| 2.3 电化学腐蚀分类及特点 |
| 2.3.1 电化学腐蚀分类 |
| 2.3.2 电化学腐蚀特点 |
| 2.4 酸性气田井筒环境腐蚀测试 |
| 2.4.1 基于生产制度的电化学腐蚀适用性测试方法 |
| 2.4.2 C110套管电化学腐蚀测试 |
| 2.4.3 C110套管与G3套管之间的电偶/缝隙腐蚀测试 |
| 2.4.4 C110套管与17-4PH、718合金之间的电偶腐蚀测试 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 井筒油套管材料环境敏感断裂 |
| 3.1 环境敏感断裂概念 |
| 3.2 环境敏感开裂类型 |
| 3.2.1 应力腐蚀开裂 |
| 3.2.2 与湿硫化氢环境相关的应力腐蚀开裂 |
| 3.2.3 与氢渗透相关的开裂 |
| 3.2.4 软区开裂 |
| 3.2.5 腐蚀疲劳 |
| 3.2.6 高强度钢延迟断裂 |
| 3.3 应力腐蚀开裂机理 |
| 3.3.1 裂纹源与潜在缺陷 |
| 3.3.2 主要的应力腐蚀开裂机理 |
| 3.4 应力腐蚀开裂实验方法及表征参量 |
| 3.4.1 应力腐蚀开裂实验标准 |
| 3.4.2 硫化氢环境应力腐蚀开裂实验方法 |
| 3.4.3 SSC硫化物应力开裂实验设定的腐蚀介质 |
| 3.4.4 硫化物应力开裂SSC实验不通过的折中处理 |
| 3.5 NACE D法环境敏感开裂测试 |
| 3.5.1 C110套管力学性能测试 |
| 3.5.2 NACE D法钡测试 |
| 3.5.3 基于断裂韧性测试结果的强度计算 |
| 3.5.4 实验测试 |
| 3.6 模拟井底环境四点弯曲应力腐蚀测试 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 环空保护液性能测试 |
| 4.1 环空保护液性能要求 |
| 4.1.1 环空保护液的腐蚀与环境敏感开裂的复杂性 |
| 4.1.2 环空保护液功能与设计的基本要求 |
| 4.1.3 环空保护液类型及与金属材料的相容性 |
| 4.2 环空保护液电化学腐蚀评价 |
| 4.2.1 C110套管电化学腐蚀评价 |
| 4.2.2 异种材质螺纹连接电偶腐蚀测试 |
| 4.3 油套环空加注介质对井筒材质腐蚀的影响评价 |
| 4.3.1 模拟环空加注柴油的腐蚀评价结果 |
| 4.3.2 模拟环空加注氮气(含少量环空保护液)的腐蚀评价结果 |
| 4.3.3 模拟环空加注氮气(含少量地层水)的腐蚀评价结果 |
| 4.4 环空保护液环境敏感断裂测试 |
| 4.4.1 NACEA溶液中C110套管NACEA法评价 |
| 4.4.2 模拟地层水环境中DCB测试 |
| 4.4.3 井口条件下环空保护液中C110套管DCB测试 |
| 4.5 套管环空腐蚀管理 |
| 4.5.1 套管外环空腐蚀问题的复杂性 |
| 4.5.2 严重环空带压或地面冒油气应急处理及风险评估 |
| 4.5.3 套管内腐蚀管理 |
| 4.5.4 水泥封隔井段套管的腐蚀 |
| 4.5.5 非注水泥段套管的腐蚀 |
| 4.5.6 表层套管的腐蚀与安全 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 酸性气井环空带压诊断与管理 |
| 5.1 酸性气井环空带压机理 |
| 5.1.1 井筒“物理效应”引起的环空带压 |
| 5.1.2 油管串或井口泄漏或渗漏引起“A”环空带压 |
| 5.1.3 套管泄漏或渗漏引起的环空带压 |
| 5.2 井筒“物理效应”导致环空带压诊断 |
| 5.3 环空带压B—B Test诊断方法 |
| 5.4 技、表套环空带压诊断与气源、泄漏点诊断分析 |
| 5.4.1 技术套管“B”环空带压的可能路径 |
| 5.4.2 封闭型“B”环空的环空带压管理 |
| 5.4.3 开式“B”环空的环空带压管理 |
| 5.4.4 “B”环空水泥返到井口的环空带压管理 |
| 5.4.5 表层套管“C”环空带压的可能路径及风险 |
| 5.5 生产套管“A”环空带压诊断与处置 |
| 5.5.1 生产套管“A”环空带压诊断与处置原则 |
| 5.5.2 关闭井下安全阀诊断泄漏或渗漏位置 |
| 5.5.3 井筒完整性测井诊断泄漏或渗漏位置 |
| 5.5.4 环空液面监测 |
| 5.5.5 生产套管内“A”环空带压的处置 |
| 5.5.6 生产套管内“A”环空泄漏的处置 |
| 5.6 环空泄漏井的可能泄漏点识别 |
| 5.7 环空液面深度检测研究 |
| 第6章 现场应用(在P1井中的应用) |
| 6.1 P1井概况 |
| 6.2 P1井的井筒完整性评价 |
| 6.2.1 套管柱强度校核 |
| 6.2.2 油管柱强度校核 |
