一、埋地原油输送管道腐蚀穿孔原因分析（论文文献综述）
马晓凤[1]（2021）在《埋地保温管道腐蚀原因分析和腐蚀机理研究》文中研究指明在某油田在役埋地保温管道腐蚀现状调研的基础上,以典型埋地保温管段作为研究对象,对防腐保温层和管体的腐蚀形貌进行宏观和微观检测以及剩余壁厚和点蚀深度测量,并对现场土壤成分进行分析,探讨其腐蚀原因;进而建立剥离涂层下的室内试验模拟装置,采用电化学测试技术研究影响埋地保温管道腐蚀的主要因素,明确其腐蚀机理。研究结果表明:补口位置渗水、阴极保护电流屏蔽、防腐层老化以及运行温度高是导致埋地保温管道发生腐蚀的主要原因。温度升高、含盐量增加促进了埋地保温管道的腐蚀,土壤微生物的存在会加速管道腐蚀,但随着温度升高,微生物活性降低,其对钢质管道腐蚀的影响程度减弱。埋地保温管道的腐蚀机理主要表现为剥离涂层下的宏观原电池腐蚀,即防腐层破损处的管段作为阴极,具有阴极保护效应,远离破损处的管段整体作为阳极,具有接触腐蚀效应。腐蚀最严重部位及其距破损处的距离取决于宏观腐蚀电池的有效距离效应,其受到温度和介质含盐量的影响,随着温度升高,原电池的电位差和耦合电流密度增大,阳极区腐蚀加剧;随着含盐量增加,腐蚀最严重的部位向远离破损点位置移动。
刘乐乐[2]（2021）在《埋地保温管道外腐蚀检测与监测系统研究》文中提出埋地保温管道由于结构特殊,运行温度高,相较于普通输送管道更易发生腐蚀。目前,相关埋地管道的外腐蚀检测技术均已非常成熟,而关于埋地保温管道的外腐蚀监测,国内还处于起步阶段。因此,亟待开发一种可提供埋地保温管道腐蚀预警的自动化、可视化监测技术。本研究在国内外埋地管道腐蚀检测与监测技术充分调研的基础上,通过对影响埋地保温管道腐蚀关键因素和参数的分析和试验研究,结合物联网技术,运用One NET云平台,设计开发埋地保温管道外腐蚀预警监测系统,以使监测数据可实时上载与远程编阅,最终实现埋地保温管道腐蚀监测数据的自动化、信息化和可视化,为埋地保温管道的安全运行提供技术支撑。结果表明:防腐保温层进水、管输温度过高以及阴极保护电位偏离有效保护电位范围是导致埋地保温管道腐蚀影响的主要因素,而温度则是导致最小阴极保护电位和最大阴极保护电位负移的关键参数;基于金属电位差原理和保温层内置参比电极设计,开发出适用于埋地保温管道的保温层进水和阴极保护电位监测装置,结合基于物联网技术的腐蚀预警监测系统,可远程实时监测保温层内进水情况、管床温度和阴极保护电位,监测数据的稳定性较高、重现性较好,与现场测试数据的相对误差范围为-0.7%～2.4%,监测数据精度理想,开发板运行稳定。
俄斐[3]（2021）在《靖边油田地面集输管线腐蚀与防腐措施研究》文中研究说明靖边油田地处陕北,随着开发进入中后期,采出液组成复杂,近年来集输管道腐蚀破裂、穿孔经常发生,内腐蚀问题已经严重影响该油田的正常生产。因此,需要分析靖边油田地面管线腐蚀机理,研究地面管线腐蚀规律,并以此为基础制定相应的防腐对策。本文首先采用化学容量法和仪器分析相结合,通过对靖边油田地面集输管线输油系统和注水系统采出液进行分析,对腐蚀后挂片做扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）,X-射线衍射（XRD）和DSX-500全自动三维成像显微镜对挂片表面腐蚀形貌及腐蚀产物进行分析;通过室内实验,采用失重法研究硫化物、p H、溶解氧、细菌、温度及压力对站内地面管线腐蚀的影响,明确腐蚀影响因素;针对失效注水泵房弯管段等比例建模,利用CFD-FLUENT研究液流携砂条件下管段内流场特性和冲蚀磨损;根据对含硫采出液/油相系统的腐蚀机理的研究、现场腐蚀监测结果和室内试验结果,对缓蚀剂进行筛选,确定了最佳缓蚀剂和投加量。通过以上研究得出以下主要结论:（1）靖边油田采出液含水率高,p H呈弱碱性,在7.41～8.46;Cl-含量13338～19556mg/L,点蚀发生概率大;硫化物含量在88.47～122.17 mg/L;硫酸盐还原菌数量含量介于104～106个/m L区间,严重超标,成垢型阳离子Ca2+和Mg2+的含量较小,存在硫化氢和氯离子腐蚀倾向。（2）构建现场腐蚀监测系统并进行监测,输油系统平均腐蚀速率0.0154 mm/a,以局部腐蚀为主,均匀腐蚀为辅,引起腐蚀主要原因为高硫化物含量和Cl-含量高,腐蚀产物主要为Fe S;注水系统腐蚀速率0.0498 mm/a,存在严重点蚀行为,引起点蚀的主要因素为含水率、溶解氧、硫化物和SRB含量高,且存在悬浮固体,采出液中存在的大量Cl-会加速管线点蚀穿孔的发生,腐蚀产物膜组成主要为Fe2O3、CaSO4、SiO2以及铁氧化物的水合物。（3）随着硫化物和溶解氧含量上升,20#钢平均腐蚀速率增大;随p H下降,平均腐蚀速率逐级升高,现场采出液p H在7.41～8.46,对腐蚀有一定影响;随杀菌剂投加量上升,平均腐蚀速率减缓程度微弱,温度和压力随自变量升高,腐蚀速率变化很小。对管线影响较大的因素主要有硫化物、溶解氧和p H,SRB不是造成采出液腐蚀的重要影响因素,温度和压力不是影响腐蚀的主要因素。（4）通过采集现场数据并利用CFD-FLUENT研究液流携砂条件下弯管段内流场特性和冲蚀磨损,得出流场分布和管线磨损情况;由于摩阻损失,进出口压力相差较大;管段曲率较大处,容易发生空泡腐蚀,考虑提高管道内表面光洁度,增加铸管材料硬度或提高疲劳强度来抑制空泡腐蚀;冲蚀全部发生在弯管迎流侧,油田采出液具有腐蚀性,会在冲蚀下形成的弯管内壁表面保护膜破口处发生电化学反应迅速加剧管道点蚀和穿孔。