一、油气加工过程的腐蚀与防护（论文文献综述）
杜东雷,刘北霜[1]（2020）在《输油管线腐蚀检测与防护》文中进行了进一步梳理最近几年,管道泄漏事故频发,不仅造成了大气的污染,同时也造成了资源的浪费,并且威胁着人们的人身健康。要想确保管道能够正常的运行,减少泄漏事故的发生率,就要加大泄漏检查技术的应用和研究力度,同时要提高管道腐蚀检测的准确性。文章分析管道腐蚀的类型和原因,分析防护的方法,加大管道的腐蚀监控和管理,确保输油管道正常地运行。
刘明[2]（2020）在《基于RBI的石油炼化装置风险管理策略研究》文中研究说明RBI即基于风险的检验（Risk-Based Inspection）,它是一种在追求系统安全性的同时,注重对系统经济性的把握,以较低的成本实现对炼化设备风险评估和管理的过程,保证设备的安全性。RBI风险评价技术主要从两方面进行:一是炼化设备、管道、容器等设施因材料失效造成的内容物泄漏的风险及后果;二是根据风险排序结果制定相应检验方案,实施风险控制策略。本文以某石油炼化企业常减压蒸馏装置为例,应用RBI技术,对常减压蒸馏装置包括塔器、容器、换热器、空冷、管线等各设备设施进行固有的或潜在的风险及风险危害程度进行分析和评估,找出薄弱环节。对常减压装置各单元进行风险排序,有针对性的制定检验方案,确定失效机理,实施风险控制策略,实现装置的科学评估和有效管理,为企业炼化装置下一步维检修方案的制定提供依据,变预防性检验为预知性检验。本文通过对RBI技术的应用,分析影响设备安全生产的因素和腐蚀机理,针对不同的风险等级采用不同的策略进行风险控制,总结炼油企业炼化装置风险管理中存在的一些常见问题,研究加强设备风险管理的策略,提出一些改进措施和意见建议,构建设备风险管理体系、完善设备技术档案、提高炼化设备管理人员专业素质、开展状态监测等。确保企业生产的正常运行,促进石油化工企业安全与设备风险管理的科学化和规范化。
廖华扬[3]（2018）在《流动状态下H2S、CO2对天然气集输管道弯头的内腐蚀影响研究》文中认为伴随着酸性油气藏的大量开发,天然气集输管道内CO2和H2S腐蚀引起人们的极大关注。而弯头作为管道集输系统的薄弱环节,弯头处的腐蚀极易引发天然气泄漏事故,对管道运行安全和周边环境会造成极大的影响。弯头内的腐蚀过程离不开CO2、H2S等酸性组分（气相）与液态水（液相）,故弯头内的流动为典型的气液两相流。同时弯头内天然气输送压力、温度、流速和流态变化相互作用,管道弯头内的内腐蚀问题复杂,因此有必要开展CO2、H2S对天然气集输管道弯头的内腐蚀影响规律研究。本文通过调研总结CO2和H2S腐蚀的机理、影响因素与腐蚀模型,通过比较腐蚀速率预测经验模型、半经验模型和机理模型的优缺点;结合实际工况条件,采用数值模拟的方法进行研究,优选得出模拟中采用的DWM模型与H2S腐蚀速率预测经验模型。通过调研现场实际情况选定了模拟所采用的弯头规格和输送天然气参数及气质组分,并利用三维CAD软件建立了弯头的三维模型。弯头的结构化网格划分采用ICEM CFD软件完成。基于ANSYS Fluent软件,采用VOF气液两相流模型,选择基于压力的求解器和PISO算法进行流场压力-速度耦合计算。计算了天然气集输管道弯头内气流两相流场分布,并加载CO2和H2S腐蚀模型,模拟了天然气集输管道弯头内腐蚀分布。通过数值模拟得到了如下结论:（1）发现液体进入弯头后将出现向四周扩散的现象,该过程中液滴破碎向四周壁面扩散的过程,是弯头内腐蚀发生的关键因素。（2）弯头内CO2和H2S的分布无明显规律性,总的来说弯头外侧面酸性组分含量高于内侧面,上述现象可能与切向速度有一定关联。弯头内C02和H2S的分布是相关联的,C02和H2S的分布对弯头内壁面的腐蚀特征有决定性影响。（3）随着弯头内CO2浓度的增加,弯头壁面最大腐蚀速率和壁面平均腐蚀速率均增大。C02浓度的增加不仅增大了局部最大腐蚀深度,还增大了整个壁面的腐蚀状况。（4）随着入口流速的增加,弯头壁面最大腐蚀区域（弯头外侧拱面）面积明显扩大,最大腐蚀速率的增量明显大于平均腐蚀速率增量,表明入口速率增加所提高的传质过程对局部腐蚀的影响更大一些,而对整个弯头内壁面的腐蚀影响则需要更长的时间来强化CO2的扩散进程。（5）含水率的变化（0.002～0.1）不仅对弯头壁面腐蚀速率影响较小,而且对弯头内壁面腐蚀分布的影响也较小。本文通过数值模拟出弯头H2S、CO2腐蚀速率分布,以及浓度、流速、含水率等因素对弯头H2S、CO2腐蚀的影响。所得结论为天然气集输管道弯头腐蚀防护与控制方案制定提供了参考,对天然气管道系统的安全运行具有重要意义。
