一、含铬油套管钢的CO_2腐蚀点蚀特征研究（论文文献综述）
胡晓彤[1]（2021）在《110SS油管和井下工具用925和9Cr1Mo材料的电偶腐蚀行为》文中认为本论文模拟油气井实际工况,采用浸泡腐蚀试验和电化学测试技术,并辅以SEM、EDS、XRD等分析手段,研究以1:1、1:5、1:10、1:30四种阴阳极面积比偶接的井下工具用材925、9Cr1Mo与抗硫油管钢110SS的电偶腐蚀行为和电偶腐蚀效应,明确阴阳极面积比对电偶腐蚀的影响。9Cr1Mo/110SS偶对的腐蚀速率结果表明,偶接前9Cr1Mo为严重腐蚀,偶接后均为中度腐蚀,而110SS偶接前后均为极严重腐蚀,其腐蚀速率随阴阳极面积比的变化没有明显的线性规律。电化学测试结果表明,9Cr1Mo和110SS偶接后发生电偶腐蚀的驱动力不足,故9Cr1Mo/110SS偶对在高温、高酸性、高Cl-协同作用下,9Cr1Mo主要发生由H2S腐蚀造成的全面腐蚀,以及Cl-在点蚀坑富集造成的点蚀,110SS发生由CO2腐蚀、H2S腐蚀以及Cl-造成的全面腐蚀,轻微的电偶腐蚀对已有的腐蚀加剧作用不大。电化学测试结果显示,阳极的9Cr1Mo出现明显的钝化区,阳极的电阻极化控制着反应的进行。阴极110SS的腐蚀过程由阴极活化极化控制,氢离子与电子的结合过程控制反应的进程。偶接后9Cr1Mo/110SS电偶对的电偶电位、电偶电流密度随阴阳极面积比的增加而增大,阳极110SS的耐蚀性降低,腐蚀速率增大。925/110SS偶对的腐蚀速率结果表明,偶接前后925均为轻度腐蚀,110SS均为极严重腐蚀。偶接后925的腐蚀速率减小,110SS的腐蚀速率增大,且腐蚀速率随着阴阳极面积比的增大而增大。电化学测试结果表明,925与110SS偶接后会发生以高电位的925为阴极、低电位的110SS为阳极的电偶腐蚀,使得阳极腐蚀加剧,阴极腐蚀速率减小。925的阴极极化曲线与阳极极化曲线交于稳定钝化区,表明镍基合金925在高温高酸性腐蚀条件下具有良好的自钝化能力。925/110SS偶对偶接后,反应过程由阴极控制,反应过程稳定后,阴阳极面积比越大即110SS面积越小,电偶电位、阳极电偶电流密度越大,阳极腐蚀程度越严重。因此在井下应尽量避免925与110SS偶接。以1:1、1:5、1:10、1:30四种阴阳极面积比偶接后,井下工具用材9Cr1Mo、925的腐蚀速率均符合生产要求,与9Cr1Mo偶接的110SS相比于与925偶接的110SS耐蚀性较好。在模拟高温高酸性腐蚀条件下,建议选择9Cr1Mo与110SS以1:30偶接使用。
杜航波[2]（2020）在《2507超级双相不锈钢在超高温井下环境的抗腐蚀性能》文中研究表明本文通过对2507双相不锈钢在国内研究和应用调研的基础上,运用室内高温高压模拟腐蚀试验、电化学测试和理化性能分析,并辅以SEM、XPS、EDS等现代分析方法,对2507双相不锈钢在超高温环境的耐腐蚀性能进行研究。室内腐蚀失重试验结果表明,在CO2地层水环境中,2507双相不锈钢表现出优异的耐均匀腐蚀性能,随着温度的升高,腐蚀速率增大,均属于轻度腐蚀程度,同时2507双相不锈钢具有良好的抗CO2地层水SCC性能;在甲酸盐完井液环境中,2507双相不锈钢腐蚀速率在200℃时较低,属于轻度腐蚀,当温度超过200℃时,腐蚀速率急剧升高,达到重度腐蚀标准,并且随着温度的升高,腐蚀速率随之升高;在酸化完井全程实验中,2507双相不锈钢的耐蚀性较差,腐蚀速率属于极严重腐蚀范畴,随着温度的升高,腐蚀速率变化较小,通过模拟2507双相不锈钢在鲜酸腐蚀溶液实验,鲜酸在酸化完井全程实验中对2507的腐蚀最严重,超过了标准可接受范围。通过对2507双相不锈钢表面的腐蚀产物成分分析,表明2507双相不锈钢的钝化膜成分主要由Cr、Fe、Ni的化合物组成。在CO2地层水环境中,钝化膜均匀的覆盖在试样表面,膜层较薄,Cr、Ni的化合物使钝化膜的致密性增强,阻滞了溶液中的阴离子对基体金属的侵蚀;在甲酸盐完井液环境中,当温度为200℃时,试样表面的钝化膜能够很好的保护基体金属,温度为220℃和240℃时,钝化膜疏松多孔,试样表面发生了严重的选择性腐蚀;在酸化完井全程实验中,四种温度下试样表面钝化膜依然出现裂纹和空隙,2507双相不锈钢仍发生以铁素体溶解为主的选择性腐蚀。电化学测试表明,在CO2地层水环境中,2507双相钢的阳极极化曲线均有完整的钝化区间,反应由阳极活化控制,随着温度的升高,钝化区间缩小,点蚀点位降低,极化电阻值降低,腐蚀速率升高,2507双相不锈钢的耐蚀性下降;在独立鲜酸环境中,随着温度的升高,自腐蚀电流增大,整个反应由阴极反应控制,由于缓蚀剂的添加,EIS图谱呈现感抗弧+容抗弧,极化电阻值随着温度升高而降低,表明试样表面钝化膜的耐蚀性降低。
