CN111982793A - 评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用 - Google Patents
评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111982793A CN111982793A CN202010742777.0A CN202010742777A CN111982793A CN 111982793 A CN111982793 A CN 111982793A CN 202010742777 A CN202010742777 A CN 202010742777A CN 111982793 A CN111982793 A CN 111982793A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pipeline
- corrosion
- sample
- concave
- experimental method
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 94
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 94
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 238000005498 polishing Methods 0.000 claims description 29
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 19
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 14
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 3
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 claims 2
- JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N benzene-1,4-diol;bis(4-fluorophenyl)methanone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1.C1=CC(F)=CC=C1C(=O)C1=CC=C(F)C=C1 JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 claims 2
- 238000003556 assay Methods 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007517 polishing process Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
Abstract
一种评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用，所述评价管道内顶部耐蚀性的实验方法包括：将单面内凹形试样设置在流动腐蚀环路系统的管道内顶部，进行管道内顶部耐蚀性评价；所述单面内凹形试样一侧为平面，另一侧向内凹陷并且凹陷情况与所述管道内顶部的凹陷情况基本一致。该方法可以用于在高压、高盐、高速湿气条件下管道内顶部的耐蚀性进行评价，以实现对在实际油气田生产环境中管道内顶部凹面面临的顶部腐蚀风险评估。
Description
技术领域
本申请涉及腐蚀性能评价领域，尤指一种评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用。
背景技术
在石油天然气开采和输送过程中，管道内部将面临复杂的工况环境，尤其管道顶部，在高速湿气环境下会发生顶部凝结、低pH、缓蚀剂无法到达等工况，造成管道顶部存在更高腐蚀风险。以海底天然气管道为例，在国内外已发生多次管道顶部穿孔，造成巨大经济损失，对环境造成危害。然而，目前对于在高压、高盐、高速湿气、含特定气氛条件下的管道内顶部腐蚀模拟实验大多仍是采用冷凝釜进行，或是采用流动环路结合平面圆片试样进行，而缺乏对于管道内顶部实际服役状态的真实评估。冷凝釜评价顶部腐蚀是在反应釜内进行，无法实现对管道内部介质流动特性的有效评估，而流动环路结合平面圆片试样无法对管道内顶部真实服役状态进行有效评估。
因此，开发一种既能实现对管道内部介质流动的有效模拟，又能对管道内顶部真实服役状态进行有效再现的评价方法十分必要。
发明内容