李振勤[4]（2018）在《油气初加工装置腐蚀原因及处理探讨》文中进行了进一步梳理随着油气加工装置的持续运行,装置将会在不同工作条件下受到不同程度的腐蚀,这将会带来一连串的问题。油气初加工装置的腐蚀将会直接影响企业的生产,必须采取相应的措施来防止腐蚀情况的发生,避免发生安全事故,延长装置的使用寿命。本文首先对腐蚀带来的危害进行了简要的说明,随后分析了影响油气初加工装置腐蚀的各种因素,并提出了相应的预防措施,从而确保油气初加工装置的正常运转,降低生产成本,提高产品的质量。
王世杰[5]（2017）在《浅析油气初加工装置腐蚀原因及处理方法》文中研究说明延长装置使用寿命,避免因设备腐蚀导致的安全事故,是油气初加工企业生产装置防腐管理的重要工作。
李作峰[6]（2017）在《油气加工装置冷换设备腐蚀、结垢与泄漏的探讨》文中研究表明随着油气加工装置运行时间的延长,天然气加工设备的腐蚀情况越来越严重。在油气加工装置中,冷换设备是其中一种重要的设备,它的腐蚀、结垢和泄漏直接影响了油气加工生产装置的安全、平稳、长周期的运行。通过对油气加工装置运行情况的分析,重点阐述了冷换设备的腐蚀、结垢与泄漏的原因及危害,并提出了一些相关的防护措施,确保油气加工装置冷换设备正常运行,降低生产成本,提高产品的质量。
姚蕾[7]（2016）在《辽河稠油石油酸组成与腐蚀性研究》文中提出对于以加工典型高酸值辽河稠油为主的某石化公司蒸馏装置,其加工过程中设备的严重腐蚀是石化企业亟待解决的难题。本论文针对该蒸馏装置进行了腐蚀规律研究,并结合电喷雾电离傅立叶变换离子回旋共振质谱（ESI FT-ICR MS）对其加工的原油及各馏分中的石油酸进行了详细表征,探究了质谱分析技术与腐蚀研究相结合的可行性。主要内容包括:利用在线监测技术考察了该蒸馏装置共十个部位的腐蚀情况,发现减压馏分腐蚀情况比常压严重,减二线和减压塔底腐蚀最明显,该监测结果与实际工业现场设备呈现的腐蚀状态一致。选取常三线和减二线馏分进行了实验室高温动态腐蚀模拟试验研究,发现常、减压馏分腐蚀加剧均从240°C左右开始,且随温度升高腐蚀速率持续上升,减压馏分在升温过程中腐蚀速率出现阶跃。基于FT-ICR MS和色谱定性和定量方法对该装置在线监测期间加工的原油及其各馏分产品中的石油酸进行了分子组成表征。结合以上腐蚀监测和实验结果,发现温度和石油酸分布是影响该装置腐蚀的重要因素,减二线和减压塔底温度高、石油酸含量较高,故腐蚀最严重。减二线腐蚀严重还受轻组分汽化和所含石油酸结构类型影响。本论文从石油酸组成结构分析角度对整套工业蒸馏装置的腐蚀进行评价,为分析技术与腐蚀研究相结合的可行性提供了新的证据。
毛骏[8]（2016）在《347不锈钢高速电渣堆焊层退火过程中的组织结构和耐蚀性变化》文中研究指明加氢反应器通常在高温、高压、强腐蚀、临氢等环境下工作,国内一般选用铬钼钢作为其筒体材料并在筒体内壁堆焊一层耐蚀金属以满足使用要求。由于高速电渣堆焊具有极高的熔敷速率,可极大地提高生产效率,同时焊带、焊剂的消耗量较少,具有明显的经济效益,因此,高速电渣堆焊技术在压力容器内壁防护措施中越来越多的受到关注和广泛研究。本文针对加氢反应器的服役环境、结构特点和成本等多方面因素,采用高速电渣堆焊技术,选用TBD309LNb堆焊材料,在加氢反应器筒体用12Cr2Mo1R试板上堆焊单层347奥氏体不锈钢堆焊层,并进行焊后去应力退火;然后通过化学成分分析、侧弯试验、铁素体含量测定、耐蚀性测试等,对高速电渣堆焊工艺进行评定;最后利用X射线衍射分析、光学显微分析、能谱分析等方法,通过铁素体含量测定、显微硬度测试、耐蚀性测试等,研究堆焊试板在690 oC长时间退火过程中的组织结构和耐蚀性变化,为加氢反应器的设计、制造、使用、维修等提供基础数据。高速电渣堆焊工艺评定结果表明,铁素体含量、化学成分均能满足相关的技术要求,通过组织结构测试所得堆焊层满足堆焊层组织要求。侧弯实验和腐蚀试验均为合格,说明本课题中使用的堆焊方法能够得到性能达标的堆焊层,满足相关技术要求。退火过程中堆焊试板组织结构的研究结果表明,经XRD、SEM等测试手段,表明退火过程中奥氏体堆焊层显微组织变化不大,通过EDS分析得知,堆焊层晶界处形成Nb的碳化物,这种碳化物保证了使用过程中堆焊层对抗连多硫酸的能力。