导读:本文包含了集输管线钢论文开题报告文献综述及选题提纲参考文献，主要关键词:集输管线钢,CO_2,腐蚀行为,影响因素
集输管线钢论文文献综述
白羽,李自力,程远鹏[1]（2017）在《集输管线钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为》一文中研究指出设计正交试验,采用失重法在高温高压反应釜中研究X65钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为。结果表明:原油含水率为集输管线钢CO_2腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显着;X65钢腐蚀产物膜晶粒呈胞状颗粒堆积,堆积不紧密且存在空隙,与基体结合松散,对基体保护作用弱,试样表面呈现均匀腐蚀形态,局部存在点蚀坑,X65钢抗CO_2腐蚀性能较差;原油低含水率与高含水率时X65钢表面腐蚀膜的组成基本相同,都主要是FeCO_3和Fe。(本文来源于《腐蚀与防护》期刊2017年03期）
程远鹏[2]（2016）在《含原油介质中集输管线钢CO_2腐蚀特性研究》一文中研究指出目前,室内研究油气管材CO_2腐蚀问题,通常只考虑纯水相体系来模拟现场的腐蚀环境,很少考虑原油对腐蚀过程的影响。而实际生产和运输的流体往往是油、气、水等多相混合介质,原油是影响腐蚀行为的重要因素之一,相关学者对原油影响CO_2腐蚀过程的研究还相对较少,对于集输管线腐蚀环境含油与腐蚀行为之间的关系,需要进一步细致深入的研究。本文主要针对油田集输常用的管线钢X65,利用高温高压反应釜及自行设计的电化学测试装置开展集输管道CO_2/油/水环境的腐蚀模拟实验,研究了含原油介质中X65钢的腐蚀影响因素、不同因素下产物膜特性及腐蚀机理,探讨了电极反应过程对X65钢腐蚀行为的影响机理,主要研究工作和结果如下:1.通过高温高压腐蚀模拟实验,结合SEM、XRD微观分析和Zeiss Axio叁维形貌观察等手段,研究了CO_2/油/水环境中X65钢CO_2腐蚀的影响因素,结果表明原油含水率是X65钢CO_2腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显着。原油具有一定的缓蚀作用,宏观角度上,原油可以显着地改变腐蚀形态,能够削弱腐蚀介质对腐蚀产物膜的溶解,可显着降低CO_2腐蚀速率;微观角度上,原油可以改变X65钢腐蚀产物晶粒的尺寸、堆积形态、从而影响腐蚀速率。2.随着腐蚀介质中原油含水率的逐渐升高,X65钢腐蚀速率和腐蚀类型发生改变,本质上是腐蚀机理发生了改变。将X65钢腐蚀速率随含水率变化的曲线图划分为4个不同的区间,分别代表4种不同的腐蚀机制,建立了CO_2/油/水体系腐蚀机理模型:(1)油包水体系中均匀腐蚀模型(含水率0~30%);(2)油包水和水包油共存体系中点蚀模型(含水率30~70%);(3)水包油体系中台地腐蚀模型(含水率70~100%);(4)CO_2/水体系中均匀腐蚀模型。利用该模型能够初步判断不同含水率时CO_2腐蚀类型及产物膜特征。3.利用SEM、XRD、EDS等微观分析手段研究了不同因素下X65钢腐蚀产物膜特性,解释了有油存在时的产物膜结构特征和形成过程与腐蚀行为之间的关系。X65钢腐蚀速率随原油含水率的增加而增大,含水率较低时,腐蚀产物相对比较致密,对基体具有一定保护作用。随含水率增加,原油对金属表面屏障作用减弱,形成的产物膜增厚变得疏松,与基体结合力差,腐蚀速率大幅上升。X65钢腐蚀速率随温度、流速和CO_2分压升高均呈现先增大后减小的趋势,在临界值(临界温度、临界流速、临界CO_2分压)时出现极大值,低于临界值,基体表面上生成的腐蚀产物疏松不稳定,与基体表面结合力较弱,高于临界值后形成的产物膜致密、附着力较强,具有一定保护作用。