| 6.2.3 腐蚀寿命评估 |
| 6.2.4 油层套管材料选择评价 |
| 6.3 P1井风险识别 |
| 6.3.1 P1井风险分级 |
| 6.3.2 4944m～5738m井段一级风险分析 |
| 6.3.3 4609m～4862m套变井段一级风险分析 |
| 6.3.4 二级风险(0-4500m井段)分析 |
| 6.3.5 油套环空保护液被硫化氢和二氧化碳污染的评价试验 |
| 6.4 P1井长期关井的安全管理 |
| 6.4.1 井口油压、各个环空压力的日常监测 |
| 6.4.2 最大允许环空带压值的确定与判断 |
| 6.5 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 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）长庆油田硫化氢油区集输工艺技术研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 油田硫化氢现状分析 |
| 2.1 长庆油田硫化氢分布 |
| 2.2 硫化氢对油田生产影响 |
| 2.2.1 硫化氢的剧毒性 |
| 2.2.2 硫化氢的腐蚀性 |
| 2.2.3 硫化氢的反应生成物 |
| 2.3 重点区域硫化氢普查 |
| 2.4 含硫区域介质物性 |
| 2.5 油井及集输系统硫化氢成因研究 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 集输工艺研究 |
| 3.1 治理思路 |
| 3.1.1 硫化氢剧毒性治理 |
| 3.1.2 硫化氢腐蚀性治理 |
| 3.1.3 硫化氢反应生成物治理 |
| 3.1.4 脱硫工艺 |
| 3.2 低气量未进流程井组硫化氢处理 |
| 3.2.1 脱硫剂选型 |
| 3.2.2 脱硫剂研究 |
| 3.2.3 油溶性脱硫剂研究 |
| 3.2.4 井组脱硫加药工艺 |
| 3.3 已进流程井站硫化氢处理 |
| 3.3.1 脱硫工选型 |
| 3.3.2 干法脱硫设计 |
| 3.4 油气集输密闭工艺研究 |
| 3.4.1 含硫油田井场工艺 |
| 3.4.2 含硫井组拉油点工艺 |
| 3.4.3 增压点密闭集输工艺 |
| 3.4.4 脱水站(小型联合站)集输工艺 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 硫化氢环境下材料设计 |
| 4.1 材料选择 |
| 4.1.1 硫化氢环境分析 |
| 4.1.2 硫化氢应力开裂 |
| 4.1.3 抗硫管材设计 |
| 4.2 压力容器设计推荐做法 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）石油管工程技术进展及展望（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 石油管工程技术主要进展 |
| 1.1 X70/X80管线钢和钢管应用关键技术 |
| 1.2 油气管道和储气库安全评价与完整性技术 |
| 1.3 第三代大输量天然气输送管应用技术 |
| 1.4 先进钻柱构件设计开发与工程应用关键技术 |
| 1.5 复杂工况油套管柱失效控制与完整性评价技术 |
| 1.6 高温高压气井油套管柱腐蚀完整性技术 |
| 1.7 实体膨胀管应用关键技术 |
| 1.8 油气田与管道用非金属及复合材料管及应用关键技术 |
| 2 石油管工程技术发展展望 |
| 2.1 传承和发展“石油管工程(学)” |
| 2.2 发展石油管失效控制理论 |
| 2.3 发展石油管服役安全理论 |
| 2.4 突破石油管应用基础和工程应用关键技术 |
（10）顺南井区地面工程关键技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外气田研究现状 |
| 1.2.1 松南气田 |
| 1.2.2 普光气田 |
| 1.2.3 塔中Ⅰ号气田 |
| 1.2.4 雅克拉气田 |
| 1.2.5 元坝气田 |
| 1.2.6 大牛地气田 |
| 1.2.7 长庆气田长北合作区 |
| 1.2.8 英买力气田 |
| 1.2.9 克拉2气田 |
| 1.2.10 国外气田 |
| 1.2.11 小结 |
| 1.3 研究目标及主要研究内容 |
| 1.3.1 技术目标 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.4 取得的主要成果 |
| 第2章 顺南井区酸性天然气集输与处理技术研究 |
| 2.1 顺南井区地面现状 |
| 2.1.1 集输设施现状 |
| 2.1.2 可依托设施状况 |
| 2.1.3 塔中Ⅰ号气田塔中1号线区域开发概况 |
| 2.1.4 塔中Ⅰ号气田塔中2号线区域开发概况 |
| 2.1.5 卸气站 |
| 2.1.6 塔中天然气外输系统 |
| 2.2 基础数据 |
| 2.2.1 单井产量 |
| 2.2.2 研究中选取的集气站数量及规模 |
| 2.2.3 天然气基本数据 |
| 2.2.4 天然气外输压力 |
| 2.2.5 顺南井区区域位置图 |
| 2.3 压能综合利用技术研究 |
| 2.3.1 压能脱水工艺技术研究 |
| 2.3.2 压能发电工艺技术研究 |
| 2.3.3 顺南井区超音速压能利用 |
| 2.4 湿气集输技术研究 |
| 2.4.1 输送工艺方案确定 |
| 2.4.2 集输压力等级的确定 |
| 2.4.3 采气半径的确定 |
| 2.4.4 布站方式的确定 |
| 2.4.5 集气站场站址及管网方式的确定 |
| 2.4.6 集输管网参数的确定 |
| 2.4.7 集气站场工程 |
| 2.4.8 湿气集输管路积液预测及安全控制 |
| 2.4.9 方案适用性研究 |
| 2.5 酸性天然气处理技术研究 |
| 2.5.1 天然气脱酸处理技术研究 |
| 2.5.2 天然气脱水处理技术研究 |
| 2.5.3 天然气硫磺回收尾气处理工艺 |
| 2.6 小结 |
| 第3章 酸性湿气水合物预测技术研究 |
| 3.1 各试采井水合物生成条件预测 |
| 3.2 CO_2对水合物生成条件影响的预测 |
| 3.3 H_2S对水合物生成条件影响的预测 |
| 3.4 其他因素对水合物生成条件的影响 |
| 3.4.1 地层水矿化度的影响 |
| 3.4.2 醇类体系对水合物影响规律 |
| 3.4.3 电解质体系对水合物生成影响规律 |
| 3.4.4 过冷度对水合物生成行为的影响 |
| 3.5 顺南气田水合物防治工艺 |
| 3.5.1 加热法分析 |
| 3.5.2 注抑制剂法分析 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 腐蚀防护技术研究 |
| 4.1 腐蚀作用机理 |
| 4.1.1 腐蚀类型 |
| 4.1.2 H_2S腐蚀机理 |
| 4.1.3 CO_2的腐蚀机理 |
| 4.1.4 H_2S和CO_2并存的腐蚀 |
| 4.2 国内外酸性气田腐蚀防护技术 |
| 4.2.1 采用抗硫化物应力开裂(SSC)材料 |
| 4.2.2 工艺控制 |
| 4.2.3 采用缓蚀剂及相应的处理工艺 |
| 4.2.4 定期清管 |
| 4.2.5 增加腐蚀裕量 |
| 4.2.6 建立腐蚀监测系统 |
| 4.3 腐蚀风险分析 |
| 4.4 H_2S/CO_2/CL-体系腐蚀性试验研究 |
| 4.4.1 实验方案 |
| 4.4.2 抗硫化物应力开裂(SSC)实验 |
| 4.4.3 抗HIC氢致开裂实验 |
| 4.4.4 电化学腐蚀失重试验 |
| 4.5 缓蚀剂筛选试验 |
| 4.5.1 技术要求 |
| 4.5.2 实验方案 |
| 4.5.3 实验结果 |
| 4.5.4 实验结论 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 主要参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 1 科研 |
| 2 获奖 |
四、抗硫输气管道选材（论文参考文献）
- [1]我国石油管材国产化回顾与思考[J]. 高建忠. 石油管材与仪器, 2021(02)
- [2]在含H2S井中油/套管的选型与应用调研[J]. 王浩,胡硕,王瑞成,李明杰,陈光辉. 西部探矿工程, 2021(04)
- [3]浅析天然气长输管道工程危险有害因素分析及安全对策措施[J]. 陈腊生,谭连初,王建东,何长春,刘伟峰,汪道,苏斌,田国民. 广东化工, 2019(11)
- [4]CY气田集输系统腐蚀监测及控制技术研究[D]. 詹旭聪. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]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)
- [6]龙王庙气田地面集输系统缓蚀剂防腐研究[D]. 施展. 西南石油大学, 2018(06)
- [7]高含硫气井环空带压管理研究[D]. 邵理云. 西南石油大学, 2018(01)
- [8]长庆油田硫化氢油区集输工艺技术研究[D]. 何毅. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [9]石油管工程技术进展及展望[J]. 冯耀荣,张冠军,李鹤林. 石油管材与仪器, 2017(01)
- [10]顺南井区地面工程关键技术研究[D]. 李俊霞. 西南石油大学, 2016(05)