一、油管腐蚀原因分析及腐蚀评价（论文文献综述）
张江,师忠卿,张丁涌,周宏斌,刘凯,杨世强,刘延鑫[1]（2021）在《偏磨腐蚀油管寿命预测模型研究》文中认为抽油机井中油管的偏磨与腐蚀是影响其使用寿命的重要因素,而目前没有一种有效的方法能够预测偏磨腐蚀油管的使用寿命。鉴于此,同时考虑油管偏磨与腐蚀2个因素,使用MG-200型摩擦磨损试验机与高温高压反应釜分别开展了油管的磨损试验与腐蚀试验,分析了不同的试验条件对磨损速率与腐蚀速率的影响,此外还利用有限元法对偏磨腐蚀油管进行了强度分析,研究了磨损深度与腐蚀深度对油管强度的影响。基于偏磨试验结果、磨损能量理论与偏磨杆管几何关系,建立了偏磨速率计算模型,根据腐蚀试验结果,使用最小二乘法拟合出腐蚀速率计算函数,结合试验与强度分析建立了偏磨腐蚀油管寿命预测模型。预测模型在5口现场实例井的油管寿命计算中,最大计算误差为13.5%。研究结果可为抽油机井检泵周期的设定提供参考。
徐振东,李文涛,杨中娜,杨阳,冯电稳[2]（2021）在《某油田注水井油管腐蚀分析及预防》文中研究说明针对油田注水开发过程中井下油管普遍存在的腐蚀现象以及所带来的问题,对近年来渤海某油田24口注水井油管腐蚀失效案例进行了统计和分析,并对腐蚀机理进行了研究。统计和分析结果显示,该油田注水井油管腐蚀失效位置主要分布于管柱底部区域1#配水器下方和分层注水区封隔器之上（管柱底部）的死水区,且垢下腐蚀与细菌腐蚀是主要的腐蚀失效类型。最后,在油管腐蚀机理研究的基础上,分别从耐蚀管选材、油套环空套洗、药剂加注等方面提出了预防油管腐蚀失效的措施。
刘虎,何雄坤,赵松柏,聂领,杨志博[3]（2021）在《超深储层改造液对完井管柱的腐蚀与缓蚀》文中研究说明井筒完整性对超深井安全高效生产意义重大,为揭示改造液对完井管柱的腐蚀规律,选取超深井改造常用的5种改造液与超级JFE 13Cr材质油管试片,通过金属挂片失重法和应力腐蚀实验,评价了超深层改造液对13Cr材料的腐蚀和新型高密度盐水加重压裂液缓蚀剂的缓蚀性能。结果表明,5种改造液对13Cr材质油管试片均存在一定程度的表面腐蚀,在140℃下的腐蚀速率为4.8～10.6 g/（m2·h）。当加载90%应力屈服强度时,试片在5种改造液中均出现不同程度的应力开裂裂纹,其中在硝酸钠加重压裂液中的应力腐蚀较为显着。在硝酸钠和氯化钙加重压裂液中加入由炔胺类化合物及一些金属化合物组成的高浓度缓蚀剂后,应力腐蚀显着缓解。该项研究对认识改造液的应力腐蚀、安全高效改造超深井油田具有借鉴意义。图7表2参23
张江江,曾德智,彭政德,陈朝,曾凤[4]（2020）在《西部某凝析气井P110钢级油管腐蚀断裂的失效分析》文中指出西部油田某凝析气井在修井作业时,发现油管内壁存在局部腐蚀结垢现象,部分油管发生断裂。为得出油管腐蚀失效的原因,以提出针对性措施,对失效油管进行了理化性能及力学性能测试,利用扫描电子显微镜（SEM）与能谱仪（EDS）对油管断口形貌和腐蚀产物进行了分析。结果表明:失效油管的化学成分、硬度及金相组织均符合标准要求;油管内壁发生结垢形成了垢下闭塞环境,导致垢下酸性介质聚集、pH值降低,地层水中Cl-含量较高导致了垢下Cl-腐蚀,同时垢下Cl-不断的自催化作用加剧了点蚀的发展,油管点蚀处形成应力集中,在上提管柱时发生准解理断裂。建议在井下添加缓蚀阻垢剂进行防护,减少结垢及腐蚀的发生。
陈钦伟,刘磊,吴夏,石卫国,石张泽,闫言[5]（2020）在《渤海某注弱凝胶油田生产井油管腐蚀失效研究》文中研究表明某油井油管发生腐蚀失效并断裂。通过宏观形貌分析、化学成分分析、金相试验、腐蚀产物分析、力学性能测试、冲击试验、腐蚀模拟试验,根据现场实际工况,全面分析了油管腐蚀失效的原因。结果表明:油管主要腐蚀原因为CO2腐蚀,其次油田用弱凝胶渗入油层,吸附杂质在油管内壁沉淀附着,对油管造成了层状剥落腐蚀使其在外力作用下发生落鱼。最后给出了避免或减缓此类腐蚀问题再次发生的几点建议。