闫亚丽[3]（2019）在《含CO2油井腐蚀套破机理及防治措施研究》文中进行了进一步梳理本文在对某油田含CO2油井套破现状调研的基础上,通过固井质量、产出水介质成分、腐蚀性组分、腐蚀产物成分和腐蚀形貌分析,探讨含CO2油井的套破机理,并进行腐蚀速率预测。运用失重法、电化学法、分子动力学模拟及腐蚀检测方法,研究不同防治措施的适用性和可行性。结果表明:固井质量对含CO2油井套破影响较小;采出水矿化度较高,并富含CO2及腐蚀性离子,套破主要由套管内壁腐蚀导致;套管内腐蚀具有明显的CO2台地状腐蚀形貌,腐蚀产物为FeCO3及少量FeS和Fe3O4,其腐蚀机理以CO2腐蚀为主,辅以SRB和少量溶解O2腐蚀。腐蚀速率预测结果与套破井和未套破井的调研结果较为一致,在一定范围内,温度、流速和CO2分压升高均会导致套管腐蚀速率增大。油田现用缓蚀剂的缓蚀效率均在65%以下,并且套管在模拟工况下的腐蚀速率远大于0.076mm/a,缓蚀效果差;新型松香桐油咪唑啉缓蚀剂为阳极型缓蚀剂,随着缓蚀剂浓度的增加,极化电阻增大,腐蚀抑制性增强,其最佳加药浓度为100mg/L,缓蚀效率可达90%以上;松香桐油咪唑啉缓蚀剂分子较松香和桐油咪唑啉两种单独使用的缓蚀剂分子的吸附能更高,协同作用机制明显,能够有效吸附覆盖Fe表面的活性位点,并且随着浓度增加,吸附强度不断增大。3Cr钢能够显着降低CO2腐蚀速率,可以作为含CO2油井经济型耐蚀套管材质。油管短接挂环法的检测结果与腐蚀速率预测结果较为一致,能够准确检测不同井段的套管腐蚀状况。最终,综合不同防腐技术的研究结果,针对国内某油田含CO2油井腐蚀套破的问题,提出了套破防治措施体系。
杜明,朱世东,张骁勇,李金灵,宋少华[4]（2019）在《含Cr低合金钢的CO2腐蚀产物膜形成及机理研究进展》文中认为针对含Cr低合金钢石油专用管的CO2腐蚀产物膜,介绍了CO2腐蚀产物膜的形成机理,总结了含Cr低合金钢的CO2腐蚀产物膜的影响因素,其中包括Cr含量、温度、CO2分压、pH值、腐蚀时间、Cl-浓度、流速等对其腐蚀产物膜的影响,并对腐蚀产物膜的结构与成分进行总结,归类了缓蚀剂对含Cr低合金钢石油专用管的保护办法,以期为今后含Cr低合金钢的CO2腐蚀产物膜的研究提供借鉴。
王鹏[5]（2018）在《WZ油田油套管CO2腐蚀规律研究》文中研究说明本论文是针对WZ油田油套管CO2腐蚀防护问题提出的,目的在于分析两个油田群的CO2腐蚀环境、腐蚀机理;明确特定腐蚀环境下油套管和井下作业工具的腐蚀规律;优化WZ油田群二期开发油套管防腐管材,为安全经济地二期开发两个油田群提供理论和技术依据。本论文采用室内实验结合理论分析的方法,主要研究了油套管腐蚀机理,建立了油套管温度压力分布计算方法,确定了目标油田油套管腐蚀环境温压范围,获取了油套管腐蚀规律,建立了三种钢材油套管腐蚀速率预测模型,开展了两个油田群防腐生产套管管材设计研究。研究结果表明,金属的二氧化碳腐蚀表面通常产生Fe CO3膜,致密Fe CO3膜在一定程度上可以降低金属腐蚀,稀疏松散膜促进碳钢局部腐蚀。温度、CO2分压、含水率、矿化度级腐蚀介质流速和钢材的热处理状态及其化学成分是影响CO2腐蚀的主要因素,1Cr和3Cr钢即使在0.4MPa静止环境下,最低二氧化碳腐蚀速率也达到0.64mm/a,远超过石油行业标准（0.076mm/a）,13Cr钢在2.0MPa二氧化碳分压环境下,低于110℃区间内的最大腐蚀速率为0.089mm/a,推荐采用13Cr管材。
李慧玲[6]（2018）在《含腐蚀损伤油套管的剩余强度研究》文中研究指明油套管腐蚀损坏是油气田开发过程中的重要问题之一,也是油套管损坏的主要形式。油套管腐蚀后油套管剩余强度降低,易引发油套管穿孔泄漏等问题从而导致停产维修,造成很大的经济损失。本文主要针对含腐蚀损伤油套管剩余强度进行研究,此研究对于油套管设计时提高油套管强度、合理优选油套管材质、延长油气井生产寿命具有重要意义和实用价值。采用小冲杆实验对腐蚀后油套管的力学性能进行测试,通过研究得到屈服强度与抗拉强度的求解公式。通过线性拟合,分析Pm/t2,Pm/t和Pm/（dm*t）与抗拉强度之间的关系。得到最适合分析抗拉强度的公式:σb=αpm/dm·t;通过线性拟合,分析PyMao/t2、PyCEN/t2、Pyt/10/t2、Py-t/10/t2与屈服强度之间的关系,并得到最适合分析屈服强度的公式:σy=βPyt/10/t2。结果表明三种不同型号油套管用钢的屈服强度与抗拉强度在腐蚀后的变化较小。采用修正后的材料参数,对常用材质N80钢的油套管进行剩余强度的模拟。对含单坑油套管的剩余强度研究发现沟槽型腐蚀缺陷在环向方向上应力集中程度比较严重,而点蚀缺陷在油套管轴向方向的应力集中比较严重,其易在缺陷应力集中严重的方向上发生失效;缺陷的深度是影响油套管剩余强度最重要的因素,沟槽型腐蚀缺陷的宽度和点蚀的开口直径非主要影响因素。对于沟槽型腐蚀缺陷,油套管的剩余强度P=（32.61-1.50a）-3.75Ln（c-5.68）;含有点蚀的油套管随缺陷深度的增加,剩余强度降低;深度相同的腐蚀坑,沟槽型腐蚀缺陷对油套管剩余强度的影响大于点蚀缺陷。油套管上存在多点腐蚀,对双点蚀坑之间的交互作用进行研究,结果表明轴向方向的双点蚀坑之间的间距存在一个临界值,当间距大于临界值时,可以忽略双点蚀坑之间的交互作用;当间距小于临界值时,需要考虑两坑之间的交互作用;环向双点蚀坑之间的间距对油套管的剩余强度影响较小;次级坑的存在会改变腐蚀坑的Mises应力分布,同时降低油套管的剩余强度。