4.通过高温高压反应釜模拟集输管道CO_2/油/水腐蚀环境,预先在试样表面生成一定厚度的腐蚀产物膜,利用动电位极化技术和交流阻抗技术在自行设计的电化学实验装置中研究了不同影响因素下X65钢腐蚀产物膜电化学特性,揭示了有油存在时产物膜对X65钢CO_2腐蚀行为的影响机理。腐蚀介质中的原油参与了产物膜的生长形成过程,并且在温度、流速及高CO_2分压等的共同作用下使形成的产物膜保护性增强。5.利用动电位极化技术和交流阻抗技术在自行设计的电化学实验装置中研究了O/W型原油乳液CO_2/油/水体系电极反应过程对X65钢腐蚀行为的影响机理,分别建立了CO_2腐蚀过程阴极和阳极交流阻抗模型,利用该模型得到了试样表面状态及电极反应与阻抗谱特征之间的联系。乳状液中阳极溶解反应受到油膜吸附和腐蚀产物膜沉积的共同控制,阴极还原反应受到H_2CO_3、HCO_3~-的活化控制,含油量增加对阴极过程的影响大于阳极过程,含油量增加时乳状液粘度增大流动性变差加上溶液电阻增大,减缓H_2CO_3、HCO_3~-等离子的传质速度,对阴极反应起到抑制作用,油膜在阴、阳极表面的吸附机会增大,有利于保护性膜层的形成。试样表面腐蚀产物膜成膜情况与电极反应过程相关,可以利用交流阻抗谱低频区容抗弧和感抗弧的变化情况来推断电极反应过程及试样表面成膜情况。(本文来源于《中国石油大学(华东)》期刊2016-05-01）
唐晓,李强,李焰[3]（2014）在《集输管线钢油/水/砂多相流冲刷局部腐蚀研究》一文中研究指出油田集输管线面临严重的冲刷腐蚀问题,这是由于其输送油田采出液中往往包含油、气、水及砂粒等介质,属典型的多相流冲刷腐蚀[1-2]。由于输送的流体中常包含油、水及砂等介质,油田集输管线钢在多相流冲刷条件下能产生表面电化学活性位置,进而诱发点蚀等局部腐蚀发生,这对于管线的安全造成极大的威胁,需要进一步澄清其局部腐蚀作用机制。本文利用多相流冲刷腐蚀试验装置中的射流冲刷管段,结合丝束电极及实验室自行研制的微电极阵列电偶腐蚀测试系统,实时测试了20~#钢材料在无砂、有砂条件不同冲击角下的腐蚀电位、电流分布,对冲刷局部腐蚀进行表征和(本文来源于《2014年全国腐蚀电化学及测试方法学术交流会摘要集》期刊2014-07-21）
刘晓辉[4]（2014）在《油气田CO_2环境中集输管线钢腐蚀电化学行为研究》一文中研究指出由于油气田采出液中常含有二氧化碳等腐蚀性气体,使得油井采油管道、设备、油田集输管线都面临着严峻的腐蚀穿孔问题。本文通过对油气田二氧化碳环境中集输管线钢腐蚀电化学行为及局部腐蚀特征的研究,以期对油气田现场的安全生产有一定的指导意义。为了开展本次实验研究,自行设计制作了一套可向油田采出液模拟溶液中充入二氧化碳、硫化氢两种腐蚀性气体,并保证实验安全性的实验装置,并结合极化曲线测试、电化学阻抗谱测试、扫描电镜测试等方法开展了油田含二氧化碳采出液对20#钢的腐蚀电化学行为,及其局部腐蚀表征研究实验,同时进行了气田含CO_2凝析水中集输管线钢局部腐蚀特征研究。结果表明:1)二氧化碳浓度的升高可在一定程度上降低20#钢的均匀腐蚀速度;低浓度二氧化碳条件下20#钢表面腐蚀产物膜主要是由于二氧化碳反应引起的,硫化氢浓度影响不大;高浓度二氧化碳条件下,二氧化碳对腐蚀产物膜形成贡献较小,主要取决于硫化氢浓度高低。2)油田采出液中集输管线钢CO_2腐蚀最典型的特征是呈现局部性的坑蚀、轮藓状腐蚀和台面状腐蚀,其表面腐蚀产物膜的主要成分为:Fe2O3和FeCO3;氯离子的存在会破坏碳钢材料表面的氧化层,诱发局部点蚀。3)相对于25℃条件下丝束电极在含CO_2凝析水中的腐蚀状况,40℃条件下丝束电极发生局部腐蚀时,其活性中心与周围腐蚀速度的差异更大,这说明温度的升高加大了局部腐蚀发生的倾向和力度。(本文来源于《中国石油大学(华东)》期刊2014-05-01）