王吉喆[6]（2020）在《苏里格苏东区块气井管柱腐蚀机理及防护措施研究》文中指出苏里格气田苏东区块为低含CO2储层,加之地层水的矿化度高,导致该区块腐蚀环境复杂,管柱存在CO2和Cl-电化学腐蚀的风险,部分气井腐蚀严重,甚至出现腐蚀穿孔现象,给气田生产带来安全隐患,需采取相应的防腐措施。因此,本文首先调研和分析了苏里格气田苏东区块的天然气组分和地层水水质成分,讨论了该区块管柱的主要腐蚀因素。然后采用高温高压腐蚀评价实验方法开展了不同工况条件下管柱腐蚀速率和腐蚀机理研究,并利用SEM、EDS等手段对腐蚀形貌和化学成分进行了详细分析,明确了Cl-浓度和矿化度对N80管柱钢的影响规律。随后采用电化学测试和浸泡实验等方法,分别针对N80、J55、P110等3种管柱钢开展了5种气田常用缓蚀剂的理化性能测试和缓蚀性能评价,明确了各缓蚀剂的作用机理及缓蚀效果。最后,针对室内优选出来的2种缓蚀剂进行现场7口典型气井的井下挂片腐蚀试验,明确了2种缓蚀剂的最优加注工艺,最终形成了一套适用于苏里格气田苏东区块的低成本长效的防腐措施。研究结果表明,Cl-浓度是影响管柱腐蚀速率的主要因素。当Cl-浓度较低时,试样表面的产物膜致密且均匀,对碳钢基体能起到较好的保护作用;当Cl-浓度增加到50636.13mg/L以上时,Cl-会破坏碳钢表面的钝态腐蚀产物膜,造成产物膜的局部脱落,发生严重的局部腐蚀现象。5种缓蚀剂均具有较好的水溶性和分散性,理化性能优越。N80、P110和J55等3种管柱钢的腐蚀过程均是以阴极过程为主,5种缓蚀剂均为阳极型缓蚀剂,其中缓蚀剂A和B的缓蚀效果较好。在模拟实际井况条件下,添加缓蚀剂A和B后,腐蚀速率显着降低,当加注浓度为1000 mg/L时,缓蚀率可达到89%以上。现场井下挂片实验表明,加注缓蚀剂的气井较未加缓蚀剂气井的腐蚀速率显着下降,且存在腐蚀速率随井深的增加而增大。缓蚀剂A和B均能满足该区块的防腐要求,鉴于该区块气井产水量、产气量和水气比等差异较大,现场加注方案应在室内最优加注工艺基础上根据实际工况条件进行适当微调。
曹亚琼[7]（2020）在《石墨烯改性环氧树脂油管涂层的组织性能研究》文中认为本文在环氧树脂涂层中加入了不同含量的还原氧化石墨烯（RGO）,成功的制备出了RGO改性环氧树脂涂层,并对该涂层的耐热抗渗性能及在高温高盐环境中的耐腐蚀性能进行了测试与机理研究。最终优选出合适的RGO添加量制备工业级油管用石墨烯改性环氧树脂涂层,并对其进行工业化试验,这将为石墨烯改性环氧树脂涂层的工业化应用提供数据依据及技术支撑。采用傅立叶变换红外光谱仪（FTIR）,X射线光电子能谱仪（XPS）,透射电子显微镜（TEM）,场发射扫描电子显微镜（FESEM）,涂层测厚仪,以及划痕法对RGO的化学键,官能团,形貌及改性涂层的形貌,基本物化性能进行测试。采用电化学工作站,扫描电子显微镜（SEM）,水蒸气透过测试系统,界面参数一体测量系统,热失重分析仪和腐蚀试验磁力驱动高压釜对不同含量RGO改性环氧树脂涂层的耐热抗渗性能和在高温高盐环境中的耐腐蚀性能进行了测试,并对其耐热抗渗及耐腐蚀机理进行了讨论。测试结果表明RGO的添加可有效提高涂层的附着力,耐热性,抗渗性及在高温高盐环境中的耐腐蚀性,但随着RGO含量的增加,RGO发生团聚,导致改性环氧树脂涂层的耐热,抗渗及耐腐蚀性能下降。RGO的最优添加量为1.0 wt%。最后,本文对优选出的工业级油管用石墨烯改性环氧树脂涂层进行了工业化试验,明确涂层主要施工工艺参数。
汪章超[8]（2020）在《腐蚀评价方法对腐蚀规律的影响研究》文中研究表明随着油田注水开发时间的延长,油井产出液含水量越来越高,陕北地区的油井同样如此。通常注入水与产出水均具有一定的矿化度,这也导致生产井油管与套管的腐蚀日益加剧,油管腐蚀穿孔与腐蚀断脱,腐蚀变形加剧,干扰着油田生产的正常进行,严重制约着油井的开发利用与经济效益的提高。本文先通过正交试验,确定了腐蚀产生的影响因素显着性顺序,同时得到腐蚀实验中影响因素的最优组合和最劣组合。进一步采用釜式模拟实验法和循环式模拟实验法进行单因素变化的腐蚀模拟实验。釜式评价实验和循环式评价实验的结果对比证明,首先各种腐蚀条件下循环式评价实验相对釜式评价实验得出的平均腐蚀速率结果要高;其次两种评价方法中同种缓蚀剂相同用量情况下循环式评价的缓蚀效果低;综合分析证实,管式循环评价方法中流体介质的流动状态和条件更接近现场,能更准确地模拟现场腐蚀状况,具有更好的借鉴指导价值。