龚杰[7]（2018）在《00Cr9NiMo钢耐蚀性规律研究》文中提出石油管道在我们的石油和天然气开采工业中发挥着极其重要的作用,油气田开采中因腐蚀现象所造成的损失,是极其巨大且需要尽快着手解决的。含铬元素类不锈钢材料通过添加9%至14%（质量分数）的Cr元素,且在比较严苛的腐蚀环境中也能保持较高的抗CO2腐蚀性。本文主要研究00Cr9NiMo多元含铬钼耐二氧化碳腐蚀油井管,降低油气田开采过程中的使用成本,应用于温度为60-90℃、二氧化碳分压低于3 MPa的油气田中,年腐蚀速率小于0.076 mm/a,具有相对较低的成本,在服役时不发生点蚀反应现象。对00Cr9NiMo钢进行力学性能测试,以及各类耐蚀性评估,补充耐蚀性能数据,探究腐蚀性能影响因素,提升实验钢的耐蚀性能,对热处理工艺进行优化。通过腐蚀失重实验、扫描电镜（SEM）、金相观察、原位统计分析、电子探针（EMPA）等手段对实验钢在实验室模拟油井开采环境条件下的耐蚀性进行了分析,重点探究温度、C元素含量、CO2气体分压、调质处理工艺对实验钢耐蚀性的影响。对实验钢的屈服强度、抗拉强度、硬度、延伸率、冲击功进行测试,通过腐蚀失重实验确定920℃淬火与640℃回火的调质工艺。中低温环境下,9Cr-0.085C钢和13Cr钢的耐蚀效果等同。在不高于90℃的情况下,调质处理后的试验钢腐蚀速率可达到工程使用要求（<0.076 mm/a）,且60℃环境下各类试验钢均表现出较为优异的耐蚀性能。可得出结论温度越低,CO2对含铬钢的腐蚀效果也会有极大的减缓,00Cr9NiMo实验钢的抗氢致开裂性能（HIC）十分出色,抗硫化物应力腐蚀（SSCC）结果较差,SEM、EMPA结果发现实验钢的成分偏析较为严重,存在Cr的碳化物析出。
蔡乐乐[8]（2018）在《CO2驱采出井管杆腐蚀规律及防护技术研究》文中研究表明CO2驱是通过向油层注入CO2以降低油的粘度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力的开采方式,在助采过程中由于大量CO2溶于采出液,进而对采出井井下设备造成严重腐蚀,导致采油井发生油套管穿孔或管柱掉井等严重事故,这已成为制约CO2驱油工艺技术发展的瓶颈之一。采用添加缓蚀剂来控制油套管腐蚀失效是一种效果非常显着的方法,而缓蚀剂的性能强烈依赖于腐蚀环境,每一种缓蚀剂的应用都需要根据实际腐蚀环境进行评价。因此,本文针对CO2驱采出井井筒的腐蚀行为及防护技术开展研究,主要包括以下几点:（1）利用静态高温高压釜研究了温度（60～120℃）、CO2分压（0.1～0.3MPa）、氯离子含量（1000～3000ppm）对采出井液相环境中管杆（D级杆、N80和3Cr）和气相环境中管杆（N80和3Cr）腐蚀行为的影响以及不同油套管材质（P110、9Cr和13Cr）耐腐蚀性能,并通过SEM、EDS和XRD等腐蚀产物测试与表征技术,得出了油套管钢在不同影响因素下的腐蚀规律,分析了不同影响因素条件下管杆的腐蚀形貌特征和腐蚀产物的组成。（2）采用理化性能测试、电化学测试和高温高压釜模拟腐蚀工况相结合的方法进行缓蚀剂的筛选与评价。首先利用配伍性试验初步评价缓蚀剂的理化性能,然后采用电化学方法进一步筛选出缓蚀率>90%的缓蚀剂,最后利用高温高压釜模拟现场工况,对拟选用的缓蚀剂进行腐蚀失重评价实验,并辅以SEM分析缓蚀剂的防腐效果,筛选出具有良好效果的缓蚀剂。并借助红外测试和热力学分析手段分析缓蚀剂的缓蚀机理。（3）结合前期的腐蚀速率值,以国内某油田CO2驱采油井为例,根据API5C3标准,取抗拉安全系数1.6,抗挤安全系数1.1;计算得出了抽油杆在不同腐蚀速率下的安全服役年限、不同材质在同一腐蚀工况下的服役寿命、不同腐蚀影响因素下油管和套管的安全服役年限随抗拉安全系数的变化,得出采出井管柱的安全服役寿命。以添加缓蚀剂前后管杆的安全服役年限值为基准,计算更换管柱材质的成本以及两种防腐方案的投入和使用成本,得出经济性最优的防腐方案。本文研究成果为评估当前CO2驱采出井井筒管材面临的腐蚀风险和腐蚀程度提供参考,对解决CO2驱采出井服役过程中的CO2腐蚀问题具有重要的理论意义和实际应用价值。
谢涛,林海,许杰,窦蓬,陈毅,刘海龙[9]（2017）在《不同材质油套管钢的CO2腐蚀行为》文中研究表明目的不同管材的CO2腐蚀行为存在差异,为优选经济型抗CO2腐蚀材质油套管,探究不同腐蚀条件下常规管材的CO2腐蚀特征。方法以实际油田的地层水样为腐蚀介质,在高温高压的条件下,对不同材质的油套管进行模拟实验。利用X射线衍射仪（XRD）分析腐蚀试样表面腐蚀产物的形貌特征,研究CO2分压、温度、测试时间对油套管腐蚀速率的影响规律。结果随着CO2分压的增加,普通碳钢和低Cr钢的腐蚀速率显着变化,当CO2分压为0.3 MPa时,普通碳钢腐蚀速率为2.2021 mm/a,而13Cr的腐蚀速率很低,仅为0.1052 mm/a,未表现出明显的规律;腐蚀速率随着温度的升高呈先增加后降低的变化规律,N80,1Cr钢的腐蚀速率远高于13Cr钢;在较短的测试周期内,N80,1Cr,3Cr油套管钢的腐蚀速率略有增加,随着测试周期持续增加,油套管钢的腐蚀速率明显下降;从腐蚀形貌来看,普通碳钢试样的腐蚀程度严重,以均匀腐蚀为主,1Cr,3Cr钢表面存在少量的局部浅斑,以局部腐蚀为主;13Cr材质钢的表面平整,有光泽且无点蚀,腐蚀程度轻微。结论普通碳钢的腐蚀速率对CO2分压的影响比含Cr合金材质钢更敏感,温度和测试周期均对金属表面的腐蚀产物产生影响,随着温度和测试周期的持续增加,金属表面形成Fe CO3保护膜,含Cr钢表面因铬的富集形成钝化膜,抑制油套管的腐蚀速率,研究成果对CO2腐蚀环境中的油套管选材具有理论指导意义。