（5）对9种缓蚀剂进行电化学法初步筛选,1#、2#、3#、5#、6#的缓蚀效果较好;再进行失重法优选,发现2#、3#两种缓蚀剂抑制平均腐蚀、点蚀性、抗硫性能均良好;缓蚀剂用量研究过程中,两种缓蚀剂加量为80mg/L～100mg/L时均能有效降低腐蚀速率。2#缓蚀剂在0mg/L～80mg/L区间内随投加量增加腐蚀速率明显下降,投加量在80mg/L时腐蚀速率最低;3#缓蚀剂加量在0mg/L～60mg/L时腐蚀速率变化基本不大,增加至80mg/L时腐蚀速率突然变得很低,可作为现场使用缓蚀剂;因此,建议现场选用2#或3#缓蚀剂,投加量为80mg/L～100mg/L。
刘保余,邹檀,闫朔,温庆昶[4]（2021）在《原油管道内腐蚀检测技术研究》文中认为某输油站内原油管道过路埋地段在使用过程中,发生了内腐蚀穿孔泄漏。文中针对该条原油管道内腐蚀泄漏情况,通过使用超声相控阵内腐蚀检测技术对该条管线进行内腐蚀缺陷扫查,并结合管段相对高程和管内原油介质成分分析结果,对该条原油管道内腐蚀穿孔现象进行原因分析。结果表明,该条管道属于典型的静置管道,管内原油含水量大,氯含量较高,油品呈弱酸性,内腐蚀多发生于该条管道局部低洼位置底部6点钟附近,腐蚀失效主要原因为静置管道原油沉积水造成的电化学腐蚀。
姚梦月[5]（2020）在《埋地油气管道外腐蚀速率及剩余寿命预测模型优化研究》文中提出长期以来,石油的输送主要有埋地、架空、海底三种形式,其中埋地管道最为常见。但是,埋地管道的腐蚀因素多,具有非线性、强耦合的特性,传统方法很难建立精确的腐蚀速率及深度预测模型。因此,对埋地管道腐蚀预测模型进行优化研究具有重要意义。本研究在阅读大量文献的基础上,分析和总结了现阶段埋地油气管道的腐蚀研究现状,结合管道的腐蚀机理及检测方法,主要进行了以下研究工作:（1）基于多元统计理论的腐蚀因素特征提取。由于埋地油气管道各腐蚀因素的非线性相关性,原始样本数据存在冗余信息。为降低检测数据对腐蚀速率及剩余寿命预测过程的影响,本研究以核主成分分析法建立了腐蚀因素与腐蚀速率之间的映射关系,提取腐蚀因素的主成分,重构原始数据集,以此作为GRNN腐蚀速率预测模型的输入值。（2）基于GRNN的腐蚀速率预测。根据GRNN适用于小样本、参数少、训练优的特点,将其用于对埋地管道在不同环境下的腐蚀速率进行预测。鉴于以往GRNN的光滑因子随机初始化,降低了模型的可靠性。为提高GRNN的预测效果,本研究采用天牛须算法优化其光滑因子,提出了基于BAS-GRNN的埋地管道腐蚀速率预测模型。（3）基于IGM（1,1）-BAS-GRNN的剩余寿命预测。结合腐蚀速率的预测结果,即可确定腐蚀薄弱管段,以灰色模型拟合其腐蚀深度随时间的变化值,进而确定管段的剩余寿命。但是,腐蚀因素随季节交替处于动态变化中,腐蚀现象并不规律。为提高剩余寿命的预测精度,本研究引入权重重构GM（1,1）原始序列;然后,对拟合序列与原始序列的误差平方和进行加权,以误差最小确定时间参数;最后,利用BAS-GRNN模型对改进的GM（1,1）预测误差进行修正,形成误差补偿器,由此预测管道的剩余寿命。综上,提出了埋地管道外腐蚀速率与剩余寿命预测的优化模型,效果好、精度高,可有效确定埋地管道风险管段,为管道管理部门提供决策依据。但是,如何加强内、外腐蚀的联动作用是本研究需要改进的方向。
王伟[6]（2020）在《浓海水管道腐蚀检测及电化学防腐技术研究》文中研究说明管道作为比较安全、经济的输送方法,输送应用范围不断扩大。由于受到各种因素的影响,管道内外壁防腐层破损、老化现象较为普遍,缩短了管道使用寿命,增加了管道运营成本,造成严重经济损失,生态环境遭到严重污染。以唐山某纯碱公司输送海水淡化后副产品浓海水的埋地管道为基点,对管道进行了内外壁防腐效果的检测,并对管道内壁电化学防腐研究,将研究成果应用于企业管道内壁的防腐。首先,以输送浓海水的20000米DN800碳钢管道为研究对象,设计了穿越段防腐层的腐蚀性能检测方法,并将该检测方法应用于管道内壁涂层的防腐效果检测,分析表明,检测管道穿越处内外壁防腐层的电阻率分别为45282Ω·m2和1462Ω·m2,说明管道内外壁防腐层不能有效隔离管道附近的腐蚀性介质,防腐层存在薄弱点和损坏点,在防腐层薄弱损坏处易发生电化学腐蚀,造成管道腐蚀穿孔泄漏。然后,以电化学原理为依据,对管道内外壁进行电化学防腐保护研究。选择厂内具有代表性的管段作为试验对象,设计了一套电化学防腐阴极保护装置,经过宏观观测、腐蚀挂片失重测试、超声波测厚及超声导波检测方式,对试验管段和空白管段的防腐效果进行对比。结果表明:未加防腐装置的空白管段相对安装防腐装置的管道管壁减薄0.60mm,实验段挂片平均腐蚀失重1.98%,明显低于空白段6.15%;宏观观察发现,安装外加电流阴极保护装置段管道内壁形成一层质地均匀的保护膜,未做处理的管段管道内壁严重腐蚀,多重测试证明阴极保护技术能够有效减缓介质碳钢管道内壁腐蚀速度。最后,将研究成果应用于1100m循环冷却系统浓海水管道内壁的电化学保护。经现场测试极化电位介于-0.85V～-0.93V之间,极化电位全部满足阴极极化电位要求,说明防腐效果显着,可进行大范围推广。图22幅;表11个;参48篇。