赵培琪[9]（2020）在《稠油热采井管柱腐蚀特性研究》文中认为稠油粘度较高但对温度非常敏感,因此热力采油是稠油开采的主要方式,而周期性蒸汽吞吐技术是稠油开采的主要方法之一。热采周期内管柱温度以及内部介质环境随着吞吐周期的推进而不断发生变化,管柱极易发生腐蚀破坏,因此需要对蒸汽吞吐采油井管柱的腐蚀特性进行研究。本文将蒸汽吞吐过程分阶段进行讨论,通过计算各阶段井筒内热流体温度分布以及井筒内热量的传递得到井筒温度分布变化规律。根据不同阶段管柱的温度分布以及管柱服役介质环境利用高温高压反应釜开展模拟腐蚀实验,得到不同阶段管柱的腐蚀特性,联立各阶段实验结果得到蒸汽吞吐工艺下整个周期的热采井管柱在不同工况下的腐蚀特性,并对腐蚀剩余强度进行了分析,对剩余寿命进行了预测。注汽阶段主要讨论不同氧气或者二氧化碳分压环境下温度对管柱腐蚀的影响,采油阶段主要讨论含氧气或含二氧化碳环境下采出水含盐浓度以及温度对管柱腐蚀的影响。改变相关影响因子,对K55钢和L80钢进行腐蚀实验,实验结果表明:不同气体环境下腐蚀速率的大小以及随温度变化趋势不同;不同气体环境下试样表面腐蚀产物膜的致密性是影响腐蚀速率的重要因素,产物膜致密性越好,腐蚀速率越低。介质含盐量对管柱的腐蚀规律存在一个临界值,低于临界值,腐蚀速率与温度成负相关,高于此值则为正相关,这个临界浓度在0.5wt%和1wt%之间。联立各阶段实验结果便可得到蒸汽吞吐一个周期后管柱的腐蚀深度,从而通过计算得到一个周期后管柱的腐蚀剩余强度,利用计算结果可对管柱的剩余寿命进行预测。结果表明在相同工况下L80钢的剩余强度比K55更高,可服役剩余周期数更多,寿命更长。研究热采井管柱腐蚀特性对预防和消除热采过程中的安全隐患具有很重要的现实意义。
郭凯伦[10]（2020）在《煤层气井管杆偏磨影响因素分析与内衬管应用研究》文中研究表明由于煤层气井排采出的煤层水缺少润滑性且具有腐蚀性,导致管杆偏磨尤其严重。目前煤层气井多采用加装内衬管的方式进行管杆偏磨治理,但由于现场设备老化,加装内衬速度过慢无法满足煤层气井需求。为此本文对煤层气井管杆偏磨影响因素进行分析,并对超高分子量聚乙烯（UHMW-PE）内衬管进行理论研究及加装内衬设备进行优化,对优化后生产的UHMW-PE内衬管进行现场应用研究。从而达到提高现场生产效率,有效缓解煤层气井中管杆偏磨的问题。具体研究内容如下:针对煤层气井中管杆偏磨问题,分别对自然井斜、失稳弯曲、管杆振动和煤层气产出液等偏磨影响因素进行理论分析,并从井眼轨迹和中和点两方面对发生偏磨位置的分布规律进行总结。在此基础上,对煤层气井管杆进行受力分析,建立油管和抽油杆的力学模型。从UHMW-PE内衬油管的技术原理出发,通过磨损试验和耐药性试验对UHMW-PE内衬管性能进行研究。结合煤层气井现场效率低下及生产设备老化严重的问题,对试压机和翻边机等设备进行结构优化。通过Fluent与Mechanical对普通油管和优化后生产的内衬油管进行可靠性验证,并对内衬管现场应用情况进行了分析。本文研究结果表明:影响煤层气井管杆偏磨的因素复杂多样,且腐蚀会在一定程度上加剧偏磨,UHMW-PE内衬油管具有超高的耐磨性能和良好的耐药性能可有效缓解管杆偏磨,优化后的设备在保证安全生产的前提下,能大幅提高加衬效率。研究结果对煤层气井中使用内衬油管的配套工艺和提高现场作业的高效性具有一定的指导意义。
二、油管腐蚀原因分析及腐蚀评价（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、油管腐蚀原因分析及腐蚀评价（论文提纲范文）