蔡乾锋,薛晨,朱世东,李金灵,杨博,屈撑囤[10]（2016）在《低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展》文中指出介绍了低Cr油套管开发的工程背景。综述了低Cr油套管的耐CO2/H2S腐蚀性能,详述了多种因素（如Cr含量、温度、p H值、流速等）对低Cr油套管在含甜性气体（仅含CO2）环境中的腐蚀行为和腐蚀产物膜表面特征的影响,以及低Cr油套管在含酸性气体（H2S）环境中的腐蚀行为及其抗硫化物应力开裂（SSC）的性能。探寻了低Cr钢的抗CO2腐蚀机理和H2S腐蚀机理。研究发现,低Cr钢因Cr元素能在产物膜中富集,形成非晶体化合物Cr（OH）3,腐蚀产物膜因此具有阳离子选择性,降低了腐蚀产物膜与金属基体界面处的阴离子浓度,抑制了阳极反应,进而提高了低Cr钢耐CO2/H2S均匀腐蚀性能,同时也减少了Cl-在界面处团聚、形核的可能性,抑制了局部腐蚀,尤其是点蚀的发生。但是要想消除点蚀,钢基体中Cr元素的质量分数不应低于3%。另外,Cr元素在晶界及晶内以粒状碳化物析出并弥散分布,进一步增强了其抗SSC性能。简述了低Cr油套管的应用现状,最后对其发展前景进行了展望,利用钢的化学成分-工艺-组织-性能"四位一体"法得到的"经济型"低Cr抗CO2/H2S腐蚀的油套管,是未来发展趋势的代表。
二、含铬油套管钢的CO_2腐蚀点蚀特征研究（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、含铬油套管钢的CO_2腐蚀点蚀特征研究（论文提纲范文）
（1）110SS油管和井下工具用925和9Cr1Mo材料的电偶腐蚀行为（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 前言 |
| 1.2 酸性环境中腐蚀体系 |
| 1.1.1 CO_2、H_2S腐蚀体系 |
| 1.1.2 Cl~-腐蚀体系 |
| 1.3 电偶腐蚀 |
| 1.3.1 电偶腐蚀原理 |
| 1.3.2 电偶腐蚀影响因素 |
| 1.4 高温高酸性油气田中钢材电偶腐蚀研究现状 |
| 1.5 研究目的和内容 |
| 1.5.1 研究目的 |
| 1.5.2 研究内容 |
| 第二章 试验方法 |
| 2.1 试验材料及试样制备 |
| 2.1.1 试验材料 |
| 2.1.2 试样制备 |
| 2.2 试验仪器及装置 |
| 2.3 试验方法 |
| 2.3.1 高温高压釜浸泡腐蚀试验 |
| 2.3.2 电化学测试 |
| 2.3.3 表征方法 |
| 第三章 9Cr1Mo/110SS偶对电偶腐蚀行为研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 浸泡腐蚀试验结果 |
| 3.2.1 失重腐蚀速率 |
| 3.2.2 腐蚀产物形貌 |
| 3.2.3 腐蚀产物组分 |
| 3.3 电化学测试结果 |
| 3.3.1 9Cr1Mo和110SS的开路电位(OCP) |
| 3.3.2 9Cr1Mo和110SS的极化曲线 |
| 3.3.3 9Cr1Mo/110SS偶对的电偶电位与电偶电流 |
| 3.3.4 电化学阻抗谱(EIS) |
| 3.4 分析与讨论 |
| 3.4.1 9Cr1Mo、110SS偶接对金属腐蚀行为的影响 |
| 3.4.2 9Cr1Mo、110SS在高温高酸性环境下的腐蚀机理分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 925/110SS偶对电偶腐蚀行为研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 浸泡腐蚀试验结果 |
| 4.2.1 失重腐蚀速率 |
| 4.2.2 腐蚀产物形貌 |
| 4.2.3 腐蚀产物组分 |
| 4.3 电化学测试结果 |
| 4.3.1 925和110SS开路电位(OCP) |
| 4.3.2 925和110SS的极化曲线 |
| 4.3.3 925/110SS偶对的电偶电位与电偶电流密度 |
| 4.3.4 电化学阻抗谱(EIS) |
| 4.4 分析与讨论 |
| 4.4.1 925/110SS偶对的电偶腐蚀行为分析 |
| 4.4.2 阴阳极面积比对925/110SS偶对电偶腐蚀的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 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 |
