检索结果-南通市图书馆

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

95℃热氧老化对玻璃钢管性能的影响

塑料工业 2023年第8期51卷 98-101,121页

作者：钱熙文廖丹丹谷坛刘杰陈思维赵飞王均四川大学机械工程学院四川成都610065

对油田注水玻璃纤维增强塑料管(GFRP)进行95℃热氧老化实验,研究其老化后的外观颜色、红外官能团变化和力学性能。结果表明,老化后酸酐固化GFRP外观颜色从白色变化为淡黄色,芳胺固化GFRP外观颜色从淡黄色变为深棕色;截面的扫描电子显微... 详细信息

对油田注水玻璃纤维增强塑料管(GFRP)进行95℃热氧老化实验,研究其老化后的外观颜色、红外官能团变化和力学性能。结果表明,老化后酸酐固化GFRP外观颜色从白色变化为淡黄色,芳胺固化GFRP外观颜色从淡黄色变为深棕色;截面的扫描电子显微照片(SEM)可观察到孔洞缺陷;两种材料的失重率都随老化时间延长而增加;C—OH键被氧化成C O键,苯环之间的甲基或亚甲基中的C—H键被氧化,Si—OH键消失代表游离的羧酸与Si—OH之间发生成键反应生成Si—O—Si键;SG材料的环向拉伸强度从256.10 MPa减小到241.47 MPa,FA材料的环向拉伸强度从206.8 MPa减小到174.99 MPa。

关键词：玻璃钢管道热氧老化失重率红外官能团环向拉伸强度

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

高含硫环境中地面集输管线材质腐蚀影响因素

天然气工业 2004年第12期24卷 122-123,126页

作者：刘志德黄黎明杨仲熙谷坛孙绪晖熊伟中国石油西南油气田分公司天然气研究院

根据国内某高含硫气田集输管线内高含H2 S(8%～ 16 % )、CO2 (5 %～ 10 % )的高压腐蚀环境 ,分析了可能存在的腐蚀影响因素 ,并采用静态高温高压釜研究了H2 S、CO2 、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对2 0 # 钢的作用规律。结果... 详细信息

根据国内某高含硫气田集输管线内高含H2 S(8%～ 16 % )、CO2 (5 %～ 10 % )的高压腐蚀环境 ,分析了可能存在的腐蚀影响因素 ,并采用静态高温高压釜研究了H2 S、CO2 、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对2 0 # 钢的作用规律。结果表明 ,在试验研究的范围内 ,2 0 # 钢的腐蚀比较严重 ,腐蚀速率在 0 .348～ 2 .5 5 9mm/a之间 ,但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响 2 0 # 钢腐蚀程度的主要因素 :水中Cl-含量越高 ,2 0 # 钢的腐蚀速率越大 ;温度为 4 0℃时 2 0 # 钢的腐蚀速率相对较大 ;元素硫的存在会加速 2 0 # 钢的失重腐蚀和点蚀 ,最大点蚀深度为4 .86 7mm/a。通过室内研究 ,建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫 ,而且最好不要让集输管线的温度停留在 4 0℃左右 ,以减轻对管线的腐蚀 ;此外。

关键词：集输管线腐蚀速率元素硫含硫室内研究腐蚀程度气田 CO2 高温高压材质

川东峰七井CT2—4缓蚀剂加注工艺及效果监测

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

天然气工业 1999年第6期19卷 72-75页

作者：谷坛康莉四川石油管理局天然气研究院

应用缓蚀剂防腐工艺技术对于解决油气田的腐蚀防护问题具有重要意义。近年来，国内已研究出各种类型的油气田防腐蚀用缓蚀剂，取得了良好的效果。但对于缓蚀剂在生产中的实际应用，最佳投用量，缓蚀剂在井下存在状况，适用环境及防护效... 详细信息

应用缓蚀剂防腐工艺技术对于解决油气田的腐蚀防护问题具有重要意义。近年来，国内已研究出各种类型的油气田防腐蚀用缓蚀剂，取得了良好的效果。但对于缓蚀剂在生产中的实际应用，最佳投用量，缓蚀剂在井下存在状况，适用环境及防护效果等问题研究投入很少；由于对这些因素的认识较为肤浅，因此严重制约着缓蚀剂的进一步研究发展和推广应用，从而导致对气田防腐方案的制定带有一定的盲目性，使油气田的腐蚀防护问题变得更加复杂化。为此通过缓蚀剂残余浓度分析和腐蚀挂片结果相结合的方法，推断出可行的缓蚀剂投加量，对油套管的有效保护周期，缓蚀剂在介质中的控制浓度等。通过实验，对缓蚀剂应用技术取得了一些新的认识。