（1）偏磨腐蚀油管寿命预测模型研究（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 磨损及腐蚀试验 |
| 1.1 磨损试验 |
| 1.2 腐蚀试验 |
| 2 偏磨腐蚀油管强度分析 |
| 2.1 有限元模型建立 |
| 2.1.1 偏磨油管有限元模型 |
| 2.1.2 模型假设 |
| 2.2 材料参数 |
| 2.3 强度准则及边界条件 |
| 2.4 计算结果分析 |
| 2.4.1 偏磨油管抗内压强度和抗拉强度分析 |
| 2.4.2 偏磨腐蚀油管抗内压强度和抗拉强度分析 |
| 3 偏磨腐蚀油管寿命预测模型 |
| 3.1 偏磨速率计算 |
| 3.2 腐蚀速率计算 |
| 3.3 偏磨腐蚀寿命计算 |
| 4 实例计算 |
| 5 结 论 |
（2）某油田注水井油管腐蚀分析及预防（论文提纲范文）
| 0前言 |
| 1 失效案例统计分析 |
| 2 腐蚀机理分析 |
| 2.1 CO2腐蚀 |
| 2.2 垢下腐蚀 |
| 2.3 微生物腐蚀 |
| 2.4 小结 |
| 3 防腐措施 |
| 4 结论及建议 |
（3）超深储层改造液对完井管柱的腐蚀与缓蚀（论文提纲范文）
| 1 实验部分 |
| 1.1 材料与仪器 |
| 1.2 实验方法 |
| 2 结果与讨论 |
| 2.1 腐蚀失重评价结果 |
| 2.2 应力腐蚀评价结果 |
| 2.3 加重压裂液缓蚀剂对应力腐蚀的影响 |
| 3 结论 |
（4）西部某凝析气井P110钢级油管腐蚀断裂的失效分析（论文提纲范文）
| 0 前 言 |
| 1 检测与分析 |
| 1.1 化学成分 |
| 1.2 金相组织 |
| 1.3 硬度 |
| 1.4 冲击性能 |
| 1.5 拉伸性能 |
| 1.6 腐蚀程度 |
| 1.7 腐蚀原因 |
| 1.7.1 微观腐蚀产物 |
| 1.7.2 断口腐蚀形貌 |
| 2 分析及讨论 |
| 3 结论与建议 |
（5）渤海某注弱凝胶油田生产井油管腐蚀失效研究（论文提纲范文）
| 0引言 |
| 1 理化检验 |
| 1.1 失效位置分析 |
| 1.2 宏观形貌分析 |
| 1.2.1 J55油管腐蚀宏观形貌分析 |
| 1.2.2 N80油管腐蚀宏观形貌分析 |
| 1.3 化学成分分析 |
| 1.4金相试验 |
| 1.5 腐蚀产物分析 |
| 1.5.1 腐蚀产物取样 |
| 1.5.2 XRD+EDS分析 |
| 1.6 力学性能测试 |
| 1.7 冲击试验 |
| 1.8腐蚀模拟试验 |
| 1.8.1电化学试验 |
| 1.8.2 高温高压反应釜模拟实验 |
| 2 失效原因分析 |
| 2.1 J55油管腐蚀断裂原因 |
| 2.2 N80油管腐蚀原因 |
| 3 结论与建议 |
（6）苏里格苏东区块气井管柱腐蚀机理及防护措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的背景及意义 |
| 1.2 苏东区块气井管柱腐蚀现状 |
| 1.3 国内气田常用腐蚀防护措施 |
| 1.3.1 加注缓蚀剂 |
| 1.3.2 涂覆防腐涂层 |
| 1.3.3 采用耐蚀合金 |
| 1.4 本论文的研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第二章 实验方法 |
| 2.1 实验材料与试样 |
| 2.2 室内实验方法 |
| 2.2.1 失重法 |
| 2.2.2 电化学测试法 |
| 2.2.3 扫描电镜及能谱分析法 |
| 2.3 现场缓蚀剂评价方法 |
| 2.3.1 缓蚀剂的加注方法 |
| 2.3.2 井下腐蚀挂片试验方法 |
| 第三章 气井腐蚀因素分析及管柱腐蚀机理研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 天然气组分分析 |
| 3.3 地层水水质分析 |