（2）2507超级双相不锈钢在超高温井下环境的抗腐蚀性能（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的 |
| 1.2 2507 超级双相不锈钢概述 |
| 1.3 2507 超级双相不锈钢腐蚀失效形式 |
| 1.3.1 均匀腐蚀 |
| 1.3.2 点蚀 |
| 1.3.3 应力腐蚀开裂 |
| 1.4 2507 超级双相不锈钢研究现状 |
| 1.5 2507 超级双相不锈钢应用 |
| 1.6 课题的研究内容、技术路线和创新点 |
| 1.6.1 研究内容 |
| 1.6.2 技术路线 |
| 1.6.3 创新点 |
| 第二章 试验的材料及方法 |
| 2.1 试验的材料及条件 |
| 2.1.1 试验材料及显微组织 |
| 2.1.2 试验材料理化性能参数 |
| 2.2 试样的制备 |
| 2.3 失重法 |
| 2.3.1 试验条件及步骤 |
| 2.3.2 腐蚀速率评定标准 |
| 2.4 电化学测试分析 |
| 2.5 应力腐蚀试验 |
| 第三章 2507 双相不锈钢在独立地层水CO2 环境的耐蚀性研究 |
| 3.1 腐蚀失重试验 |
| 3.1.1 均匀腐蚀速率 |
| 3.1.2 表面形貌特征 |
| 3.2 腐蚀产物成分分析 |
| 3.3 电化学分析 |
| 3.4 抗SCC性能 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 2507 双相不锈钢在完井液环境的腐蚀行为研究 |
| 4.1 腐蚀失重试验 |
| 4.1.1 均匀腐蚀速率 |
| 4.1.2 表面形貌特征 |
| 4.2 腐蚀产物成分分析 |
| 4.3 讨论 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 2507 双相不锈钢在酸化全程腐蚀环境的性能研究 |
| 5.1 腐蚀失重试验 |
| 5.1.1 均匀腐蚀速率 |
| 5.1.2 表面形貌特征 |
| 5.2 腐蚀产物成分分析 |
| 5.3 独立鲜酸试验 |
| 5.3.1 均匀腐蚀速率 |
| 5.3.2 电化学分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 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 |
（3）含CO2油井腐蚀套破机理及防治措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 国内外套破井研究及治理现状 |
| 1.2.1 套管使用状况 |
| 1.2.2 套管损坏现状 |
| 1.2.3 套管腐蚀机理 |
| 1.2.4 套管防治措施 |
| 1.3 研究内容、技术路线和创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 创新点 |
| 第二章 国内某油田套破原因分析 |
| 2.1 国内某油田套破现状 |
| 2.2 固井质量与油井套破对比分析 |
| 2.3 产出水介质成分及腐蚀性组分分析 |
| 2.3.1 测试标准及方法 |
| 2.3.2 测试结果分析与讨论 |
| 2.4 腐蚀产物及腐蚀形貌分析 |
| 2.4.1 腐蚀形貌分析 |
| 2.4.2 腐蚀产物分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 腐蚀机理及腐蚀速率预测研究 |
| 3.1 CO_2腐蚀机理 |
| 3.1.1 CO_2均匀腐蚀机理 |
| 3.1.2 CO_2局部腐蚀机理 |
| 3.2 硫酸盐还原菌腐蚀机理 |
| 3.3 氧腐蚀机理 |
| 3.4 腐蚀速率软件预测 |
| 3.4.1 腐蚀速率预测模型 |
| 3.4.2 腐蚀速率预测软件 |
| 3.4.3 腐蚀环境模拟参数设置及预测结果 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 腐蚀套破防治措施研究 |
| 4.1 缓蚀剂防治措施研究 |
| 4.1.1 缓蚀剂缓蚀效果的评价 |
| 4.1.2 缓蚀剂缓蚀性能的研究 |
| 4.1.3 缓蚀剂吸附行为的研究 |
| 4.2 经济耐蚀材料防治措施研究 |
| 4.2.1 试验材料及条件 |
| 4.2.2 试验结果分析与讨论 |
| 4.3 井下腐蚀挂环检测防治措施研究 |
| 4.3.1 检测试验装置 |
| 4.3.2 检测试验方法 |
| 4.3.3 检测试验结果分析与讨论 |
| 4.4 腐蚀套破井防治措施体系 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的学术论文 |
（4）含Cr低合金钢的CO2腐蚀产物膜形成及机理研究进展（论文提纲范文）
| 1 腐蚀产物膜形成机理 |