赵建涛[7]（2020）在《石油天然气长输管道安全风险识别及管控》文中进行了进一步梳理油气管道具有长距离、高压力、输送易燃易爆或有毒危险介质、环境敏感等特性,一旦失效,极易造成人员伤亡、污染环境、经济损失、相关联企业生产和生活受干扰等不良影响,导致严重的经济社会危害,给企业和社会带来巨大损失。随着社会经济发展对石油天然气需求的高度依赖,油气管道运输的安全性和可靠性对企业生产秩序、地方经济增长、社会发展稳定以及国家能源的安全供应有着直接的影响。随着近些年安全环保相关法规的修订完善,相应标准不断提高,要求愈来愈严,依法经营的红线不可逾越,企业违法违规的代价越来越大。同时伴随信息技术的发展,信息的快速多渠道传播,社会群众对事故事件的敏感性和关注度越来越高,容忍度越来越低,国家和政府对事故事件的追责力度越来越大。近些年我国油气长输管道建设发展迅速,油气管道输送的安全性和可靠性也越来越倍受关注,油气管道安全风险识别也越来越受重视,识别方法与管控措施也再不断发展。随着油气管道输送方面的安全问题不断被重视和研究,科技的不断进步和日趋成熟的新工艺,管道材料方面的优化也在不断加强,施工的标准不断提升,管道运营和管理措施和体系更加科学化、系统化,油气长输管道的风险率也在下降。但由于管道经过地区环境的复杂性、设计和施工的历史遗留问题等,仍然存在很多不可控因素导致的安全风险。本论文基于前人研究的基础,从管道本质安全和环境安全角度,论述长输油气管道风险识别方法和管控的措施,以期能够最大限度的降低风险发生率,保障长输油气管道安全,从而降低安全环保风险和保障企业经济效益。本论文从长输管道本体安全风险、环境安全风险、操作安全风险等方面系统阐述了风险类型、识别方法、评价方法和管控措施,围绕“管道、安全、环境”的理念开展风险识别和管控工作。主要论述了以下内容:（1）综合分析了油气长输管道风险的特点、类型和相应管理对策。（2）系统阐述了油气长输管道风险评价的方法。（3）以某一在役管道为实例,采用半定量评价方法,结合管道本体数据,及高后果区识别、内外检测、地质灾害调查、壁厚监视、阴极保护等信息,利用相应风险评价软件和人工复核分析,获得风险评价结果,制定相应管控措施,达到有效控制管道安全运营的目标。
蔡亮[8]（2019）在《输油站场工艺管道流动死端内腐蚀与防护》文中研究指明管线腐蚀是航空油料储运系统的主要安全隐患。通过对航油输送站内输送航油的性质分析,采用化学成分分析、金相组织分析、扫描电镜及X射线衍射分析等手段对管道进行分析,分析表明,管道腐蚀主要集中在管道下部5点～7点钟方向,在此部位油水分层严重,腐蚀形态以小孔腐蚀为主,腐蚀机理为溶解氧和酸腐蚀。今后应优化设计和施工管理,并加强对流动死端等重点部位的腐蚀检测,以减少腐蚀造成的各种危害。
付恒谦[9]（2019）在《镇海炼油厂90×104m3油库扩容工程设计》文中认为伴随着石油工业的迅速发展,油库在石油工业产业中的作用也越发突出和重要。油库是原油生产、原油加工、成品油供应及运输的纽带,是国家石油储备和供应的基地,它对于保障国防和促进国民经济高速发展具有相当重要的意义。随着我国对于成品油需求的规模逐年增长,油库的发展和规模也相当迅速;为了节约用地与操作方便,油库的规模与油罐单罐趋于大型化发展。本文综述了新建油库设计的背景和意义、国内外油库发展现状及未来发展趋势以及油库油气回收的重要性。结合宁波镇海化工园区的发展建设规划、周边化工厂对下游原材料的市场需求和资源供应能力,通过对新建油库地理位置、当地气象水文条件及交通运输状况、不同油气回收方法的经济性、技术性、先进性等各个方面分析比较,根据既要满足炼厂油品加工周转和华东地区油品的供应转输以及日常生产对成品油库址的基本要求,我们确定了油品出厂运输方式、库区平面布置方案及油气回收方案,并对库区油品周转数据进行了核算,设计出合理的工艺流程,编写了可行性报告。在工艺设计过程中,本文对工艺流程的设计方案、工艺计算和设备的选型等进行了详细地说明;并根据各类油品周转数据对库区各类油品进行了物料衡算,计算确定油库扩容罐区共需新增14座油罐,其中包含4座10×104 m3外浮顶储罐、4座5×104 m3外浮顶储罐以及6座5×104 m3内浮顶储罐;进而对油罐、机泵、油气回收系统、泡沫喷淋系统进行设计和选型,确定其相关参数,并进行了消防与RTO油气回收处理等安全、环保设施设计。对管道进行了设计计算,确定各种油品管道的管径、扬程等工艺参数,并绘制了油罐安装示意图、工艺管道流程布置图、平面布置图、带控制点工艺系统流程图、带控制点消防系统工艺流程图、消防工艺流程图、带控制点RTO油气回收系统工艺流程图、带控制点蓄热氧化系统工艺流程图。本设计的创新性或优势主要体现在,采用了RTO油气回收处理系统代替传统的柴油尾气吸收装置,有效降低了有害气体的排放,解决了现有贮存罐区的废气排放问题,达到了国家《石油化学工业污染排放标准》（GB31571-2015）和《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）;采用消防水罐装置替代了消防水池,不仅解决了消防水池占地面积大的问题,而且检修更简便,操作更简捷;本设计项目总投资估算为9.455亿元,投资回收周期2-4年;项目建成投用后可有效降低储罐周转率和工人的劳动强度,解决公司库容紧张问题,使其既能满足新建炼油装置原料贮存需求,又可以有效缓解炼化基地的原料和成品周转矛盾以及周边化工业园区企业原料供需矛盾。新油库后续配套设施投资较少,可有效减少项目建设投资及后期投用运营成本,更有利于实现公司经济效益最大化,实现产能集群化、规模化、一体化,为打造集经济、环保的原油加工、低硫原料油供应、基础化工原料及高端精细化学品和新材料生产于一体的世界级绿色石化基地提供基础数据。