关建庆,张诚,欧天雄,陈长风[5]（2014）在《L360管线钢在普光气田集输系统的腐蚀》一文中研究指出对L360管线钢在普光气田集输系统中使用了2a的L360管线钢的腐蚀行为进行了研究,并对L360钢的机械性能(屈服强度、断裂强度、冲击强度、延伸率、硬度)进行了研究。结果表明,服役2a后,钢管内壁出现了部分氢致裂纹和点蚀,但L360钢在使用前后的力学性能变化并不明显,所产生的氢致裂纹也对于钢管的安全服役性能影响很小。通过对于固溶氢浓度以及服役后抗硫化物应力腐蚀(SSC)性能的研究,认为L360钢具有很低的氢溶解度,长期服役后的L360钢依然有足够的抗SSC能力。L360钢能够适用于高酸性气田集输系统。(本文来源于《腐蚀与防护》期刊2014年03期）
王珂,尹志福,杨帆,高文玲,马彬[6]（2013）在《模拟CO_2驱环境下3Cr和20~#集输管线钢防腐性能对比》一文中研究指出利用高压反应釜模拟了陕北某油田CO2驱油环境进行了不同温度和不同CO2分压3Cr和20#集输管线钢的腐蚀行为以及叁种缓蚀剂对其缓蚀性能进行了研究,计算并对比了其腐蚀速率及缓蚀效率,分析了腐蚀产物膜表面形貌,对两种材质经济性能进行了对比。结果表明,相同CO2分压下,20#钢55℃时的腐蚀速率明显大于3Cr钢甚至接近3倍,但较低温度30℃时3Cr和20#钢的腐蚀速率较接近;咪唑啉缓蚀剂能较好控制CO2腐蚀;低合金钢3Cr相对于20#钢具有更显着的经济效益。(本文来源于《全面腐蚀控制》期刊2013年07期）
叶晶[7]（2013）在《以集输管线钢为基的渗铝层物相控制研究》一文中研究指出为保证在不损害16Mn集输管线钢原有力学性能的前提下，通过固体粉末包埋渗铝技术提高其腐蚀性能，本文借助表面机械研磨技术（SMAT)对16Mn集输管线钢进行了表面纳米化预处理，并依此实现了试样在不同渗剂配方中，56CTC以下的低温快速固体粉末包埋渗铝。渗铝过程结束后，去掉铝源对渗铝试样进行了不同工艺的渗后热处理。借助SEM、EDS等手段分析了16Mn集输管线钢表面低温渗铝层以及热处理后扩散层的微观形貌和物相组成，得出了不同因素对渗铝层内物相形成的影响规律。通过模拟海洋大气环境腐蚀试验及冲刷腐蚀试验，得出了带有低温渗铝层的16Mn集输管线钢的介质条件下的腐烛特性及其失效机理。得出的主要结论有：经过SMAT预处理的16Mn集输管线钢，在不同配方的渗剂中，通过530°C保温2小时包埋可以制备出一定厚度的渗铝层组织。16Mn管线钢经SMAT表面纳米化后的渗铝速度高于未纳米化结构的渗铝速度。当渗剂内出现液相时，SMAT处理的效果会更加明显。锌对于低温复合渗铝过程的促渗作用主要是通过在包埋过程中，使单一的固相渗剂变成液固双相渗剂，以此促进渗铝，从而获得较厚且富含低铝相的渗层。稀土原子渗入试样表面形成渗层后，可以大幅度减少渗层中的孔洞，使渗层更为致密均匀且富含低铝相^试样进行渗后热处理后，渗层内的铝原子会由高浓度向低浓度扩散，同时渗层中的高铝相发生分解反应生成了低铝相。渗铝16Mn钢在模拟海洋大气的腐蚀环境中表现出了优越的耐均匀腐蚀性和耐点蚀性能。同时，渗铝处理还明显提高了16Mn钢的耐冲刷腐蚀性能。(本文来源于《西安石油大学》期刊2013-05-20）