基材显微组织中可以明显看到,在退火72小时之后,回火贝氏体组织中板条状铁素体,随着退火时间的进行而消失,并且析出颗粒,经EDS分析可知,析出的是Mo的碳化物。在熔合线两侧,随着退火的进行,由于熔合区两侧存在Fe、C、Cr、Ni、Mo、Nb等元素的浓度梯度,所以会发生元素扩散,并在熔合线附近形成C偏聚层,Nb、Cr、Mo、Ni在熔合线附近都或多或少的存在一个富集区域。退火过程中堆焊试板耐蚀性的研究结果表明,随着退火时间的增加,堆焊层腐蚀速率从8 h32 h去应力退火后略有增加,并基本保持平稳,也就是耐蚀性略有下降,但基本保持平稳。从焊态到8 h32 h去应力退火过程腐蚀率很快下降,也就是耐蚀性快速提高,从堆焊层EDS分析可以看到,随着退火的进行,Nb元素开始在晶界发生偏聚,耐蚀性能也随之提高,这与EDS所得结果保持一致。退火过程中试样的显微硬度研究结果表明,随着退火时间的延长,铁素体含量在堆焊层上呈现下降趋势。从显微硬度分布的图中可以看出,随着退火时间的延长,显微硬度整体呈现下降趋势。在靠近堆焊层一侧,距离熔合线大约0.1 mm0.3 mm范围内,会出现一个范围极小硬度极大的峰值,这主要是由于C元素的扩散引起的,基体一侧的C元素在退火过程中向堆焊层E347扩散,形成了一层增碳层,这层增碳导致这个区域内的碳含量远高于周围碳含量,使硬度增大。这与EDS所得结果保持一致。
牛帅[9]（2016）在《海洋油气集输容器失效事故树分析与可靠性评价模型研究》文中进行了进一步梳理海洋油气集输压力容器是将海上油田采出的产物进行收集和处理,并将其输送上岸的全过程,是海洋油气开采系统的重要部分。由于海洋油气集输压力容器在长期服役过程中,会受材料、设计、制作、安装、管理、腐蚀、和施工等原因影响而发生失效。轻者会造成经济损失和停产整顿,重者会导致泄漏、火灾、爆炸等重大事故,造成巨大经济损失、人员伤亡和环境污染等严重后果。对海洋油气集输压力容器进行失效形式的事故树评价分析,发现影响海洋油气集输压力容器失效的主要风险因素,明确油气集输系统薄弱环节,进而针对性地提出及时有效的防护措施有重大意义。本文通过海洋油气集输压力容器失效事故统计,对失效因素进行初步分析和分类;对海洋油气集输压力容器系统进行深入分析,建立失效形式的事故树模型,更深层次的分析研究导致海洋油气集输压力容器失效的主要风险因素;定性定量分析评价失效因素的风险等级和重要度大小;运用道化学评价法进一步分析比较评价结果;根据安全评价结果和实际系统运行环境,针对性地提出有效预防和防护措施;建立系统可靠性评价模型,为系统可靠性评价分析建立有效的分析方法。本文主要对以下内容进行了研究:首先,收集海洋油气集输压力容器相关数据,对比国内外海洋油气集输压力容器失效事故统计数据,分析影响海洋油气集输压力容器失效风险因素,其主要因素有:容器设计施工质量,运行环境,腐蚀,第三方破坏,管理不善等。其次,建立海洋油气集输压力容器失效形式的事故树模型,运用事故树评价法定性地评价海洋油气集输压力容器系统失效因素,确定风险因素的重要度。再次,结合事故树分析软件、统计数据、模糊数学和专家打分法对基本事件概率进行运算,得出定量分析结果,确定主要风险因素。进而,运用道化学评价法对海洋油气集输压力容器系统进行分析,对比事故树评价结果。针对两次评价分析的结果,识别海洋油气集输压力容器系统的主要风险因素和运行过程的薄弱环节,结合评价指标体系和实际系统运行环境,针对性地提出有效管理办法和预防防护措施,为海洋平台管理和安全生产提供理论支持,确保海洋平台的安全生产。最后,为了更好的对系统进行分析研究,对系统可靠性进行分析评价研究,建立系统可靠性评价模型。对系统进行三方面的可靠性评价分析:安全可靠性评价分析、环境可靠性评价分析和经济可靠性评价分析。