| 3.4 气井管柱的腐蚀规律及机理研究 |
| 3.4.1 Cl~-浓度和矿化度影响规律评价实验溶液 |
| 3.4.2 失重结果分析 |
| 3.4.3 表面微观形貌表征 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 缓蚀剂室内评价与缓蚀机理研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 缓蚀剂理化性能测试 |
| 4.2.1 pH值 |
| 4.2.2 溶解性 |
| 4.2.3 抗乳化性 |
| 4.3 缓蚀性能评价及缓蚀机理研究 |
| 4.3.1 电化学性能及机理研究 |
| 4.3.2 失重法测腐蚀速率及缓蚀率 |
| 4.3.3 腐蚀产物及形貌分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 缓蚀剂现场评价试验 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 井下挂片腐蚀速率结果与分析 |
| 5.3 缓蚀剂现场实验效果评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的论文 |
（7）石墨烯改性环氧树脂油管涂层的组织性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 石墨烯的结构与性能概述 |
| 1.2.1 石墨烯结构概述 |
| 1.2.2 石墨烯性能概述 |
| 1.3 环氧树脂的结构与性能概述 |
| 1.3.1 环氧树脂结构概述 |
| 1.3.2 环氧树脂性能概述 |
| 1.4 石墨烯改性环氧树脂涂层研究现状 |
| 1.4.1 热学性能 |
| 1.4.2 耐磨增韧性能 |
| 1.4.3 防腐性能 |
| 1.4.4 电学性能 |
| 1.5 本文的选题意义及研究内容 |
| 1.5.1 选题意义 |
| 1.5.2 研究内容 |
| 第二章 石墨烯改性环氧树脂涂层的制备及组织结构表征 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验原料及仪器 |
| 2.3 实验内容 |
| 2.3.1 涂层的制备 |
| 2.3.2 FTIR测试 |
| 2.3.3 TEM测试 |
| 2.3.4 XPS测试 |
| 2.3.5 FESEM测试 |
| 2.3.6 涂层基本物化性能测试 |
| 2.4 结果与讨论 |
| 2.4.1 FTIR分析 |
| 2.4.2 TEM分析 |
| 2.4.3 XPS分析 |
| 2.4.4 FESEM分析 |
| 2.4.5 涂层基本物化性能分析 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 石墨烯改性环氧树脂涂层耐热抗渗性能及机理研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验原料及仪器 |
| 3.3 实验内容 |
| 3.3.1 热失重测试 |
| 3.3.2 水接触角测试 |
| 3.3.3 水蒸气透过率测试 |
| 3.3.4 高温高压釜测试 |
| 3.4 结果与分析 |
| 3.4.1 热失重分析 |
| 3.4.2 水接触角分析 |
| 3.4.3 水蒸气透过率分析 |
| 3.4.4 高温高压釜测试分析 |
| 3.5 涂层的耐热及抗渗机理分析 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 石墨烯改性环氧树脂涂层在高温高盐环境中的耐腐蚀性能及机理研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验原料及仪器 |
| 4.3 实验内容 |
| 4.3.1 EIS和 Tafel测试 |
| 4.3.2 SEM测试 |