本申请提供了一种评价管道内顶部耐蚀性的实验方法，以实现对在实际油气田生产环境中管道内顶部凹面面临的顶部腐蚀风险评估。
本申请提供了一种评价管道内顶部耐蚀性的实验方法，包括：将单面内凹形试样设置在流动腐蚀环路系统的管道内顶部，进行管道内顶部耐蚀性评价；所述单面内凹形试样一侧为平面，另一侧向内凹陷并且凹陷情况与所述管道内顶部的凹陷情况基本一致。
在本申请的实施例中，所述实验方法可以包括：
a.选取用于打磨的管道：所述用于打磨的管道的外径与待测试管道内顶部的内径相同，以保证所述用于打磨的管道的外壁的凹陷情况与所述待测试管道内顶部的凹陷情况基本一致；
b.将砂纸固定在所述用于打磨的管道的外壁上，对平面圆片试样的测试面进行打磨，直到平面圆片试样的测试面与所述用于打磨的管道的外壁完全贴合，得到所述单面内凹形试样；
c.根据现场实际水质和组成配制模拟腐蚀溶液，并除去所述模拟腐蚀溶液中的氧气；
d.步骤b获得的单面内凹形试样固定在流动腐蚀环路系统的管道内顶部；
e.将步骤c配制的模拟腐蚀溶液加入所述流动腐蚀环路系统的储液罐中，再次对所述模拟腐蚀溶液进行除氧，然后加热至实验温度，并通入腐蚀气体进行腐蚀；
f.腐蚀完毕后，取出单面内凹形试样，观察并记录单面内凹形试样表面的腐蚀状态及腐蚀产物粘附情况，然后进行清洗和干燥，并观察和记录清洗和干燥后单面内凹形试样表面的腐蚀状态。
在本申请的实施例中，步骤b中可以依次采用100#、400#、800#和1000#砂纸进行逐级打磨。
在本申请的实施例中，在步骤b之后，步骤d之前，所述实验方法还可以包括：将步骤b获得的单面内凹形试样进行除油、脱水和干燥；任选地，将所述单面内凹形试样放入丙酮中进行除油，再放入无水乙醇中浸泡脱水，然后冷风吹干，贮于干燥皿中，放置1h后再测量尺寸精确至0.02mm。
在本申请的实施例中，所述腐蚀气体可以为二氧化碳、硫化氢及其混合气体。
在本申请的实施例中，步骤d中可以采用螺钉及夹具将所述单面内凹形试样固定在流动腐蚀环路系统的管道内顶部。
在本申请的实施例中，步骤d还可以包括对夹具进行打磨，打磨方法与步骤b中打磨平面圆片试样得到单面内凹形试样的方法一致，直到夹具的被打磨面与所述用于打磨的管道的外壁完全贴合。
在本申请的实施例中，所述螺钉可以为聚醚醚酮平头螺钉，所述夹具可以为聚醚醚酮材质。
本申请还提供了如上所述的实验方法在高压、高盐、高速湿气条件下管道内顶部耐蚀性评价中的应用。
本申请所提供的管道内顶部耐蚀性评价方法，能够更真实地模拟管道内顶部曲面在流动介质腐蚀环境中面临的腐蚀状态，最大限度地减小平面试样带来的涡流等对试样腐蚀的影响，具有更高的准确性和科学性。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书以及附图中所描述的方案来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为传统平面圆片试样的实物图；
图2为本申请实施例1中试样的安装位置示意图；
图3为本申请实施例1中单面内凹形试样在流动腐蚀环路内顶部的安装剖面示意图；
图4为图3的侧视图；
图5为本申请实施例1中平面圆片试样的腐蚀实验结果，(a)表示试样边缘区，(b)表示试样近中心区；
图6为本申请实施例1中单面内凹形试样的腐蚀实验结果，(a)表示试样边缘区，(b)表示试样近中心区。
附图中各标记的含义为：
1-平头螺钉；2-高压承载器；21-高压承载器本体；22-高压承载器插体；3-阀门；4-保护帽；5-流动腐蚀环路；6-单面内凹形试6；61-测试面；62-平面。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
本申请实施例提供了一种评价管道内顶部耐蚀性的实验方法，包括：将单面内凹形试样设置在流动腐蚀环路系统的管道内顶部，进行管道内顶部耐蚀性评价；所述单面内凹形试样一侧为平面，另一侧向内凹陷并且凹陷情况与所述管道内顶部的凹陷情况基本一致。
在本申请的实施例中，所述单面内凹形试样上可以设置有贯穿一侧的平面和另一侧的凹面的通孔。
在本申请的实施例中，所述实验方法可以包括：
a.选取用于打磨的管道：所述用于打磨的管道的外径与待测试管道内顶部的内径相同，以保证所述用于打磨的管道的外壁的凹陷情况与所述待测试管道内顶部的凹陷情况基本一致；
b.将砂纸固定在所述用于打磨的管道的外壁上，对平面圆片试样的测试面进行打磨，直到平面圆片试样的测试面与所述用于打磨的管道的外壁完全贴合，得到所述单面内凹形试样；
c.根据现场实际水质和组成配制模拟腐蚀溶液，并除去所述模拟腐蚀溶液中的氧气；
d.步骤b获得的单面内凹形试样固定在流动腐蚀环路系统的管道内顶部；
e.将步骤c配制的模拟腐蚀溶液加入所述流动腐蚀环路系统的储液罐中，再次对所述模拟腐蚀溶液进行除氧，然后加热至实验温度，并通入腐蚀气体进行腐蚀；