| 1.1 CO2腐蚀机理 |
| 1.2 含Cr低合金钢耐蚀性机理 |
| 2 形成腐蚀产物膜的影响因素 |
| 2.1 Cr含量的影响 |
| 2.2 温度的影响 |
| 2.3 CO2分压的影响 |
| 2.4 pH值的影响 |
| 2.5 腐蚀时间的影响 |
| 2.6 Cl-的影响 |
| 2.7 流速 |
| 2.8 微生物 |
| 3 腐蚀产物膜的结构与组分 |
| 4 缓蚀剂防腐 |
| 5 展望 |
（5）WZ油田油套管CO2腐蚀规律研究（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 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 论文完成的主要工作量 |
| 第2章 WZ油田油套管CO_2腐蚀特征研究 |
| 2.1 二氧化碳腐蚀机理 |
| 2.2 WZ油田腐蚀环境 |
| 2.3 WZ油田腐蚀情况 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 WZ油田油套管温度压力分布研究 |
| 3.1 温度场物理模型 |
| 3.2 温度场数学模型 |
| 3.2.1 模型假设 |
| 3.2.2 坐标系 |
| 3.2.3 气液两相流控制方程 |
| 3.3 离散格式温度场控制方程 |
| 3.4 压力场模型 |
| 3.4.1 瞬时压力梯度 |
| 3.4.2 重位压力梯度 |
| 3.4.3 加速压力梯度 |
| 3.4.4 摩阻压力梯度 |
| 3.5 换热介质热物性 |
| 3.5.1 原油热物性 |
| 3.5.2 天然气热物性 |
| 3.6 WZ2 油田群温压场计算 |
| 3.7 WZ4N油田群温压场计算 |
| 第4章 油套管二氧化碳腐蚀规律研究 |
| 4.1 实验材料 |
| 4.2 实验方案 |
| 4.3 实验方法 |
| 4.3.1 实验仪器与药品 |
| 4.3.2 实验步骤 |
| 4.3.3 腐蚀速率计算 |
| 4.4 实验结果 |
| 4.4.1 腐蚀电位分析 |
| 4.4.2 温度对Cr钢腐蚀规律的影响 |
| 4.4.3 CO_2分压对Cr钢腐蚀的影响 |
| 4.4.4 腐蚀介质流速对Cr钢腐蚀的影响 |
| 4.5 CO_2腐蚀预测模型 |
| 4.5.1 1Cr管材CO_2腐蚀预测模型 |
| 4.5.2 3Cr管材CO_2腐蚀预测模型 |
| 4.5.3 13Cr管材CO_2腐蚀预测模型 |
| 4.6 Cr钢腐蚀速率预测 |
| 4.6.1 1Cr腐蚀速率预测 |
| 4.6.2 3Cr腐蚀速率预测 |
| 4.6.3 13Cr腐蚀速率预测 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 WZ油田生产套管管材设计 |
| 5.1 WZ2 油田群生产套管管材设计 |
| 5.1.1 生产套管鞋处管材腐蚀速率分析 |
| 5.1.2 泵挂处管材腐蚀速率分析 |
| 5.1.3 井口处管材腐蚀速率分析 |
| 5.1.4 1000 米处管材腐蚀速率分析 |
| 5.2 WZ4N油田群生产套管管材设计 |
| 5.2.1 生产套管鞋处管材腐蚀速率分析 |
| 5.2.2 泵挂处管材腐蚀速率分析 |
| 5.2.3 井口处管材腐蚀速率分析 |
| 5.2.4 1000 米井深处管材腐蚀速率分析 |
| 5.3 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（6）含腐蚀损伤油套管的剩余强度研究（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 油套管腐蚀的国内外研究现状 |
| 1.2.1 油套管的腐蚀机理 |
| 1.2.2 油套管的腐蚀因素 |
| 1.3 采用小冲杆实验研究油套管用钢的机械性能 |
| 1.3.1 油套管机械性能损伤 |
| 1.3.2 材料力学性能研究方法 |
| 1.3.3 小冲杆实验研究材料性能损伤 |
| 1.4 有限元方法分析含腐蚀坑的油套管的剩余强度 |
| 1.4.1 现有的评价方法 |
| 1.4.2 有限元软件研究油套管剩余强度 |
| 第二章 实验过程 |
| 2.1 实验材料 |
| 2.1.1 金相组织分析 |
| 2.1.2 硬度分析 |
| 2.2 小冲杆的试验方法 |
| 2.3 腐蚀油套管的失效判据 |
| 2.4 技术路线 |
| 2.5 主要研究内容 |
| 第三章 腐蚀油套管强度损失研究 |
| 3.1 小冲杆试样冲击后的SEM形貌 |
| 3.2 基于小冲杆实验的抗拉强度损伤 |
| 3.3 基于小冲杆实验的屈服强度损伤分析 |
| 小结 |
| 第四章 含单坑腐蚀油套管的剩余强度 |
| 4.1 含腐蚀缺陷套管有限元模型的建立 |
| 4.1.1 模型建立及网格划分 |
| 4.1.2 载荷的边界条件 |
| 4.2 沟槽型缺陷对油套管剩余强度的影响 |