班杨[10]（2019）在《长庆油田某采油厂输油管道环境风险评估研究》文中指出随着我国经济的发展,管道输送成为油气输送的重要方式,可以大大降低原油输送成本,减少损耗,节约能源,同时减少车辆运输带来的环境风险和安全隐患,有明显的环境效益和经济效益。但是管道运输也存在一定的风险,一旦处理不当,会对自然环境及社会生活造成严重影响,因此对管道进行环境风险评估十分必要。1、本文以长庆油田某采油厂管道为调查对象,对输油管道工程进行了环境风险识别的和源项分析,研究了原油泄漏对土壤、地表水的影响。对土壤的影响范围为直接泄漏区域的0-20cm 土层;地表水影响范围为泄漏区域下游12.2km。2、针对环境敏感区,实地调查了已有的输油管道风险防范设施,依据风险防范规章制度,制定了相应的应急预案。根据后续调查,水源地范围内的管线已经改线迁出,避让了水源地保护区。3、对管道运行区间典型污染事故进行了调查分析,对风险防范措施的有效性进行了苹果,提出了改进方案。从源头上减少此类事故的发生,为项目环境管理提供技术支持,为同类型项目决策提供信息反馈。本文的研究成果能有效的降低管道泄漏事故发生的概率,完善风险事故应急处理措施,对于油气管道运行的环境风险管理及风险防范措施有积极的促进作用,具有良好的环境示范效应。
二、埋地原油输送管道腐蚀穿孔原因分析（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、埋地原油输送管道腐蚀穿孔原因分析（论文提纲范文）
（1）埋地保温管道腐蚀原因分析和腐蚀机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 论文的研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 埋地保温管道腐蚀机理 |
| 1.2.2 埋地保温管道腐蚀影响因素 |
| 1.2.3 埋地保温管道腐蚀防护措施 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 论文的研究内容及思路 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究思路 |
| 第二章 典型埋地保温管道腐蚀原因分析 |
| 2.1 检测分析 |
| 2.1.1 宏观检测分析 |
| 2.1.2 微观检测分析 |
| 2.1.3 剩余壁厚及点蚀深度测量 |
| 2.1.4 土壤分析 |
| 2.2 腐蚀原因分析 |
| 2.2.1 阴极保护电流屏蔽 |
| 2.2.2 服役时间和运行温度 |
| 2.2.3 微生物的作用 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 埋地保温管道腐蚀机理研究 |
| 3.1 试验设计 |
| 3.1.1 试验材料与设备 |
| 3.1.2 试验方法 |
| 3.2 腐蚀影响因素和机理研究 |
| 3.2.1 不同管道材质性能分析 |
| 3.2.2 影响埋地保温管道腐蚀的主要因素 |
| 3.2.3 防腐层破损条件下的腐蚀机理 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 埋地保温管道腐蚀防治措施研究 |
| 4.1 传统阴极保护技术的改进 |
| 4.1.1 固体电解质 |
| 4.1.2 阴极保护技术实施方式的改进 |
| 4.2 防腐保温层质量的控制及改进 |
| 4.2.1 外防护层的正确选择 |
| 4.2.2 保温材料的正确选择 |
| 4.2.3 防护涂层的正确选择 |
| 4.3 泡沫质量的改进 |
| 4.4 补口质量的提高 |
| 4.5 缓蚀剂 |
| 4.6 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位论文 |
（2）埋地保温管道外腐蚀检测与监测系统研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 埋地保温管道腐蚀机理 |
| 1.2.2 阴极保护准则与应用现状 |
| 1.2.3 埋地保温管道外腐蚀检测方法研究现状 |
| 1.2.4 埋地保温管道阴极保护电位监测研究现状 |
| 1.3 课题研究的主要内容 |
| 第二章 埋地保温管道检测与监测系统分析 |
| 2.1 埋地保温管道腐蚀预警监测 |
| 2.2 埋地保温管道腐蚀检测 |
| 2.3 埋地保温管道腐蚀原因及影响因素分析 |
| 2.3.1 保温层进水对埋地保温管道腐蚀的影响 |
| 2.3.2 温度对埋地保温管道腐蚀的影响 |
| 2.3.3 阴保电位偏移对埋地保温管道腐蚀的影响 |
| 2.3.4 其他因素对埋地保温管道腐蚀的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 埋地保温管道阴保电位影响因素分析 |