胡志兵[8]（2013）在《16Mn集输管线钢在含CO_2凝析气田的腐蚀行为》一文中研究指出对比研究了16Mn钢在模拟工况环境和实际工况环境中的腐蚀行为。采用失重法、扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对试样腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物成分进行了分析,研究了温度和CO2分压对腐蚀速率的影响。结果表明,16Mn钢主要发生严重的CO2腐蚀,液相腐蚀速率大于气相腐蚀速率,腐蚀速率随温度和CO2分压增加而增大。(本文来源于《腐蚀与防护》期刊2013年03期）
李强,唐晓,李焰[9]（2012）在《集输管线钢油/水/砂多相流冲刷腐蚀研究》一文中研究指出油田集输管线面临严重的内腐蚀问题,这是由于其输送油田采出液中往往包含油、气、水及砂粒等介质,属典型的多相流冲刷腐蚀[1-2]。由于油田采出液的成分千差万别,集输管线内壁所遭受的多相流冲刷腐蚀机制尚未得到澄清,因此有必要结合油田现场条件研究集输管线钢在油井采出液中的腐蚀机制,从而有针对性的提出有效的多相流冲刷腐蚀控制措施。(本文来源于《中国腐蚀电化学及测试方法专业委员会2012学术年会论文集》期刊2012-07-14）
王立东,唐荻,武会宾[10]（2011）在《油气集输用X70管线钢CO_2腐蚀行为研究》一文中研究指出利用高温高压反应釜模拟油田多相流腐蚀环境,对X70管线钢CO2腐蚀行为进行了研究。采用失重法计算腐蚀速率,利用SEM、XRD、EDS等手段观察和分析了腐蚀产物膜的形貌、结构和成分。结果表明:随着腐蚀环境温度的升高,X70管线钢平均腐蚀速率和点蚀速率的变化趋势均呈现先增大后减小的趋势,在60℃时平均腐蚀速率达到最大值,而温度在90℃时点蚀速率达到最大值;基体中的Cr容易生成Cr2O3在金属表面沉积,可以有效阻碍阴离子穿透腐蚀产物膜到达金属表面,大大减少Cl-导致的点蚀。(本文来源于《第八届（2011）中国钢铁年会论文集》期刊2011-10-26）
集输管线钢论文开题报告
（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：
目前,室内研究油气管材CO_2腐蚀问题,通常只考虑纯水相体系来模拟现场的腐蚀环境,很少考虑原油对腐蚀过程的影响。而实际生产和运输的流体往往是油、气、水等多相混合介质,原油是影响腐蚀行为的重要因素之一,相关学者对原油影响CO_2腐蚀过程的研究还相对较少,对于集输管线腐蚀环境含油与腐蚀行为之间的关系,需要进一步细致深入的研究。本文主要针对油田集输常用的管线钢X65,利用高温高压反应釜及自行设计的电化学测试装置开展集输管道CO_2/油/水环境的腐蚀模拟实验,研究了含原油介质中X65钢的腐蚀影响因素、不同因素下产物膜特性及腐蚀机理,探讨了电极反应过程对X65钢腐蚀行为的影响机理,主要研究工作和结果如下:1.通过高温高压腐蚀模拟实验,结合SEM、XRD微观分析和Zeiss Axio叁维形貌观察等手段,研究了CO_2/油/水环境中X65钢CO_2腐蚀的影响因素,结果表明原油含水率是X65钢CO_2腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显着。原油具有一定的缓蚀作用,宏观角度上,原油可以显着地改变腐蚀形态,能够削弱腐蚀介质对腐蚀产物膜的溶解,可显着降低CO_2腐蚀速率;微观角度上,原油可以改变X65钢腐蚀产物晶粒的尺寸、堆积形态、从而影响腐蚀速率。2.随着腐蚀介质中原油含水率的逐渐升高,X65钢腐蚀速率和腐蚀类型发生改变,本质上是腐蚀机理发生了改变。将X65钢腐蚀速率随含水率变化的曲线图划分为4个不同的区间,分别代表4种不同的腐蚀机制,建立了CO_2/油/水体系腐蚀机理模型:(1)油包水体系中均匀腐蚀模型(含水率0~30%);(2)油包水和水包油共存体系中点蚀模型(含水率30~70%);(3)水包油体系中台地腐蚀模型(含水率70~100%);(4)CO_2/水体系中均匀腐蚀模型。