关键词：气田防腐缓蚀剂试验分析 CT2-4 加注工艺

介质流速对X60管线钢高压CO_2腐蚀行为的影响

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

腐蚀与防护 2012年第12期33卷 1095-1097页

作者：吴华黄黎明谷坛西南油气田公司天然气研究院成都610213 四川大学材料科学与工程学院成都610065

在60℃、5 MPa CO_2条件下,采用高压釜试验研究了腐蚀介质的流动对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,腐蚀介质的流动导致腐蚀速率增大,但流速与腐蚀速率之间不存在线性关系;随着流速的增加,腐蚀形态呈现均匀腐蚀-局部腐蚀-均匀腐蚀的... 详细信息

在60℃、5 MPa CO_2条件下,采用高压釜试验研究了腐蚀介质的流动对X60管线钢腐蚀行为的影响。结果表明,腐蚀介质的流动导致腐蚀速率增大,但流速与腐蚀速率之间不存在线性关系;随着流速的增加,腐蚀形态呈现均匀腐蚀-局部腐蚀-均匀腐蚀的特点,腐蚀产物膜的表面和截面形貌也随之发生变化。

关键词： CO2腐蚀腐蚀产物膜流速

API X52管线钢在饱和硫化氢气田水溶液中的氢渗透与氢致开裂行为

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

材料保护 2013年第3期46卷 64-66,2页

作者：唐永帆谷坛袁曦杨力汪枫中国石油西南油气田天然气研究院四川成都610213

天然气输送管道氢致开裂问题日益突出,而API X52管线钢在气田模拟水溶液中氢渗透和氢致开裂的研究较少。模拟了饱和硫化氢某气田水溶液,采用电化学和恒载荷拉伸试验方法,测定了API X52管线钢在不同充氢电流密度下的氢扩散系数、可扩散... 详细信息

天然气输送管道氢致开裂问题日益突出,而API X52管线钢在气田模拟水溶液中氢渗透和氢致开裂的研究较少。模拟了饱和硫化氢某气田水溶液,采用电化学和恒载荷拉伸试验方法,测定了API X52管线钢在不同充氢电流密度下的氢扩散系数、可扩散氢浓度(ω0)及管线钢氢致开裂临界可扩散氢浓度(ωHIC)。结果表明:API X52管线钢可扩散氢浓度(ω0)与充氢电流密度呈线性关系,即ω0=0.99+0.07J;其恒载荷下开裂临界可扩散氢浓度的对数值(lnωHIC)随拉应力(σ)呈线性下降,即σ=475-450lnωHIC。

关键词：氢渗透氢致开裂氢浓度饱和硫化氢气田水溶液 API X52管线钢

CO_2和Cl^-共存条件下L245NB钢的腐蚀行为

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

材料保护 2008年第8期41卷 62-63,71页

作者：李国浩谷坛刘志德李峰中石油西南油气田分公司天然气研究院四川成都610213

四川省油气田的天然气中都含有一定量的CO2,为此,借助静态高温高压试验和电感式点腐测试仪,研究了不同CO2分压和不同Cl-浓度条件下L245NB钢的腐蚀行为。结果表明,在试验范围内,随着CO2分压和水中Cl-浓度的升高,L245NB的腐蚀速率相应增大... 详细信息

四川省油气田的天然气中都含有一定量的CO2,为此,借助静态高温高压试验和电感式点腐测试仪,研究了不同CO2分压和不同Cl-浓度条件下L245NB钢的腐蚀行为。结果表明,在试验范围内,随着CO2分压和水中Cl-浓度的升高,L245NB的腐蚀速率相应增大;在40℃、总压为9 MPa、CO2分压大于1.0MPa,以及Cl-浓度大于5%的试验条件下,气相出现了点蚀。最后,还考察了抗CO2腐蚀缓蚀剂CT2-17对L245NB的保护效果。