| 3.1 最小保护电位影响因素分析 |
| 3.1.1 土壤成分的影响 |
| 3.1.2 温度的影响 |
| 3.1.3 微生物的影响 |
| 3.2 最大阴极保护电位影响因素分析 |
| 3.2.1 土壤成分的影响 |
| 3.2.2 温度的影响 |
| 3.2.3 材质的影响 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 埋地保温管道腐蚀监测系统设计与应用效果评价 |
| 4.1 基于物联网技术的埋地保温管道预警监测设计 |
| 4.1.1 工装与硬件设计 |
| 4.1.2 软件设计 |
| 4.2 系统测试结果分析 |
| 4.2.1 室内试验 |
| 4.2.2 现场试验 |
| 4.3 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 |
（3）靖边油田地面集输管线腐蚀与防腐措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油田地面集输管线输送介质特征 |
| 1.2.2 油田地面集输管线腐蚀影响因素 |
| 1.2.3 集输管线腐蚀的特点 |
| 1.2.4 油田地面集输管线腐蚀防护措施 |
| 1.2.5 存在问题 |
| 1.3 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 |
| 第二章 靖边油田地面集输管线采出液分析 |
| 2.1 靖边油田地面集输系统简介 |
| 2.2 实验试剂与仪器 |
| 2.3 实验原理与方法 |
| 2.4 结果与讨论 |
| 2.4.1 采出液组成性质 |
| 2.4.2 沿程采出液组成性质 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 地面集输管线腐蚀现状研究 |
| 3.1 实验试剂与仪器 |
| 3.2 实验原理与方法 |
| 3.2.1 现场腐蚀在线监测设备 |
| 3.2.2 现场腐蚀监测数据处理原理与方法 |
| 3.2.3 工艺流程及监测点的选择 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 腐蚀速率测定及腐蚀挂片分析 |
| 3.3.2 腐蚀挂片形貌分析 |
| 3.3.3 腐蚀产物X-射线衍射分析 |
| 3.3.4 管线腐蚀机理分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 地面集输管线腐蚀影响因素研究 |
| 4.1 实验试剂与仪器 |
| 4.2 实验原理 |
| 4.3 实验方法 |
| 4.3.1 水质因素 |
| 4.3.2 工况因素 |
| 4.4 结果与讨论 |
| 4.4.1 硫化物的影响研究 |
| 4.4.2 pH的影响研究 |
| 4.4.3 溶解氧的影响研究 |
| 4.4.4 SRB含量的影响研究 |
| 4.4.5 温度的影响研究 |
| 4.4.6 压力的影响研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 地面注水管线冲蚀模拟分析 |
| 5.1 CFD理论及Fluent软件简介 |
| 5.2 数值模拟原理 |
| 5.3 几何模型与网格划分 |
| 5.4 运行环境及参数设置 |
| 5.5 计算结果与讨论 |
| 5.5.1 流场分析 |
| 5.5.2 冲蚀磨损分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 地面集输管线防腐方法研究 |
| 6.1 实验试剂与仪器 |
| 6.2 实验原理与方法 |
| 6.3 评价用缓蚀剂缓蚀机理 |
| 6.4 结果与讨论 |
| 6.4.1 缓蚀剂评价实验用水组成性质 |
| 6.4.2 缓蚀剂电化学评价 |
| 6.4.3 失重法优选缓蚀剂 |
| 6.4.4 缓蚀剂加量确定 |
| 6.5 本章小结 |
| 第七章 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 |
（4）原油管道内腐蚀检测技术研究（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 管道概况 |
| 2 检测过程 |
| 2.1 检测技术 |
| 2.2 检测位置 |
| 2.3 检测结果 |
| 2.3.1 相控阵检测结果 |
| 2.3.2 腐蚀形貌检查结果 |
| 2.3.3 相对高程测量结果 |
| 2.3.4 油品分析测试结果 |
| 3 分析与措施 |
| 3.1 腐蚀机理 |
| 3.2 检测结果分析 |
| 3.3 防护措施 |
| 4 结论 |
（5）埋地油气管道外腐蚀速率及剩余寿命预测模型优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景和研究意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 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 |