利用该模型能够初步判断不同含水率时CO_2腐蚀类型及产物膜特征。3.利用SEM、XRD、EDS等微观分析手段研究了不同因素下X65钢腐蚀产物膜特性,解释了有油存在时的产物膜结构特征和形成过程与腐蚀行为之间的关系。X65钢腐蚀速率随原油含水率的增加而增大,含水率较低时,腐蚀产物相对比较致密,对基体具有一定保护作用。随含水率增加,原油对金属表面屏障作用减弱,形成的产物膜增厚变得疏松,与基体结合力差,腐蚀速率大幅上升。X65钢腐蚀速率随温度、流速和CO_2分压升高均呈现先增大后减小的趋势,在临界值(临界温度、临界流速、临界CO_2分压)时出现极大值,低于临界值,基体表面上生成的腐蚀产物疏松不稳定,与基体表面结合力较弱,高于临界值后形成的产物膜致密、附着力较强,具有一定保护作用。4.通过高温高压反应釜模拟集输管道CO_2/油/水腐蚀环境,预先在试样表面生成一定厚度的腐蚀产物膜,利用动电位极化技术和交流阻抗技术在自行设计的电化学实验装置中研究了不同影响因素下X65钢腐蚀产物膜电化学特性,揭示了有油存在时产物膜对X65钢CO_2腐蚀行为的影响机理。腐蚀介质中的原油参与了产物膜的生长形成过程,并且在温度、流速及高CO_2分压等的共同作用下使形成的产物膜保护性增强。5.利用动电位极化技术和交流阻抗技术在自行设计的电化学实验装置中研究了O/W型原油乳液CO_2/油/水体系电极反应过程对X65钢腐蚀行为的影响机理,分别建立了CO_2腐蚀过程阴极和阳极交流阻抗模型,利用该模型得到了试样表面状态及电极反应与阻抗谱特征之间的联系。乳状液中阳极溶解反应受到油膜吸附和腐蚀产物膜沉积的共同控制,阴极还原反应受到H_2CO_3、HCO_3~-的活化控制,含油量增加对阴极过程的影响大于阳极过程,含油量增加时乳状液粘度增大流动性变差加上溶液电阻增大,减缓H_2CO_3、HCO_3~-等离子的传质速度,对阴极反应起到抑制作用,油膜在阴、阳极表面的吸附机会增大,有利于保护性膜层的形成。试样表面腐蚀产物膜成膜情况与电极反应过程相关,可以利用交流阻抗谱低频区容抗弧和感抗弧的变化情况来推断电极反应过程及试样表面成膜情况。
（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。
集输管线钢论文参考文献
[1].白羽,李自力,程远鹏.集输管线钢在CO_2/油/水多相流环境中的腐蚀行为[J].腐蚀与防护.2017
[2].程远鹏.含原油介质中集输管线钢CO_2腐蚀特性研究[D].中国石油大学(华东).2016
[3].唐晓,李强,李焰.集输管线钢油/水/砂多相流冲刷局部腐蚀研究[C].2014年全国腐蚀电化学及测试方法学术交流会摘要集.2014
[4].刘晓辉.油气田CO_2环境中集输管线钢腐蚀电化学行为研究[D].中国石油大学(华东).2014
[5].关建庆,张诚,欧天雄,陈长风.L360管线钢在普光气田集输系统的腐蚀[J].腐蚀与防护.2014
[6].王珂,尹志福,杨帆,高文玲,马彬.模拟CO_2驱环境下3Cr和20~#集输管线钢防腐性能对比[J].全面腐蚀控制.2013
[7].叶晶.以集输管线钢为基的渗铝层物相控制研究[D].西安石油大学.2013
[8].胡志兵.16Mn集输管线钢在含CO_2凝析气田的腐蚀行为[J].腐蚀与防护.2013
[9].李强,唐晓,李焰.集输管线钢油/水/砂多相流冲刷腐蚀研究[C].中国腐蚀电化学及测试方法专业委员会2012学术年会论文集.2012
[10].王立东,唐荻,武会宾.油气集输用X70管线钢CO_2腐蚀行为研究[C].第八届（2011）中国钢铁年会论文集.2011