f.腐蚀完毕后，取出单面内凹形试样，观察并记录单面内凹形试样表面的腐蚀状态及腐蚀产物粘附情况，然后进行清洗和干燥，并观察和记录清洗和干燥后单面内凹形试样表面的腐蚀状态。
在本申请的实施例中，步骤b中可以依次采用100#、400#、800#和1000#砂纸进行逐级打磨。
在本申请的实施例中，在步骤b之后，步骤d之前，所述实验方法还可以包括：将步骤b获得的单面内凹形试样进行除油、脱水和干燥；任选地，将所述单面内凹形试样放入丙酮中进行除油，再放入无水乙醇中浸泡脱水，然后冷风吹干，贮于干燥皿中，放置1h后再测量尺寸精确至0.02mm。
在本申请的实施例中，所述腐蚀气体可以为二氧化碳、硫化氢及其混合气体。
在本申请的实施例中，步骤d中可以采用螺钉及夹具将所述单面内凹形试样固定在流动腐蚀环路系统的管道内顶部。
在本申请的实施例中，步骤d还可以包括对夹具进行打磨，打磨方法与步骤b中打磨平面圆片试样得到单面内凹形试样的方法一致，直到夹具的被打磨面与所述用于打磨的管道的外壁完全贴合。
在本申请的实施例中，所述螺钉可以为聚醚醚酮平头螺钉，所述夹具可以为聚醚醚酮材质。
在本申请的实施例中，所述平面圆片试样可以采用目前流动环路实验中常用的平面片状试样；
在本申请的实施例中，所述夹具可以在目前流动环路实验中常用的夹具(例如，高压承载器)基础上进行打磨得到，打磨方法与打磨平面圆片试样得到单面内凹形试样的方法一致。
在本申请的实施例中，所述流动腐蚀环路系统可以采用本领域中常用的流动腐蚀环路，例如，中国专利201610210463.X中公开的“湿气环路顶部腐蚀测试装置”。
本申请实施例还提供了如上所述的实验方法在高压、高盐、高速湿气条件下管道内顶部耐蚀性评价中的应用。
实施例1
单面内凹形试样管道内顶部腐蚀实验与传统平面圆片试样管道内顶部腐蚀实验比较：
实验条件：所用模拟腐蚀溶液为饱和的NaCl溶液，溶液中为饱和CO2，气体流速10m/s，管道内部的液气体积比为0.03％；
平面圆片试样为目前流动环路实验中采用的平面片状试样，其结构如图1所示；夹具采用美国热电监测分析技术公司的50型COSASCO(R)高压承载器，单面内凹形试样管道内顶部腐蚀实验采用的高压承载器前端的螺栓需要进行打磨，打磨方法与打磨平面圆片试样得到单面内凹形试样的方法一致；所述流动腐蚀环路系统采用中国专利201610210463.X中公开的“湿气环路顶部腐蚀测试装置”。
实验方法包括：
a.按照如图1所示的结构加工两个平面圆片试样，该平面圆片试样的直径为12mm，厚度3mm，中间开斜坡孔，图1所示的正面为测试面，测试面上的圆孔直径为4mm，背面上的圆孔直径为3mm；
b.选取用于打磨的管道：所述用于打磨的管道的外径与待测试管道内顶部的内径相同，均为2寸，并且所述用于打磨的管道的外壁的凹陷情况与所述待测试管道内顶部的凹陷情况基本一致；
c.依次将100#、400#、800#、1000#砂纸用强力502胶分别粘贴于步骤b选取的2寸管道外壁，取一个平面圆片试样，采用2寸管道外壁上的砂纸对该平面圆片试样的测试面进行逐级打磨，直到试样的测试面与管道外壁完全贴合，即获得与待测试管道内顶部内壁弯曲特性一致的单面内凹形试样；
d.将未打磨的平面圆片试样和步骤c得到的单面内凹形试样放入丙酮中除油，再放入无水乙醇浸泡约5min脱水，然后冷风吹干，贮于干燥皿中，放置1h后再测量尺寸精确至0.02mm；
e.据现场实际水质和主要离子成分用分析纯试剂和去离子水配制模拟腐蚀溶液，配制好后氮气除氧2h；
f.采用聚醚醚酮平头螺钉1穿过试样的斜坡孔并与高压承载器2(包括高压承载器本体21和高压承载器插体22，高压承载器本体21顶端与阀门3连接，阀门3顶部设置有保护帽4)的高压承载器插体22前端的螺栓结合以进行试样的安装，将两个试样安装于流动腐蚀环路5的顶部位置，如图2-4所示(即图2虚线圈内粗横管的内顶部，图3-4中流动腐蚀环路5顶部向下弯曲形成凹陷，单面内凹形试6的测试面61与该凹陷的弯曲特性一致，另一侧62为平面)；
g.将步骤e配制的模拟腐蚀溶液加入流动腐蚀环路系统的储液罐中，然后再用氮气除氧1小时。加热至所需的实验温度(该温度可根据实际需求进行设定)，并通入饱和CO2气体；
h.调节饱和CO2气体的流速至10m/s，腐蚀8h后，将试样取出，观察、记录表面腐蚀状态及腐蚀产物粘附情况后，立即用去离子水洗掉实验介质，并用酒精缓慢冲洗冷风吹干，贮于干燥皿中待测；
i.使用扫描电子显微镜观察试样表面，进行对比分析。
如图5、图6分别为平面圆片试样与单面内凹形试样的腐蚀实验结果，(a)表示试样边缘区，(b)表示试样近中心区。
可以看出，在采用传统的平面圆片试样，腐蚀后试样的近中心区域与边缘区域的腐蚀形貌截然不同，近中心区有典型的方形盐粒覆盖，腐蚀较为均匀，而边缘区并未见方形盐粒覆盖，试样整体腐蚀均一性差。而采用本申请的单面内凹形试样，则可以保证试样表面腐蚀的均一性，如图6所示，试样边缘区和近中心区均表现为典型的方形盐粒覆盖，腐蚀均一性较好，说明单面内凹形试样能够避免湿气涡流/扰动的影响，