| 1.2.3 存在的主要问题 |
| 1.3 研究内容、方法和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.4 论文创新点 |
| 2 埋地管道腐蚀理论概述 |
| 2.1 埋地管道腐蚀特征及类型 |
| 2.1.1 埋地管道的特征 |
| 2.1.2 埋地管道腐蚀类型 |
| 2.2 埋地管道腐蚀检测方法 |
| 2.2.1 土壤腐蚀检测 |
| 2.2.2 杂散电流腐蚀检测 |
| 2.2.3 腐蚀速率的确定 |
| 2.3 腐蚀预测研究方法 |
| 2.3.1 单变量输入的腐蚀预测方法 |
| 2.3.2 多变量输入的腐蚀预测方法 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 基于多元统计的埋地管道腐蚀因素特征提取 |
| 3.1 主成分分析法 |
| 3.1.1 主元个数确定 |
| 3.1.2 PCA处理过程 |
| 3.2 核主成分分析法 |
| 3.2.1 核函数 |
| 3.2.2 KPCA数学原理 |
| 3.3 多元统计方法在管道腐蚀中的应用 |
| 3.3.1 实地调查收集数据 |
| 3.3.2 实例验证样本选取 |
| 3.3.3 基于PCA的提取结果 |
| 3.3.4 基于KPCA的提取结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 基于神经网络的埋地管道腐蚀速率预测 |
| 4.1 人工神经网络的典型模型 |
| 4.1.1 误差反向传播神经网络 |
| 4.1.2 径向基函数神经网络 |
| 4.2 广义回归神经网络 |
| 4.2.1 GRNN的基本结构 |
| 4.2.2 GRNN的理论基础 |
| 4.2.3 GRNN的优点 |
| 4.3 GRNN的优化算法 |
| 4.3.1 智能优化算法 |
| 4.3.2 天牛须搜索算法 |
| 4.3.3 天牛须搜索算法性能验证 |
| 4.4 外腐蚀速率预测优化模型的构建 |
| 4.4.1 建模步骤 |
| 4.4.2 模型验证方法 |
| 4.5 实例验证及分析 |
| 4.5.1 预测模型的训练 |
| 4.5.2 预测结果比较与分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 基于IGM(1,1)-BAS-GRNN的埋地管道剩余寿命预测 |
| 5.1 灰色模型的优化原理 |
| 5.1.1 GM(1,1)模型 |
| 5.1.2 优化的GM(1,1)模型 |
| 5.2 基于BAS-GRNN误差补偿的优化模型 |
| 5.2.1 建模思路 |
| 5.2.2 优化模型的后验差检验 |
| 5.3 实例验证 |
| 5.3.1 最大腐蚀深度拟合过程 |
| 5.3.2 埋地管道剩余寿命 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 总结与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 不足与展望 |
| 参考文献 |
| 附表A 宏观检测结果 |
| 附录B 60组检测数据 |
| 攻读硕士研究生期间发表的论文 |
| 致谢 |
（6）浓海水管道腐蚀检测及电化学防腐技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 浓海水管道埋设现状 |
| 1.2.2 埋地管道非穿越段的防腐层检测研究 |
| 1.2.3 埋地管道穿越段的防腐层检测研究 |
| 1.2.4 管道电化学防腐技术研究 |
| 1.3 埋地管道非穿越段检测 |
| 1.3.1 概述 |
| 1.3.2 检测方法 |
| 1.4 穿越段电位电流法 |
| 1.4.1 概述 |
| 1.4.2 电位电流法检测 |
| 1.5 管道内壁电位电流法 |
| 1.5.1 概述 |
| 1.5.2 内壁电位电流检测 |
| 1.6 研究思路及主要研究内容 |
| 第2章 管道防腐检测技术应用 |
| 2.1 穿越段外防腐层状况检测评估 |
| 2.1.1 防腐状况检测方法 |
| 2.1.2 防腐检测试验 |
| 2.1.3 结果与讨论 |
| 2.2 管道内壁涂层状况检测 |
| 2.2.1 防腐状况测试方法 |
| 2.2.2 防腐检测试验 |
| 2.3 非穿越段管道外腐蚀状况检测 |
| 2.3.1 非穿越段管道外防腐层状况检测评估 |
| 2.3.2 非穿越段管道杂散电流状况检测评估 |
| 2.3.3 非穿越段管道阴极保护状况检测评估 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 管道内壁电化学防腐研究 |
| 3.1 厂内循环冷却水管道内壁电化学保护试验效果评估 |
| 3.1.1 测试试验设施 |
| 3.1.2 试验分析方法 |
| 3.1.3 试验分析 |
| 3.1.4 管道内壁防腐效果评估结果 |
| 3.2 电化学防护效果研究 |
| 3.2.1 腐蚀环境 |
| 3.2.2 防护机理 |
| 3.2.3 电化学防腐原理 |
| 3.2.4 阴极保护电位准则-850mV |
