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含CO2天然气管线内腐蚀直接评价方法的应用研究

摘要第4-5页
abstract第5-6页
第1章 绪论第10-15页
    1.1 研究背景及意义第10-11页
    1.2 国内外研究现状第11-13页
        1.2.1 干气管线内腐蚀直接评价方法研究现状第11-12页
        1.2.2 湿气管线内腐蚀直接评价方法研究现状第12-13页
    1.3 本论文的主要研究内容第13-15页
第2章 干气管线内腐蚀直接评价方法的应用研究第15-40页
    2.1 干气管线内腐蚀直接评价方法第15-21页
        2.1.1 预评价第15-17页
        2.1.2 间接检测第17-18页
        2.1.3 详细检测第18-20页
        2.1.4 后评估第20页
        2.1.5 DG-ICDA记录第20-21页
        2.1.6 DG-ICDA优缺点分析第21页
    2.2 干气管线气液两相流流动模拟研究第21-31页
        2.2.1 管道基础参数第21-23页
        2.2.2 气液两相流数值模拟第23-31页
    2.3 DG-ICDA预测结果影响因素研究第31-35页
        2.3.1 管道高程数据的影响第31页
        2.3.2 边界条件的影响第31页
        2.3.3 操作条件的影响第31-35页
    2.4 临界倾角的计算方法研究第35-37页
    2.5 DG-ICDA系统的编写及功能介绍第37-39页
    2.6 本章小结第39-40页
第3章 湿气管线内腐蚀直接评价方法的应用研究第40-62页
    3.1 湿气管线内腐蚀直接评价方法第40-44页
        3.1.1 预评价第40-41页
        3.1.2 间接检测第41-43页
        3.1.3 详细检测第43页
        3.1.4 后评估第43-44页
    3.2 湿气管线两相流流动计算第44-48页
        3.2.1 物性参数的计算第44页
        3.2.2 流行判别及持液率的计算第44-48页
    3.3 腐蚀速率预测模型第48-50页
        3.3.1 NORSOK模型第48-49页
        3.3.2 De Waard95模型第49-50页
    3.4 含CO_2湿气管道的内腐蚀数值模拟第50-56页
        3.4.1 管道基础数据第50-51页
        3.4.2 CO_2分压对腐蚀速率的影响第51-53页
        3.4.3 气体流量对腐蚀速率的影响第53页
        3.4.4 入口温度对腐蚀速率的影响第53-55页
        3.4.5 管道倾角对腐蚀速率的影响第55-56页
    3.5 含CO_2湿气管道的内腐蚀实验研究第56-61页
        3.5.1 实验装置简介第56页
        3.5.2 实验基础数据第56-57页
        3.5.3 管道运行温度对腐蚀速率的影响第57-58页
        3.5.4 CO_2分压对腐蚀速率的影响第58-59页
        3.5.5 油水比对腐蚀速率的影响第59-60页
        3.5.6 NORSOK模型的优化第60-61页
    3.6 本章小结第61-62页
第4章 内腐蚀直接检测与WG-ICDA方法的应用第62-81页
    4.1 管线内腐蚀智能检测第62-68页
        4.1.1 管线概况第62-63页
        4.1.2 内检测准备工作第63-65页
        4.1.3 内检测作业实施第65页
        4.1.4 内检测结果分析第65-68页
    4.2 管线内腐蚀直接评价第68-74页
        4.2.1 WG-ICDA预评价第68页
        4.2.2 多相流流动模拟第68-71页
        4.2.3 WG-ICDA子区域划分第71页
        4.2.4 腐蚀速率的预测第71-72页
        4.2.5 检测位置选取第72-73页
        4.2.6 腐蚀初步预测结果第73-74页
    4.3 预测结果的修正及输入参数的优化第74-76页
        4.3.1 预测结果的修正第74-75页
        4.3.2 输入参数的优化第75-76页
    4.4 管道剩余强度评价第76-79页
    4.5 本章小结第79-81页
结论第81-83页
参考文献第83-86页
致谢第86页

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