| 4.2.1 腐蚀缺陷宽度的影响 |
| 4.2.2 腐蚀缺陷长度的影响 |
| 4.2.3 腐蚀缺陷深度的影响 |
| 4.3 点蚀缺陷油管的剩余强度 |
| 4.3.1 点蚀缺陷深度对油套管剩余强度的影响 |
| 4.3.2 点蚀缺陷开口直径对油套管剩余强度的影响 |
| 小结 |
| 第五章 含双坑腐蚀油套管的剩余强度 |
| 5.1 油套管现场腐蚀坑的排列方式 |
| 5.2 不同轴向间距双点蚀油套管剩余强度分析 |
| 5.2.1 尺寸相同的双点蚀坑油套管剩余强度 |
| 5.2.2 不同深度双点蚀缺陷交互作用后油套管剩余强度 |
| 5.3 不同环向双点蚀缺陷油套管剩余强度分析 |
| 5.4 含次级坑缺陷油套管剩余强度分析 |
| 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（7）00Cr9NiMo钢耐蚀性规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题背景 |
| 1.2 管道腐蚀与防护研究现状 |
| 1.2.1 国内外二氧化碳腐蚀与防护的研究现状与方向趋势 |
| 1.2.2 含铬钢的推广采用 |
| 1.3 含铬类不锈钢材料在高温、高压环境下的腐蚀行为研究 |
| 1.3.1 温度因素的影响 |
| 1.3.2 CO_2气体分压的影响 |
| 1.3.3 气体流速大小的影响 |
| 1.3.4 Cl-浓度的影响 |
| 1.4 本论文的研究内容 |
| 第2章 实验材料和方法 |
| 2.1 实验材料 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 力学性能测试 |
| 2.2.2 金相观察实验 |
| 2.2.3 抗氢致开裂试验(HIC) |
| 2.2.4 抗硫化氢应力腐蚀开裂试验(SSCC) |
| 2.2.5 CO_2腐蚀失重试验 |
| 2.2.6 热处理工艺(调质处理) |
| 2.2.7 微观组织分析 |
| 2.2.8 原位统计分析测试 |
| 第3章 实验室模拟环境下00Cr9NiMo钢材的耐蚀性规律研究 |
| 3.1 00Cr9NiMo钢的原始金相与力学性能 |
| 3.1.1 试样来源与力学性能 |
| 3.1.2 金相组织观察 |
| 3.2 实验室模拟油气田环境条件下的耐CO_2腐蚀实验 |
| 3.2.1 CO_2腐蚀失重结果 |
| 3.2.2 扫描电镜分析(SEM) |
| 3.3 实验钢在硫化氢环境中的开裂试验 |
| 3.3.1 抗氢致裂纹腐蚀实验结果(HIC) |
| 3.3.2 抗硫化氢应力腐蚀开裂试验(SSCC) |
| 3.3.3 电子探针(EMPA)分析 |
| 3.3.4 原位统计分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 调质处理后00Cr9NiMo钢材的耐蚀性规律研究 |
| 4.1 CO_2气体分压不同的CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.1.1 CO_2气体分压为3 MPa的CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.1.2 CO_2气体分压为2 MPa的CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.1.3 CO_2气体分压为1 MPa的CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.1.4 对三次CO_2腐蚀失重实验结果分析 |
| 4.2 探究不同调质工艺下的CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.2.1 9Cr-0.085C钢不同调质工艺的CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.2.2 同调质工艺的不同CO_2腐蚀失重实验 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 成分优化后的实验钢耐蚀性能研究 |
| 5.1 成分优化后的9Cr-0.03V钢成分及调质工艺研究 |
| 5.2 成分优化后的9Cr-0.03V钢力学性能研究 |
| 5.2.1 9Cr-0.03V钢的力学性能指标 |
| 5.2.2 9Cr-0.03V钢的后期采用调质工艺与预期性能 |
| 5.3 成分优化后的9Cr-0.03V钢CO_2腐蚀失重实验 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）CO2驱采出井管杆腐蚀规律及防护技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2腐蚀的影响因素 |
| 1.2.2 CO_2腐蚀防护技术研究进展 |