| 3.2.5 防护膜层的分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 管道电化学防腐应用 |
| 4.1 概述 |
| 4.2 内壁保护长度计算 |
| 4.3 内壁保护系统参数确定 |
| 4.4 检测方法 |
| 4.5 结果与讨论 |
| 4.6 经济效益 |
| 4.6.1 实施电化学防腐前一年经济损失 |
| 4.6.2 实施电化学防腐后一年经济损失 |
| 4.6.3 经济效益分析 |
| 4.7 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 在学期间研究成果 |
（7）石油天然气长输管道安全风险识别及管控（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 变量注释表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及分析 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 本章小结 |
| 2 风险管理相关理论及主要评价方法 |
| 2.1 风险管理的概念和目标 |
| 2.2 风险管理的流程 |
| 2.3 风险评价的方法 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 长输管道风险管理和常用评价方法 |
| 3.1 长输管道风险管理的概念 |
| 3.2 长输管道风险管理的特点 |
| 3.3 长输管道风险类型 |
| 3.4 肯特评分法 |
| 3.5 RiskScore评价方法 |
| 3.6 本章小结 |
| 4 长输管道风险评价应用 |
| 4.1 某原油管道概况 |
| 4.2 评价流程与方法 |
| 4.3 评价结果简述 |
| 4.4 风险分析 |
| 4.5 结论及建议 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 总结与展望 |
| 5.1 研究结论 |
| 5.2 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 致谢 |
| 学位论文数据集 |
（8）输油站场工艺管道流动死端内腐蚀与防护（论文提纲范文）
| 1 腐蚀现状 |
| 2 失效分析 |
| 2.1 宏观分析 |
| 2.2 管输介质及固体杂质分析 |
| 2.3 化学成分分析 |
| 2.4 金相组织分析 |
| 2.5 扫描电镜和X射线衍射分析 |
| 3 腐蚀原因分析 |
| 3.1 表面润湿性 |
| 3.2 油品腐蚀性 |
| 3.3 油水两相流流型 |
| 4 各阀室情况 |
| 5 结论及建议 |
（9）镇海炼油厂90×104m3油库扩容工程设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 设计背景 |
| 1.2 油库未来的发展趋势 |
| 1.2.1 油罐的大型化 |
| 1.2.2 油品管道配套建设加快 |
| 1.2.3 油库向自动化方向发展 |
| 1.3 本设计的目的和意义 |
| 1.3.1 本设计的目的 |
| 1.3.2 本设计的意义 |
| 1.4 油库扩容工程基本情况及遵循的主要规范 |
| 1.4.1 工程基本情况 |
| 1.4.2 工程设计采用的主要标准、规范 |
| 第二章 工程总图概况 |
| 2.1 油库地理位置 |
| 2.1.1 工程地质条件 |
| 2.1.2 地下水情况 |
| 2.2 当地气象及自然条件 |
| 2.3 交通运输条件 |
| 2.3.1 管道运输 |
| 2.3.2 水运运输 |
| 2.3.3 铁路运输 |
| 2.3.4 公路运输 |
| 2.4 公用工程条件 |
| 第三章 镇海油库建设规模与罐型设计 |
| 3.1 油品物性 |
| 3.2 各油品周转量及输送方式 |
| 3.3 库容的确定 |
| 3.3.1 储罐罐容计算 |
| 3.3.2 库容与罐型确定 |
| 3.3.3 各罐区面积确定 |
| 3.3.4 防火堤计算 |
| 第四章 镇海油库罐区总平面布置方案设计 |
| 4.1 总平面布置原则 |
| 4.2 总平面布置 |
| 4.3 总平面布置爆炸危险源分析 |
| 4.3.1 库区爆炸危险源分析 |
| 4.3.2 油品泄漏分析 |
| 4.3.3 油库火灾及爆炸危害范围 |
| 4.3.4 本设计相应防爆、防漏、防火的措施 |
| 4.3.5 含油污水收集处理系统 |
| 第五章 镇海油库输油管线工艺设计 |
| 5.1 油库工艺流程综述 |
| 5.2 输油管径的确定 |
| 5.2.1 经济流速选取 |
| 5.2.2 水路发油系统管径 |
| 5.2.3 管道输油系统管径计算 |
| 5.2.4 铁路发油系统管径 |
| 5.3 铁路油台装车设施的确定 |
| 5.3.1 鹤管参数的确定 |
| 5.3.2 栈桥的布置 |
| 5.4 输油管路摩阻计算 |
| 5.4.1 计算水路发油泵的吸入管路摩阻 |
| 5.4.2 计算管道输送泵的吸入管路摩阻 |
| 5.4.3 计算铁路发油中泵的排出管路摩阻 |
| 5.5 机泵的选择 |
| 第六章 消防系统工艺设计 |
| 6.1 概述 |
| 6.2 消防系统工艺 |
| 第七章 油气回收处理系统设计 |
| 7.1 公司废气处理现状 |
| 7.2 油气处理方案简介 |
| 7.3 油气回收方案的确定 |
| 7.4 油气回收治理系统工艺 |
| 7.4.1 油气回收治理系统工艺 |
| 7.4.2 系统工艺控制要求 |
| 7.4.3 蓄热氧化(RTO)单元 |
| 7.4.4 压缩机组描述及功能介绍 |
| 7.4.5 油气回收主要静设备参数 |
| 第八章 职业安全与卫生 |
| 8.1 危害因素分析 |
| 8.1.1 有毒有害危害 |
| 8.1.2 噪声危害 |
| 8.1.3 其他危害 |
| 8.2 劳动安全卫生设计中的防护措施 |
| 8.3 预期效果及评价 |
| 第九章 项目投资与节能分析 |
| 9.1 投资估算编制依据 |
| 9.2 建设投资估算方法 |
| 9.3 投资预算 |
| 9.4 能耗分析 |
| 9.4.1 节能和用能的原则 |
| 9.4.2 节能措施综述 |
| 第十章 结论 |
| 10.1 结论 |
| 10.2 展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附件 |
（10）长庆油田某采油厂输油管道环境风险评估研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究与进展 |
| 1.2.1 国外研究与应用现状 |
| 1.2.2 国内研究与应用现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 2 项目概况 |
| 2.1 项目所在地环境概况 |
| 2.1.1 地形地貌 |
| 2.1.2 气象、气候 |
| 2.1.3 水文 |
| 2.1.4 地质、水文地质 |
| 2.2 工程概况 |
| 2.3 输油管线工程 |
| 2.3.1 管线基本情况 |
| 2.3.2 管线施工情况 |
| 2.3.3 管线运行情况 |
| 2.3.4 退役管线处置情况 |
| 2.4 输油管道工艺流程分析 |
| 2.4.1 工艺流程 |
| 2.4.2 产污环节及污染防治措施 |
| 2.5 地面基础设施建设情况 |
| 2.6 开发方案 |
| 3 环境风险评估 |
| 3.1 风险物质识别 |
| 3.2 源项分析 |
| 3.2.1 最大可信事故 |
| 3.2.2 事故概率 |
| 3.3 管道原油泄露事故环境影响分析 |
| 3.3.1 原油泄漏量估算 |
| 3.3.2 原油泄漏对土壤的影响 |
| 3.3.3 原油泄漏对水环境的影响 |
| 3.4 环境风险结论 |
| 4 环境风险防范措施 |
| 4.1 主要风险防范措施 |
| 4.1.1 管线泄漏防范措施 |
| 4.1.2 管线跨越风险防范及应急处理措施 |
| 4.2 环境敏感区管道风险防范措施 |
| 4.3 应急物资配备情况 |
| 4.4 风险防范规章制度 |
| 4.4.1 厂级管道管理办法 |
| 4.4.2 作业区级管道运行管理办法 |
| 4.4.3 井区级管道管理运行管理办法 |
| 4.4.4 管线维护管理规定 |
| 4.4.5 巡线管理规定 |
| 4.4.6 扫线解堵作业管理规定 |
| 4.5 应急预案及应急演练 |
| 4.5.1 应急预案 |
| 4.5.2 应急演练 |
| 5 典型事故及风险应急处理措施 |
| 5.1 污染事故调查 |
| 5.2 典型事故分析 |
| 5.2.1 典型事故一 |
| 5.2.2 典型事故二 |
| 5.2.3 典型事故三 |
| 5.2.4 典型事故四 |
| 5.3 环境风险措施有效性评估 |
| 5.4 环境风险防范改进措施 |
| 6 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
四、埋地原油输送管道腐蚀穿孔原因分析（论文参考文献）
- [1]埋地保温管道腐蚀原因分析和腐蚀机理研究[D]. 马晓凤. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]埋地保温管道外腐蚀检测与监测系统研究[D]. 刘乐乐. 西安石油大学, 2021(09)
- [3]靖边油田地面集输管线腐蚀与防腐措施研究[D]. 俄斐. 西安石油大学, 2021(09)
- [4]原油管道内腐蚀检测技术研究[J]. 刘保余,邹檀,闫朔,温庆昶. 管道技术与设备, 2021(02)
- [5]埋地油气管道外腐蚀速率及剩余寿命预测模型优化研究[D]. 姚梦月. 西安建筑科技大学, 2020(01)
- [6]浓海水管道腐蚀检测及电化学防腐技术研究[D]. 王伟. 华北理工大学, 2020(02)
- [7]石油天然气长输管道安全风险识别及管控[D]. 赵建涛. 山东科技大学, 2020(04)
- [8]输油站场工艺管道流动死端内腐蚀与防护[J]. 蔡亮. 石油化工腐蚀与防护, 2019(06)
- [9]镇海炼油厂90×104m3油库扩容工程设计[D]. 付恒谦. 江苏大学, 2019(05)
- [10]长庆油田某采油厂输油管道环境风险评估研究[D]. 班杨. 西安理工大学, 2019(01)