以上实验结果说明本申请的评价方法采用单面内凹形试样进行管道内顶部腐蚀实验评价相比传统的平面圆片试样方法更为合理和科学。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (9)
1.一种评价管道内顶部耐蚀性的实验方法，包括：将单面内凹形试样设置在流动腐蚀环路系统的管道内顶部，进行管道内顶部耐蚀性评价；所述单面内凹形试样一侧为平面，另一侧向内凹陷并且凹陷情况与所述管道内顶部的凹陷情况基本一致。
2.根据权利要求1所述的实验方法，包括：
a.选取用于打磨的管道：所述用于打磨的管道的外径与待测试管道内顶部的内径相同，以保证所述用于打磨的管道的外壁的凹陷情况与所述待测试管道内顶部的凹陷情况基本一致；
b.将砂纸固定在所述用于打磨的管道的外壁上，对平面圆片试样的测试面进行打磨，直到平面圆片试样的测试面与所述用于打磨的管道的外壁完全贴合，得到所述单面内凹形试样；
c.根据现场实际水质和组成配制模拟腐蚀溶液，并除去所述模拟腐蚀溶液中的氧气；
d.步骤b获得的单面内凹形试样固定在流动腐蚀环路系统的管道内顶部；
e.将步骤c配制的模拟腐蚀溶液加入所述流动腐蚀环路系统的储液罐中，再次对所述模拟腐蚀溶液进行除氧，然后加热至实验温度，并通入腐蚀气体进行腐蚀；
f.腐蚀完毕后，取出单面内凹形试样，观察并记录单面内凹形试样表面的腐蚀状态及腐蚀产物粘附情况，然后进行清洗和干燥，并观察和记录清洗和干燥后单面内凹形试样表面的腐蚀状态。
3.根据权利要求2所述的实验方法，其中，步骤b中依次采用100#、400#、800#和1000#砂纸进行逐级打磨。
4.根据权利要求2所述的实验方法，在步骤b之后，步骤d之前，所述实验方法还包括：将步骤b获得的单面内凹形试样进行除油、脱水和干燥；任选地，将所述单面内凹形试样放入丙酮中进行除油，再放入无水乙醇中浸泡脱水，然后冷风吹干，贮于干燥皿中，放置1h后再测量尺寸精确至0.02mm。
5.根据权利要求2-4中任一项所述的实验方法，其中，所述腐蚀气体为二氧化碳、硫化氢及其混合气体。
6.根据权利要求2-4中任一项所述的实验方法，其中，步骤d中采用螺钉及夹具将所述单面内凹形试样固定在流动腐蚀环路系统的管道内顶部。
7.根据权利要求6所述的实验方法，其中，步骤d还包括对夹具进行打磨，打磨方法与步骤b中打磨平面圆片试样得到单面内凹形试样的方法一致，直到夹具的被打磨面与所述用于打磨的管道的外壁完全贴合。
8.根据权利要求6所述的实验方法，其中，所述螺钉为聚醚醚酮平头螺钉，所述夹具为聚醚醚酮材质。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的实验方法在高压、高盐、高速湿气条件下管道内顶部耐蚀性评价中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010742777.0A CN111982793B (zh) | 2020-07-29 | 2020-07-29 | 评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010742777.0A CN111982793B (zh) | 2020-07-29 | 2020-07-29 | 评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111982793A true CN111982793A (zh) | 2020-11-24 |
| CN111982793B CN111982793B (zh) | 2024-03-15 |
Family
ID=73444384
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010742777.0A Active CN111982793B (zh) | 2020-07-29 | 2020-07-29 | 评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111982793B (zh) |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060096360A1 (en) * | 2004-11-08 | 2006-05-11 | Bennett Richard J | Corrosion coupon rack and coupon holder |
| CN101226134A (zh) * | 2007-07-25 | 2008-07-23 | 中国石化股份胜利油田分公司技术检测中心 | 腐蚀室内动态模拟试验装置 |