| 4.4 结果与讨论 |
| 4.4.1 EIS和 Tafel分析 |
| 4.4.2 SEM分析 |
| 4.5 涂层在高温高盐环境中的耐腐蚀机理分析 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 石墨烯改性环氧树脂涂层的工业化应用 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验原料及仪器 |
| 5.3 实验内容 |
| 5.3.1 涂层制备 |
| 5.3.2 涂层基本物化性能测试 |
| 5.3.3工业化实验 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 学术成果 |
| 参与项目 |
（8）腐蚀评价方法对腐蚀规律的影响研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的与意义 |
| 1.2 国内外油气田腐蚀现状与腐蚀控制 |
| 1.2.1 油气田腐蚀的危害 |
| 1.2.2 腐蚀类型及机理 |
| 1.2.3 腐蚀评价方法 |
| 1.2.4 腐蚀控制 |
| 1.3 论文的研究内容 |
| 1.4 论文研究目标和研究技术路线 |
| 1.4.1 研究目标 |
| 1.4.2 研究技术路线 |
| 第二章 仪器材料及评价方法 |
| 2.1 实验设备、仪器及药品 |
| 2.1.1 实验设备、仪器 |
| 2.1.2 实验药品 |
| 2.2 实验介质及材料 |
| 2.2.1 模拟水性质 |
| 2.2.2 实验材料 |
| 2.3 实验步骤 |
| 2.4 腐蚀速率的计算 |
| 第三章 腐蚀因素正交试验研究 |
| 3.1 正交试验确定腐蚀因素的影响 |
| 3.2 试验参数设定 |
| 3.3 直观分析 |
| 3.4 方差分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 腐蚀机理与评价方法的实验研究 |
| 4.1 总压力对腐蚀的影响 |
| 4.1.1 总压力对腐蚀速率的影响 |
| 4.2 二氧化碳分压对腐蚀的影响 |
| 4.2.1 二氧化碳分压对腐蚀速率的影响 |
| 4.3 温度对腐蚀的影响 |
| 4.3.1 温度对腐蚀速率的影响 |
| 4.4 氯离子对腐蚀的影响 |
| 4.4.1 氯离子对腐蚀速率的影响 |
| 4.5 流速对腐蚀速率的影响 |
| 4.5.1 流速对腐蚀速率的影响 |
| 4.6 硫化氢对腐蚀的影响 |
| 4.6.1 硫化氢的制备 |
| 4.6.2 硫化氢对腐蚀速率的影响 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 评价方法对缓蚀效果的影响研究 |
| 5.1 油田缓蚀方法 |
| 5.1.1 缓蚀剂防护 |
| 5.1.2 涂镀层防护 |
| 5.1.3 衬里防护 |
| 5.1.4 耐蚀材料防护 |
| 5.1.5 腐蚀防护技术对比 |
| 5.2 缓蚀剂对腐蚀速率的影响 |
| 5.2.1 缓蚀效率的计算 |
| 5.2.2 缓蚀剂浓度对缓蚀效率的影响 |
| 第六章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（9）稠油热采井管柱腐蚀特性研究（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 稠油开采方法 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 油井管柱腐蚀国内外研究现状 |
| 1.3.2 热采井井筒温度场国内外研究现状 |
| 1.4 论文的研究内容 |
| 第二章 热采井筒温度场模型建立与实例计算 |
| 2.1 温度场模型建立的假设和主要步骤 |
| 2.1.1 热采井井筒结构 |
| 2.1.2 假设条件 |
| 2.1.3 主要步骤 |
| 2.2 注汽阶段井筒传热研究 |
| 2.2.1 注汽阶段井筒内流体压力计算 |
| 2.2.2 注汽阶段井筒内流体传热计算 |
| 2.3 焖采阶段井筒传热研究 |
| 2.3.1 焖井阶段井筒内流体传热计算 |
| 2.3.2 采油阶段井筒内流体传热计算 |
| 2.4 热采井井筒传热模型 |
| 2.4.1 地层温度分布 |
| 2.4.2 井筒各环节传热热阻的计算 |
| 2.4.3 井筒传热量的计算 |
| 2.5 实例计算 |
| 2.5.1 基本参数 |
| 2.5.2 井筒温度分布 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 热采井注汽阶段模拟腐蚀实验 |
| 3.1 注汽阶段模拟腐蚀实验方案 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验装置 |
| 3.1.3 实验步骤 |
| 3.2 注汽阶段含O_2 腐蚀实验 |
| 3.2.1 平均腐蚀速率 |
| 3.2.2 腐蚀产物形貌 |
| 3.2.3 腐蚀产物成分分析 |
| 3.3 注汽阶段含CO_2 腐蚀实验 |
| 3.3.1 平均腐蚀速率 |
| 3.3.2 腐蚀产物形貌 |
| 3.3.3 腐蚀产物成分分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 热采井采油阶段模拟腐蚀实验 |
| 4.1 采油阶段模拟腐蚀实验方案 |
| 4.2 采油阶段含O_2 腐蚀实验 |
| 4.2.1 平均腐蚀速率 |
| 4.2.2 腐蚀产物形貌 |
| 4.2.3 腐蚀产物成分分析 |
| 4.3 采油阶段含CO_2 腐蚀实验 |
| 4.3.1 平均腐蚀速率 |
| 4.3.2 腐蚀产物形貌 |
| 4.3.3 腐蚀产物成分分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 稠油热采井管柱腐蚀结果数值分析 |
| 5.1 热采井管柱温度数值分析 |
| 5.2 注汽阶段管柱腐蚀深度预测 |
| 5.2.1 氧浓度对腐蚀深度的影响 |
| 5.2.2 二氧化碳浓度腐蚀深度的影响 |
| 5.3 焖采阶段管柱腐蚀深度预测 |
| 5.3.1 含氧环境下采出介质对腐蚀深度的影响 |
| 5.3.2 含二氧化碳环境下采出介质对腐蚀深度的影响 |
| 5.4 热采井管柱腐蚀剩余强度分析 |
| 5.4.1 含氧环境下管柱腐蚀剩余强度 |
| 5.4.2 含二氧化碳环境下管柱腐蚀剩余强度 |
| 5.5 热采井管柱剩余寿命预测 |
| 5.5.1 含氧环境下管柱剩余寿命预测 |
| 5.5.2 含二氧化碳环境下管柱剩余寿命预测 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（10）煤层气井管杆偏磨影响因素分析与内衬管应用研究（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 管杆偏磨影响因素分析 |
| 1.2.1 偏磨影响因素定性分析 |
| 1.2.2 偏磨影响因素定量分析 |
| 1.3 内衬管应用现状 |
| 1.3.1 金属内衬管应用 |
| 1.3.2 非金属内衬管应用 |
| 1.4 超高分子量聚乙烯(UHMW-PE)内衬管应用现状 |
| 1.5 研究的主要内容及技术路线 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第二章 煤层气井管杆偏磨影响因素分析 |
| 2.1 煤层气井管杆偏磨特征 |
| 2.2 煤层气井液质特征 |
| 2.3 煤层气井管杆偏磨原因分析 |
| 2.3.1 自然井斜 |
| 2.3.2 失稳弯曲 |
| 2.3.3 管杆振动 |
| 2.3.4 煤没度 |
| 2.3.5 煤层气井液腐蚀 |
| 2.3.6 煤粉溢出 |
| 2.4 管杆偏磨位置分布规律 |
| 2.4.1 沿井眼轨迹 |
| 2.4.2 中和点以下 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 煤层气井管杆受力分析 |
| 3.1 直井段抽油杆受力分析 |
| 3.1.1 直井段上冲程抽油杆受力分析 |
| 3.1.2 直井段下冲程抽油杆受力分析 |
| 3.1.3 直井段抽油杆弯曲变形作用力 |
| 3.2 斜井段抽油杆受力分析 |
| 3.3 油管受力分析 |
| 3.3.1 上冲程时油管受力分析 |
| 3.3.2 下冲程时油管受力分析 |
| 3.3.3 油管交变载荷 |
| 3.3.4 油管弯曲变形作用力 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 UHMW-PE内衬管应用研究及有限元分析 |
| 4.1 UHMW-PE内衬管技术原理及指标 |
| 4.1.1 技术原理 |
| 4.1.2 技术指标 |
| 4.2 UHMW-PE内衬油管室内试验与评价 |
| 4.2.1 纵向回缩率试验 |
| 4.2.2 砂浆磨损率试验 |
| 4.2.3 拉伸性能试验 |
| 4.2.4 维卡软化温度试验 |
| 4.3 UHMW-PE内衬管性能及特性试验 |
| 4.3.1 耐磨性及磨损试验 |
| 4.3.2 耐腐蚀性及耐药性试验 |
| 4.3.3 其他优良性能 |
| 4.4 UHMW-PE内衬管生产工艺流程 |
| 4.5 UHMW-PE内衬油管加工工艺 |
| 4.5.1 现存问题 |
| 4.5.2 加工工艺过程及设备优化 |
| 4.6 UHMW-PE内衬管固液耦合有限元分析 |
| 4.6.1 模型建立 |
| 4.6.2 管杆偏磨瞬态动力学分析 |
| 4.6.3 管杆偏磨流体分析 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 UHMW-PE内衬管现场应用及效果效益评价 |
| 5.1 延缓检泵周期 |
| 5.2 减少耗电量 |
| 5.3 应用经济效益分析 |
| 5.4 使用效果报告 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 总结与展望 |
| 6.1 总结 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
四、油管腐蚀原因分析及腐蚀评价（论文参考文献）
- [1]偏磨腐蚀油管寿命预测模型研究[J]. 张江,师忠卿,张丁涌,周宏斌,刘凯,杨世强,刘延鑫. 石油机械, 2021(11)
- [2]某油田注水井油管腐蚀分析及预防[J]. 徐振东,李文涛,杨中娜,杨阳,冯电稳. 焊管, 2021(10)
- [3]超深储层改造液对完井管柱的腐蚀与缓蚀[J]. 刘虎,何雄坤,赵松柏,聂领,杨志博. 油田化学, 2021(01)
- [4]西部某凝析气井P110钢级油管腐蚀断裂的失效分析[J]. 张江江,曾德智,彭政德,陈朝,曾凤. 材料保护, 2020(12)
- [5]渤海某注弱凝胶油田生产井油管腐蚀失效研究[J]. 陈钦伟,刘磊,吴夏,石卫国,石张泽,闫言. 涂层与防护, 2020(06)
- [6]苏里格苏东区块气井管柱腐蚀机理及防护措施研究[D]. 王吉喆. 西安石油大学, 2020(10)
- [7]石墨烯改性环氧树脂油管涂层的组织性能研究[D]. 曹亚琼. 西安石油大学, 2020(09)
- [8]腐蚀评价方法对腐蚀规律的影响研究[D]. 汪章超. 西安石油大学, 2020(10)
- [9]稠油热采井管柱腐蚀特性研究[D]. 赵培琪. 西安石油大学, 2020(12)
- [10]煤层气井管杆偏磨影响因素分析与内衬管应用研究[D]. 郭凯伦. 西安石油大学, 2020(12)