| 1.3 论文研究的主要内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 CO_2驱采出井管杆腐蚀规律研究 |
| 2.1 实验方法及内容 |
| 2.1.1 实验材料与药剂 |
| 2.1.2 实验设备 |
| 2.1.3 实验步骤 |
| 2.1.4 实验内容 |
| 2.2 采出井液相环境中管杆的腐蚀性能测试 |
| 2.2.1 液相环境中温度对管杆腐蚀的影响 |
| 2.2.2 液相环境中CO_2分压对管杆腐蚀的影响 |
| 2.2.3 液相环境中氯离子浓度对管杆腐蚀的影响 |
| 2.2.4 液相环境中不同材质耐腐蚀性能对比测试 |
| 2.3 采出井气相环境中管杆的腐蚀性能测试 |
| 2.3.1 气相环境中温度对管杆腐蚀的影响 |
| 2.3.2 气相环境中CO_2分压对管杆腐蚀的影响 |
| 2.3.3 气相环境中氯离子浓度对管杆腐蚀的影响 |
| 2.3.4 气相环境中不同材质耐腐蚀性能对比测试 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 采油井管杆缓蚀剂筛选及评价 |
| 3.1 缓蚀剂筛选与评价流程 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验内容 |
| 3.2 CO_2缓蚀剂理化性能评价结果 |
| 3.3 CO_2缓蚀剂电化学筛选测试结果 |
| 3.4 CO_2缓蚀剂防护效果评价结果 |
| 3.4.1 缓蚀剂种类对缓蚀效果的影响 |
| 3.4.2 缓蚀剂浓度对缓蚀剂缓蚀效果的影响 |
| 3.4.3 6#缓蚀剂机理分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 采出井防腐方案经济适用性评估 |
| 4.1 采出井管杆腐蚀寿命分析 |
| 4.1.1 抽油杆腐蚀寿命分析 |
| 4.1.2 油管腐蚀寿命分析 |
| 4.1.3 套管腐蚀寿命分析 |
| 4.2 采用缓蚀剂经济适用性分析 |
| 4.2.1 采出井管柱成本分析 |
| 4.2.2 防腐方案经济性比选 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的学术成果 |
（9）不同材质油套管钢的CO2腐蚀行为（论文提纲范文）
| 1 材质和试验过程 |
| 1.1 试样成分检测与制备 |
| 1.2 过程及条件 |
| 2 结果及分析 |
| 2.1 腐蚀速率 |
| 2.2 腐蚀形貌特征 |
| 3 讨论 |
| 4 结论 |
（10）低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展（论文提纲范文）
| 1 腐蚀特征 |
| 1.1 CO2腐蚀特征 |
| 1.1.1 Cr含量的影响 |
| 1.1.2 p H值的影响 |
| 1.1.3 CO2分压的影响 |
| 1.1.4 温度的影响 |
| 1.1.5 流速的影响 |
| 1.1.6 O2的影响 |
| 1.1.7 其他因素的影响 |
| 1.2 H2S腐蚀特征 |
| 1.2.1 CO2/H2S腐蚀 |
| 1.2.2 硫化物应力开裂 |
| 2 腐蚀机理 |
| 2.1 耐CO2腐蚀机理 |
| 2.2 耐H2S腐蚀机理 |
| 3 低铬油套管的应用 |
| 4 展望 |
四、含铬油套管钢的CO_2腐蚀点蚀特征研究（论文参考文献）
- [1]110SS油管和井下工具用925和9Cr1Mo材料的电偶腐蚀行为[D]. 胡晓彤. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]2507超级双相不锈钢在超高温井下环境的抗腐蚀性能[D]. 杜航波. 西安石油大学, 2020(12)
- [3]含CO2油井腐蚀套破机理及防治措施研究[D]. 闫亚丽. 西安石油大学, 2019(09)
- [4]含Cr低合金钢的CO2腐蚀产物膜形成及机理研究进展[J]. 杜明,朱世东,张骁勇,李金灵,宋少华. 腐蚀科学与防护技术, 2019(03)
- [5]WZ油田油套管CO2腐蚀规律研究[D]. 王鹏. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [6]含腐蚀损伤油套管的剩余强度研究[D]. 李慧玲. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [7]00Cr9NiMo钢耐蚀性规律研究[D]. 龚杰. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [8]CO2驱采出井管杆腐蚀规律及防护技术研究[D]. 蔡乐乐. 西南石油大学, 2018(02)
- [9]不同材质油套管钢的CO2腐蚀行为[J]. 谢涛,林海,许杰,窦蓬,陈毅,刘海龙. 表面技术, 2017(01)
- [10]低铬油套管CO2/H2S腐蚀研究进展[J]. 蔡乾锋,薛晨,朱世东,李金灵,杨博,屈撑囤. 表面技术, 2016(08)