| CN101482483A (zh) * | 2009-02-05 | 2009-07-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种管道内腐蚀检测装置及其使用方法 |
| CN201803046U (zh) * | 2010-08-25 | 2011-04-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低压管道腐蚀挂片悬挂装置 |
| CN203587481U (zh) * | 2013-10-29 | 2014-05-07 | 中国石油化工集团公司 | 一种高压硫化氢试验装置 |
| CN103926191A (zh) * | 2014-03-26 | 2014-07-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 多相流腐蚀及流态模拟实验管路装置及模拟实验方法 |
| CN105699286A (zh) * | 2016-04-06 | 2016-06-22 | 北京科技大学 | 一种湿气环路顶部腐蚀测试装置 |
| CN107121376A (zh) * | 2017-04-26 | 2017-09-01 | 中国石油大学(北京) | 高温高压气液两相h2s/co2环境原位载荷腐蚀模拟环路系统 |
| KR20190043968A (ko) * | 2017-10-19 | 2019-04-29 | 한국생산기술연구원 | 파이프 내부 소재 부식속도 측정 모사장치 및 방법 |
| CN209198284U (zh) * | 2018-12-06 | 2019-08-02 | 山东汇丰石化集团有限公司 | 在线挂片装置 |
-
2020
- 2020-07-29 CN CN202010742777.0A patent/CN111982793B/zh active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060096360A1 (en) * | 2004-11-08 | 2006-05-11 | Bennett Richard J | Corrosion coupon rack and coupon holder |
| CN101226134A (zh) * | 2007-07-25 | 2008-07-23 | 中国石化股份胜利油田分公司技术检测中心 | 腐蚀室内动态模拟试验装置 |
| CN101482483A (zh) * | 2009-02-05 | 2009-07-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种管道内腐蚀检测装置及其使用方法 |
| CN201803046U (zh) * | 2010-08-25 | 2011-04-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低压管道腐蚀挂片悬挂装置 |
| CN203587481U (zh) * | 2013-10-29 | 2014-05-07 | 中国石油化工集团公司 | 一种高压硫化氢试验装置 |
| CN103926191A (zh) * | 2014-03-26 | 2014-07-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 多相流腐蚀及流态模拟实验管路装置及模拟实验方法 |
| CN105699286A (zh) * | 2016-04-06 | 2016-06-22 | 北京科技大学 | 一种湿气环路顶部腐蚀测试装置 |
| CN107121376A (zh) * | 2017-04-26 | 2017-09-01 | 中国石油大学(北京) | 高温高压气液两相h2s/co2环境原位载荷腐蚀模拟环路系统 |
| KR20190043968A (ko) * | 2017-10-19 | 2019-04-29 | 한국생산기술연구원 | 파이프 내부 소재 부식속도 측정 모사장치 및 방법 |
| CN209198284U (zh) * | 2018-12-06 | 2019-08-02 | 山东汇丰石化集团有限公司 | 在线挂片装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111982793B (zh) | 2024-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107727679B (zh) | 一种表征深层碳酸盐岩岩石物理学特征方法 | |
| CN111175169A (zh) | 一种岩石润湿性评价方法 | |