关键词： L245NB无缝钢管 CO2腐蚀 Cl^- 腐蚀行为点蚀缓蚀剂

哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田井筒及集输管线腐蚀因素分析

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

天然气工业 2001年第1期21卷 99-104页

作者：谷坛杨仲熙黄黎明陈赓良中国石油西南油气田分公司天然气研究院

针对哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田的腐蚀环境 ,从全面腐蚀和局部腐蚀两方面着手 ,采用ISO、NACE及国内腐蚀防护的相关标准或评价方法 ,考察了H2 S、CO2 、Cl、温度及油水比等各因素对腐蚀的影响。在此基础上 ,对气田的腐蚀因素进行了综... 详细信息

针对哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田的腐蚀环境 ,从全面腐蚀和局部腐蚀两方面着手 ,采用ISO、NACE及国内腐蚀防护的相关标准或评价方法 ,考察了H2 S、CO2 、Cl、温度及油水比等各因素对腐蚀的影响。在此基础上 ,对气田的腐蚀因素进行了综合分析 ,总结出该气田的主要腐蚀因素、腐蚀类型及各因素的变化对气田腐蚀的影响规律和趋势 ;预测了气田发生严重腐蚀的可能部位及其腐蚀形态 ,为气田开发防腐方案的制定奠定了基础。研究结果表明 ,在扎纳若尔凝析气田开采和集输过程的工况条件下 ,腐蚀环境相当恶劣 ,具有产出流体的多相性、腐蚀介质的多样性和腐蚀形态的复杂性三大特点。该气田以H2 S产生的电化学腐蚀为主 ,氢脆和SCC共存。腐蚀最严重的部位应在井底 ,以点蚀为主 ;对管道而言 ,要特别注意氢脆和SCC。当介质含水量达到 5 0 %～ 80 %时。

关键词：哈萨克斯坦内纳若尔凝析气田井筒集输管道硫化氢二氧化碳应力腐蚀

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

重庆气矿气井腐蚀现状及防腐对策

石油与天然气化工 2004年第6期33卷 437-439,443页

作者：宋伟李娅冯小波谷坛中油西南油气田分公司重庆气矿气田开发工艺研究所中油西南油气田分公司天然气研究院

由于天然气中含有H2 S、CO2 、水等腐蚀性介质 ,井下油管会发生严重的腐蚀破坏。针对重庆气矿气井腐蚀现状 ,在分析影响井下油管腐蚀因素的基础上 ,提出在现有条件下 ,气井防腐除选用抗硫耐腐蚀材料外 ,最经济有效的措施是加注适宜的缓... 详细信息

由于天然气中含有H2 S、CO2 、水等腐蚀性介质 ,井下油管会发生严重的腐蚀破坏。针对重庆气矿气井腐蚀现状 ,在分析影响井下油管腐蚀因素的基础上 ,提出在现有条件下 ,气井防腐除选用抗硫耐腐蚀材料外 ,最经济有效的措施是加注适宜的缓蚀剂 ;并就重庆气矿气井缓蚀剂保护技术、气井防腐管理和后续防腐工作提出了建议 ,形成有针对性的气井防腐对策 ,用以指导日常气井防腐工作 ,确保气田高效、稳定生产。

关键词：气井腐蚀现状防腐对策

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

气液两相缓蚀剂在油气田开发中的应用

石油与天然气化工 2001年第4期30卷 200-201页

作者：舒作静刘志德谷坛中国石油西南油气田分公司天然气研究院

本文介绍了CT2 - 15缓蚀剂在四川气田、大港油田的应用情况。结果表明 :CT2 - 15缓蚀剂具有优良的气相和液相综合防腐效果 ,其气、液两相缓蚀率均大于 90 % ,可将现场的腐蚀速率控制在0 .12 5mm/a以下 ,对抑制油套管的局部腐蚀具有突出... 详细信息

本文介绍了CT2 - 15缓蚀剂在四川气田、大港油田的应用情况。结果表明 :CT2 - 15缓蚀剂具有优良的气相和液相综合防腐效果 ,其气、液两相缓蚀率均大于 90 % ,可将现场的腐蚀速率控制在0 .12 5mm/a以下 ,对抑制油套管的局部腐蚀具有突出的效果。适用于以H2 S为主的腐蚀环境及H2 S和CO2 的混合腐蚀环境的腐蚀防护 ,同时对于以CO2 为主的腐蚀环境和高温 (<160℃ )油气井也具有一定的缓蚀作用 ,使用方便。

关键词：气液两相缓蚀剂油气田开发防腐应用