冉海波[10]（2015）在《川东地区含硫气田集输管道内腐蚀研究》文中指出随着近年来油气田开采的不断扩大和天然气工业不断发展,集输管道建设的不断增加,与此相关的腐蚀问题也越来越严重。管道的腐蚀不仅会造成管线破损、泄露,引发安全事故,还会引起环境污染,危害人民健康和财产安全,带来巨大的经济损失的同时,也引发了恶劣的社会影响。本文通过分析含硫天然气管道内腐蚀的主要类型,了解造成内腐蚀的主要原因。通过对川东地区管道进行气质分析,腐蚀管段取样和清管物取样,并对样品进行腐蚀程度和原因的分析,证明该管道内腐蚀原因为H2S-CO2腐蚀。通过对实际管段进行取样,进行室内实验研究川东地区管段内腐蚀的规律。通过实验发现：（1）管线用20钢和X52管线钢的腐蚀形态主要为均匀腐蚀,与川东地区干线内检测结果相对应。（2）通过模拟证明含水的三甘醇溶液仍具有腐蚀性,不同水介质组成对应的腐蚀速率有明显差别。（3）在模拟工况条件下,获得了5～50天周期内的H2S-CO2腐蚀速率和水浸润时间对腐蚀的影响。通过开展取样分析和实验研究,分析造成川东地区内腐蚀的根本原因是H2S-CO2腐蚀；直接原因是输送含H2S、CO2的介质,集气干线输送气源中有未经脱水的天然气,集气干线沿线携带甘醇损失严重,脱水装置及其上游过滤效果不佳,影响脱水效果。通过对川东地区的内腐蚀原因和规律的研究,提出加强脱水装置运行,确定合适的清管周期和加注缓蚀剂的控制内腐蚀的措施。通过对川东地区的内腐蚀研究和控制措施的提出,对于减缓原料气干气管道的内腐蚀,延长管道的使用寿命,保障管网安全经济运行,具有十分重要的意义。
二、油气加工过程的腐蚀与防护（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、油气加工过程的腐蚀与防护（论文提纲范文）
（1）输油管线腐蚀检测与防护（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 输油管线腐蚀类型及原因 |
| 1.1 内腐蚀及原因 |
| 1.2 外腐蚀及原因 |
| 1.3 电化学腐蚀 |
| 2 管线防腐蚀技术 |
| 2.1 合理地应用缓蚀剂 |
| 2.2 使用涂镀层油管 |
| 2.3 采用玻璃钢或塑料管材 |
| 2.4 阴极保护 |
| 2.5 使用非金属材料 |
| 2.6 涂刷保护层 |
| 3 加强油气管道的腐蚀监控和管理 |
| 4 结语 |
（2）基于RBI的石油炼化装置风险管理策略研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及内容 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究内容 |
| 1.1.3 研究目的 |
| 1.2 国内外研究综述 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究的创新点 |
| 1.4 本章小结 |
| 第二章 相关理论综述 |
| 2.1 风险管理概述 |
| 2.2 风险管理内容 |
| 2.2.1 风险识别 |
| 2.2.2 风险评估 |
| 2.2.3 风险控制 |
| 2.2.4 风险监控 |
| 2.3 风险管理技术 |
| 2.4 基于风险的检验RBI |
| 2.4.1 RBI技术概述 |
| 2.4.2 RBI技术原理 |
| 2.4.3 RBI方法 |
| 2.4.4 应用RBI进行风险管理的意义 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 A炼厂基于RBI的常减压蒸馏装置风险管理 |
| 3.1 装置的基本情况 |
| 3.2 装置设备的失效机理分析 |
| 3.2.1 高温硫腐蚀与高温环烷酸腐蚀 |
| 3.2.2 硫化物与氯化物应力开裂腐蚀 |
| 3.2.3 HCl-H_2S-H_2O腐蚀 |
| 3.2.4 保温层下腐蚀 |
| 3.2.5 水侧腐蚀 |
| 3.3 装置的风险评估结果 |
| 3.3.1 风险计算原理 |
| 3.3.2 风险评估结果 |
| 3.4 风险评估后的检验制定 |
| 3.4.1 检验方案制定基本原则 |
| 3.4.2 检验方案具体内容 |
| 3.5 装置的风险控制措施 |
| 3.5.1 重点部位指标控制策略 |
| 3.5.2 高风险部位日常检测策略 |
| 3.5.3 防腐蚀的建议 |
| 3.5.4 事故控制措施 |
| 3.5.5 事故急救措施 |
| 3.6 装置的风险监控 |
| 3.6.1 在线腐蚀探针监测技术 |
| 3.6.2 在线壁厚监测技术 |
| 3.6.3 在线PH监测技术 |
| 3.6.4 风险监控系统建设方案 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 炼油企业炼化设备风险管理策略研究 |
| 4.1 应用RBI进行风险管理中遇到的问题 |
| 4.1.1 风险管理制度不健全问题 |
| 4.1.2 RBI所需资料的完整性准确性问题 |
| 4.1.3 RBI参与人员素质不高问题 |
| 4.1.4 高风险部位日常检测维护不够,缺乏必要的监测系统问题 |
| 4.1.5 RBI分析结果略保守 |
| 4.2 应用RBI进行风险管理的相关策略 |
| 4.2.1 构建炼化设备的风险管理体系 |
| 4.2.2 完善设备技术档案 |
| 4.2.3 提高炼化设备管理人员的专业素质 |
| 4.2.4 积极开展设备风险点状态监测 |
| 4.2.5 开发基于我国炼化设备腐蚀数据的RBI分析软件 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者与导师简介 |
| 附件 |
（3）流动状态下H2S、CO2对天然气集输管道弯头的内腐蚀影响研究（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 国内外研究进展与现状 |
| 1.3 本文主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 天然气集输管道内腐蚀模型与多相流计算模型 |
| 2.1 CO_2腐蚀 |
| 2.1.1 CO_2腐蚀机理 |
| 2.1.2 CO_2腐蚀的影响因素 |
| 2.1.3 CO_2腐蚀模型 |
| 2.2 H_2S腐蚀 |
| 2.2.1 H_2S腐蚀机理 |
| 2.2.2 影响H_2S腐蚀的因素 |
| 2.2.3 H_2S腐蚀模型 |
| 2.3 集输管道弯头内腐蚀模型的建立 |
| 2.3.1 弯头几何模型建立 |
| 2.3.3 物性参数 |
| 2.4 流体动力学基本模型 |
| 2.4.1 流体动力学控制方程 |
| 2.4.2 湍流方程 |
| 2.5 多相流计算模型 |
| 2.5.1 气液两相流流型判断 |
| 2.5.2 气液两相流计算模型 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 天然气集输管道腐蚀数值计算方法 |
| 3.1 数值模拟软件 |
| 3.2 有限体积法 |
| 3.2.1 计算区域离散 |
| 3.2.2 控制方程离散 |
| 3.2.3 时间离散 |
| 3.3 计算区域的插值 |
| 3.3.1 空间插值 |
| 3.3.2 梯度与散度的插值 |
| 3.3.3 压力项插值 |
| 3.4 边界条件 |
| 3.5 多相流模型数值计算方法 |
| 3.6 几何模型和网格建立 |
| 3.6.1 弯头结构化网格生成方法 |
| 3.6.2 网格无关性检查 |
| 3.7 求解器的确定 |
| 3.8 本章小结 |
| 第4章 天然气集管道弯头内腐蚀模拟 |
| 4.1 边界条件的确定 |
| 4.2 模型求解 |
| 4.3 模拟结果分析 |
| 4.3.1 混合相流场特征 |
| 4.3.2 弯头内流体湍流动能、壁面剪切应力和切向速度 |
| 4.3.3 气液两相分布特征 |
| 4.3.4 CO_2和H_2S分布特征 |
| 4.4 腐蚀特征讨论 |
| 4.4.1 CO_2浓度对腐蚀速率的影响 |
| 4.4.2 入口流速对腐蚀速率的影响 |
| 4.4.3 含水率对腐蚀速率的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 攻读学位期间发表的论文及科研成果 |
| 参考文献 |
（4）油气初加工装置腐蚀原因及处理探讨（论文提纲范文）
| 1 油气初加工装置腐蚀的危害 |
| 1.1 腐蚀带来了巨大的经济损失 |
| 1.2 腐蚀带来了严重的安全事故 |
| 1.3 腐蚀带来了严重的环境污染 |
| 2 影响油气初加工装置腐蚀的因素 |
| 2.1 电化学腐蚀 |
| 2.2 溶解氧腐蚀 |
| 2.3 硫化氢腐蚀 |
| 2.4 金属表面的氧化腐蚀 |
| 3 预防油气初加工装置腐蚀的措施 |
| 3.1 预防电化学腐蚀的措施 |
| 3.2 预防溶解氧腐蚀的措施 |
| 3.3 预防硫化氢腐蚀的措施 |
| 3.4 预防金属表面氧化腐蚀的措施 |
| 4 结语 |
（6）油气加工装置冷换设备腐蚀、结垢与泄漏的探讨（论文提纲范文）
| 1 设备腐蚀、结垢与泄漏的影响因素 |
| 1.1 主要工艺指标 |
| 1.2 设备清洗周期 |
| 1.3 循环冷却水 |
| 2 设备腐蚀、结垢与泄漏造成的危害 |
| 2.1 设备腐蚀、泄漏 |
| 2.2 冷换设备结垢 |
| 3 预防及处理措施 |
| 3.1 浓缩倍数最佳检测方案的确定 |
| 3.2 调整水处理方案 |
| 3.3 充分利用水质现场监测技术 |
| 3.4 加强现场管理 |
| 4 结束语 |
（7）辽河稠油石油酸组成与腐蚀性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 引言 |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 石油酸的概念与性质 |
| 1.2 石油酸腐蚀研究进展 |
| 1.2.1 石油酸的腐蚀机理 |
| 1.2.2 影响石油酸腐蚀的因素 |
| 1.2.3 腐蚀试验方法 |
| 1.2.4 检测及分析评价手段 |
| 1.3 石油酸组成表征方法 |
| 1.3.1 石油酸分析表征方法 |
| 1.3.2 傅立叶变换离子回旋共振质谱（FT-ICR MS） |
| 1.4 文献综述小结 |
| 第2章 南蒸馏装置腐蚀规律研究 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 腐蚀在线监测系统 |
| 2.2.1 在线监测点的选取与探针安装 |
| 2.2.2 在线探针监测系统 |
| 2.2.3 在线监测数据获取 |
| 2.3 腐蚀在线监测结果分析 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 高温动态腐蚀模拟试验 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验部分 |
| 3.2.1 装置流程简介 |
| 3.2.2 在线探针监测系统 |
| 3.2.3 实验样品与条件 |
| 3.3 高温动态腐蚀模拟试验结果分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 原油及其各馏分的分子组成表征 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验部分 |
| 4.2.1 试剂与样品 |
| 4.2.2 样品前处理 |
| 4.2.3 负离子ESI FT-ICR MS分析的仪器条件 |
| 4.3 原油及其各馏分的负离子ESI FT-ICR MS分析 |
| 4.4 O2类化合物ESI FT-ICR MS半定量分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 减压馏分油石油酸的分离与分子组成表征 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验部分 |
| 5.2.1 试剂与样品 |
| 5.2.2 石油酸的分离与分析流程 |
| 5.2.3 GC-FID与负离子ESI FT-ICR MS分析的仪器条件 |
| 5.3 减压馏分油石油酸的负离子ESI FT-ICR MS分析 |
| 5.4 减压馏分油石油酸甲酯的GC-FID分析 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）347不锈钢高速电渣堆焊层退火过程中的组织结构和耐蚀性变化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题背景和研究意义 |
| 1.2 临氢压力容器用钢发展现状 |
| 1.2.1 临氢压力容器用钢发展现状 |
| 1.2.2 常用临氢压力容器用钢 12Cr2Mo1R |
| 1.3 加氢反应器工作环境及面临的腐蚀问题 |
| 1.3.1 加氢反应器工作环境 |
| 1.3.2 加氢反应器面临的腐蚀问题 |
| 1.3.3 加氢反应器抗连多硫酸腐蚀一般解决方案 |
| 1.4 压力容器堆焊技术 |
| 1.4.1 堆焊的概念及分类 |
| 1.4.2 堆焊工艺参数对堆焊过程的影响 |
| 1.4.3 压力容器常用的堆焊方法 |
| 1.4.4 高速电渣堆焊 |
| 1.4.5 加氢反应器常用的堆焊材料 |
| 1.4.6 焊后去应力退火 |
| 1.5 课题研究的主要内容 |
| 2 试验方案 |
| 2.1 试验材料 |
| 2.2 试验方案 |
| 2.3 试验设备 |
| 2.4 试样表征 |
| 2.4.1 化学成分分析 |
| 2.4.2 组织结构表征 |
| 2.4.3 力学性能测试 |
| 2.4.4 耐蚀性测试 |
| 3 12Cr2Mo1R表面高速电渣堆焊E347 |
| 3.1 高速电渣堆焊工艺 |
| 3.2 焊后退火工艺 |
| 3.3 退火后堆焊试板的探伤 |
| 3.4 高速电渣堆焊工艺评定 |
| 3.4.1 化学成分分析 |
| 3.4.2 铁素体含量测定 |
| 3.4.3 侧弯试验 |
| 3.4.4 硬度测定 |
| 3.4.5 耐蚀性测试 |
| 4 347不锈钢高速电渣堆焊层退火过程中的组织结构和耐蚀性变化 |
| 4.1 347不锈钢高速电渣堆焊层退火过程中的组织结构变化 |
| 4.1.1 X射线衍射分析 |
| 4.1.2 堆焊层铁素体含量及分布 |
| 4.1.3 光学显微分析和扫描电子显微分析 |
| 4.1.4 EDS分析 |
| 4.2 347不锈钢高速电渣堆焊层退火过程中的显微硬度变化 |
| 4.3 347不锈钢堆焊层耐蚀性变化 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间研究成果 |
（9）海洋油气集输容器失效事故树分析与可靠性评价模型研究（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 海洋油气集输压力容器及应用 |
| 1.2.1 海洋油气集输压力容器应用 |
| 1.2.2 海洋油气集输压力容器组成 |
| 1.3 研究历史现状与发展 |
| 1.3.1 安全评价历史现状与发展 |
| 1.3.2 海洋平台安全评价历史现状与发展 |
| 1.3.3 海洋油气集输压力容器现状分析 |
| 1.4 本文研究主要目标与内容 |
| 第2章 海洋油气集输压力容器失效研究 |
| 2.1 海洋油气集输压力容器失效形式 |
| 2.1.1 失效意义及失效形式分类 |
| 2.1.2 失效形式分析 |
| 2.2 海洋油气集输压力容器失效机理 |
| 2.2.1 失效机理与特点 |
| 2.2.2 失效原因与预防 |
| 2.3 海洋油气集输压力容器失效事故 |
| 2.3.1 国外海洋油气集输压力容器事故统计 |
| 2.3.2 国内海洋油气集输压力容器事故统计 |
| 2.4 海洋油气集输压力容器失效风险因素 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 海洋油气集输压力容器失效评价方法介绍 |
| 3.1 安全系统工程 |
| 3.2 系统安全评价方法 |
| 3.2.1 安全评价方法介绍 |
| 3.2.2 系统安全评价方法选择 |
| 3.3 事故树分析评价 |
| 3.3.1 事故树分析步骤和程序 |
| 3.3.2 事故树运算法则 |
| 3.3.3 事故树定性分析 |
| 3.3.4 事故树定量分析 |
| 3.3.5 事故树重要度分析 |
| 3.4 模糊数学 |
| 3.4.1 模糊集和模糊数定义 |
| 3.4.2 模糊集和模糊数运算法则 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 海洋油气集输压力容器失效事故树分析 |
| 4.1 海洋油气集输压力容器失效因素分析 |
| 4.2 海洋油气集输压力容器失效案例分析及数据统计 |
| 4.3 海洋油气集输压力容器失效事故树建立 |
| 4.4 海洋油气集输压力容器失效事故树分析评价 |
| 4.4.1 海洋油气集输压力容器失效事故树定性分析评价 |
| 4.4.2 海洋油气集输压力容器失效事故树定量分析评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 海洋油气集输压力容器主要风险因素与预防措施 |
| 5.1 风险因素分析 |
| 5.2 海洋油气集输压力容器风险因素研究目的和任务 |
| 5.3 海洋油气集输压力容器主要风险因素分析步骤 |
| 5.4 海洋油气集输压力容器失效主要风险因素分析 |
| 5.4.1 失效主要风险因素分析方法 |
| 5.4.2 失效主要风险因素分析 |
| 5.5 海洋油气集输压力容器失效主要风险因素分析结果对比 |
| 5.6 预防、管理措施 |
| 5.7 本章小结 |
| 第6章 海洋油气集输压力容器可靠性评价模型研究 |
| 6.1 海洋油气集输压力容器可靠性评价研究 |
| 6.1.1 系统设备可靠性分析 |
| 6.1.2 海洋油气集输压力容器可靠性评价方法 |
| 6.2 海洋油气集输压力容器可靠性评价模型建立 |
| 6.2.1 海洋油气集输压力容器可靠性评价内容 |
| 6.2.2 海洋油气集输压力容器可靠性评价方法 |
| 6.2.3 海洋油气集输压力容器可靠性综合评价模型 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论与展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录A 攻读学位期间所发表的学术论文 |
（10）川东地区含硫气田集输管道内腐蚀研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状及研究意义 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 集输管道内腐蚀失效类型及原因 |
| 1.3.1 集输管线内腐蚀失效的主要类型 |
| 1.3.2 集输管线腐蚀的主要原因 |
| 1.3.3 H_2S/CO_2腐蚀的主要因素 |
| 1.4 主要研究内容、研究目标和技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究目标 |
| 1.4.3 技术路线 |
| 第2章 川东地区集输干线内腐蚀实验取样及分析 |
| 2.1 集输干线概况 |
| 2.2 管段取样及分析 |
| 2.3 清管物取样及分析 |
| 2.4 现场脱水装置三甘醇取样研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 川东地区集输干线内腐蚀规律研究 |
| 3.1 水化学组成对管线钢H_2S/CO_2腐蚀的影响试验分析 |
| 3.2 含水三甘醇积液对管线钢H_2S/CO_2腐蚀的影响 |
| 3.3 管线钢H_2S/CO_2腐蚀的发展规律 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 川东地区集输干线内腐蚀原因分析 |
| 4.1 川东地区集输干线内腐蚀根本原因 |
| 4.2 川东地区集输干线内腐蚀直接原因 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 川东地区集输干线内腐蚀控制措施 |
| 5.1 川东地区盆地东部上游集输工艺 |
| 5.2 加强脱水装置运行管理 |
| 5.2.1 加强脱水装置管理 |
| 5.2.2 加强上游生产管理 |
| 5.3 摸索合理清管周期 |
| 5.4 对管道进行加注缓蚀剂保护 |
| 第6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 |
四、油气加工过程的腐蚀与防护（论文参考文献）
- [1]输油管线腐蚀检测与防护[J]. 杜东雷,刘北霜. 化工管理, 2020(36)
- [2]基于RBI的石油炼化装置风险管理策略研究[D]. 刘明. 北京化工大学, 2020(02)
- [3]流动状态下H2S、CO2对天然气集输管道弯头的内腐蚀影响研究[D]. 廖华扬. 西南石油大学, 2018(06)
- [4]油气初加工装置腐蚀原因及处理探讨[J]. 李振勤. 化工管理, 2018(19)
- [5]浅析油气初加工装置腐蚀原因及处理方法[J]. 王世杰. 石化技术, 2017(08)
- [6]油气加工装置冷换设备腐蚀、结垢与泄漏的探讨[J]. 李作峰. 石油石化节能, 2017(01)
- [7]辽河稠油石油酸组成与腐蚀性研究[D]. 姚蕾. 中国石油大学(北京), 2016(04)
- [8]347不锈钢高速电渣堆焊层退火过程中的组织结构和耐蚀性变化[D]. 毛骏. 兰州交通大学, 2016(04)
- [9]海洋油气集输容器失效事故树分析与可靠性评价模型研究[D]. 牛帅. 兰州理工大学, 2016(01)
- [10]川东地区含硫气田集输管道内腐蚀研究[D]. 冉海波. 西南石油大学, 2015(04)