| CN108333100B (zh) | 一种模拟土壤腐蚀的试验装置及方法 | |
| CN109596510A (zh) | 管线钢在超临界二氧化碳下腐蚀性能的检测方法 | |
| CN106404499A (zh) | 一种金相浸蚀方法 | |
| CN111974370A (zh) | 一种电场驱动固相微萃取纤维及其制备方法和应用 | |
| CN111982793A (zh) | 评价管道内顶部耐蚀性的实验方法及其应用 | |
| CN111650108A (zh) | 一种测定泥页岩岩石有效孔隙度的方法及装置 | |
| CN114082624A (zh) | 一种耐久性超疏水蜡烛烟灰涂层及制备方法 | |
| Zhu et al. | Electrochemical impedance spectroscopy study of the corrosion of 3Cr pipeline steel in simulated CO2-saturated oilfield formation waters | |
| CN107796739B (zh) | 湿气环境下金属氢渗透性能测试的装置及其方法 | |
| CN107389523B (zh) | 一种包膜肥料控释膜最大孔径的测定方法和测定系统 | |
| CN112161923B (zh) | 一种检测耐候钢锈层与基体之间结合强度的方法 | |
| CN108240957A (zh) | 一种动态力学特性的测量方法及装置 | |
| CN109351199B (zh) | 一种外压式中空纤维膜孔径测试用组件制备方法 | |
| CN209673591U (zh) | 一种土壤比重测定装置 | |
| CN102879556A (zh) | 一种定容量的生物芯片及其制备方法 | |
| CN216594900U (zh) | 一种可用于现场测试涂层阻抗的电化学探头 | |
| CN207832641U (zh) | 一种用于不锈钢晶间腐蚀试验的装置 | |
| CN111912773B (zh) | 缝隙及应力耦合作用下的极端环境腐蚀评价方法及夹具 | |
| US6512382B1 (en) | Method for corrosion susceptibility testing of magnetic heads using simulated disk corrosion products | |
| CN112325825B (zh) | 一种获取表面镀覆薄层厚度的方法 | |
| CN114544476A (zh) | 一种不锈钢耐均匀腐蚀性能检测方法 | |
| CN110724960B (zh) | 一种铁基缓蚀剂及其在铁基材酸洗液中的应用 | |
| CN117433981A (zh) | 一种测量金属材料元素硫应力腐蚀开裂敏感性的试验方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20210224 Address after: 838600 No.2 Daqing East Road, Dushanzi District, Karamay City, Xinjiang Uygur Autonomous Region Applicant after: CNPC Engineering Co.,Ltd. Applicant after: CHINA PETROLEUM ENGINEERING & CONSTRUCTION Corp. Applicant after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Applicant after: BEIJING DWELL PETROLEUM & GAS TECHNOLOGY DEVELOPMENT Co.,Ltd. Applicant after: CNPC ENGINEERING DESIGN Co.,Ltd. Address before: 838600 No.2 Daqing East Road, Dushanzi District, Karamay City, Xinjiang Uygur Autonomous Region Applicant before: CNPC Engineering Co.,Ltd. Applicant before: CHINA PETROLEUM ENGINEERING & CONSTRUCTION Corp. Applicant before: BEIJING DESIGN BRANCH OF CHINA PETROLEUM ENGINEERING CONSTRUCTION Co.,Ltd. |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |