CN116029222A - 建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法 - Google Patents
建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116029222A CN116029222A CN202111246408.3A CN202111246408A CN116029222A CN 116029222 A CN116029222 A CN 116029222A CN 202111246408 A CN202111246408 A CN 202111246408A CN 116029222 A CN116029222 A CN 116029222A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- corrosion
- gas
- main control
- corrosion rate
- temperature
- 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.)
- Pending
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 161
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 161
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 20
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 claims description 13
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 13
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 60
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000005536 corrosion prevention Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 3
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000012418 validation experiment Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明提供一种用于含H2S/CO2酸性油气田腐蚀速率预测图版的建立方法，属于油气田腐蚀防护领域。该方法首先调研获得油气田区块温度、H2S分压、CO2分压、CO2/H2S分压比以及Cl‑浓度参数分布，确定腐蚀主控气体；然后确定腐蚀模拟实验的边界实验条件，并通过正交法制定边界内部的实验条件；对边界和内部实验条件进行腐蚀模拟实验，获得腐蚀速率。对温度、主控腐蚀气体和腐蚀速率的数值进行高斯插值，并绘制带有等腐蚀速率线的预测图版。通过该方法绘制的腐蚀速率图版能够准确预测实际腐蚀速率，与腐蚀模拟实验数据的最大误差不超过±15％，能够支撑油气田的选材、寿命预测和腐蚀防护方案的制定。
Description
技术领域
本发明涉及油气田腐蚀防护技术领域，具体涉及一种用于含CO2/H2S油气田碳钢/低合金钢腐蚀速率预测图版的构建方法。
背景技术
我国已经成为世界主要的能源消耗大国之一，油气资源的供给充足是保证我国能源安全的基础。随着我国石油工业的发展，含有H2S/CO2高酸性油气田已经成为开采的主力。开采物中含有的酸性H2S、CO2气体会对井下管柱造成严重的腐蚀，与此同时伴生的采出水中还含有大量的Cl-，从而进一步加具了腐蚀的进行。因此在油气田开采之初，都会根据开采区块的工况环境进行实验室内的模拟工况腐蚀实验，以获得腐蚀速率参数，从而为现场材质选择和规格设计提供支撑。
虽然在同一开采区块中腐蚀工况具有相近性，但是各参数还是存在一定的分布范围，而实验室实验只能对个别少量的工况环境进行实验，这就导致实验室的数据难以覆盖整个区块工况。况且即便对于单独一口井而言，随着井筒深度的不同温度、气体压力等腐蚀参数也在发生变化。但是以往的研究结果表明，H2S、 CO2气体压力，温度和Cl-浓度等参数对腐蚀速率的影响存在规律性和连续性。因此基于区块工况环境合理设计腐蚀模拟实验方案，并基于实验获得的腐蚀速率通过插值的手段，可以建立覆盖整个区块腐蚀工况的腐蚀速率图版，从而为现场的选材、防腐措施的制定提供数据支撑。
CN201910019423专利中叙述了一种应用于海洋管道环境下的腐蚀预测方法，该方法基于现场腐蚀挂片数据，采用AGA-ELM混合算法对海管腐蚀速率进行预测。但是由于海管施工和工艺等的限制，现场腐蚀挂片的位置会受到很大的限制，其所在工况难以有效覆盖海管系统的所有工况。并且此专利中腐蚀性气体只包含了溶解氧，不能覆盖所有油田的气质条件。CN201810884314.0专利中叙述了一种天然气管道内腐蚀速率的预测方法，但该专利中并不包含的腐蚀速率的获取。同时该方法的适用范围为成品天然气，其腐蚀环境与油气田现场具有很大的区别。CN202010028987.3专利中叙述了一种一种考虑多因素的CO2腐蚀预测图版建立方法。该方法的适用环境为单一CO2腐蚀环境，并不包含有H2S存在的条件。同时方法中不包含实验室腐蚀模实验条件的优选方法。因此开发适用于油气田现场集输系统H2S/CO2工程环境，基于腐蚀实验模拟数据的腐蚀预测图版建立方法十分必要。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于含CO2/H2S油气田碳钢/低合金钢材料腐蚀速率预测图版的构建方法，从而为油气田碳钢/低合金钢材料的选择、寿命评估以及防腐工艺的选择提供数据支撑。
第一方面，本发明提供了一种用于含CO2/H2S油气田碳钢/低合金钢腐蚀速率预测图版的构建方法。
作为具体实施方式，所述用于含CO2/H2S油气田碳钢/低合金钢腐蚀速率预测图版的构建方法包括以下步骤：
步骤1：提供油气田各个影响腐蚀的参数及其范围，所述参数包括温度、H2S 分压、CO2分压；
步骤2：计算CO2\H2S分压比，根据分压比确定主控腐蚀气体为CO2或H2S；
步骤3：确定模拟实验中温度和主控腐蚀气体压力的范围；
步骤4：基于温度和主控腐蚀气体压力的范围，通过正交法建立模拟实验的实验条件和实验组数；
步骤5：根据实验组数和实验条件，开展模拟腐蚀实验，得到腐蚀速率；
步骤6：对温度、主控腐蚀气体压力和得到的腐蚀速率进行三维高斯插值；
步骤7：对插值后形成的数据进行绘图，获得腐蚀速率预测图版。
优选的，步骤1还包括：
提供油气田的Cl-浓度。
优选的，步骤2中，
当CO2\H2S分压比小于20时，H2S为主控腐蚀气体；
当CO2\H2S分压比大于500时，CO2为主控腐蚀气体；
当CO2\H2S分压比为20～500时，采用模拟现场工况的溶液介质以及CO2和 H2S气体的最大分压，在20℃～100℃温度范围内，优选在30℃、50℃、70℃和90℃下分别进行腐蚀实验，根据腐蚀速率随温度升高的变化趋势来确定主控腐蚀气体；确定主控腐蚀气体后，在后续腐蚀速率图版建立过程中将主控腐蚀气体压力作为变量，非主控腐蚀气体取最大压力作为常量。
通常CO2\H2S分压比决定着腐蚀的类型。当CO2\H2S分压比大于500时，腐蚀过程由CO2控制，碳钢腐蚀速率随着温度的升高呈现先增加后减小的过程；当 CO2\H2S分压比小于20时腐蚀过程由H2S控制，腐蚀速率随着温度的升高而增加。而当CO2\H2S分压比介于20～500区间内，腐蚀为混合控制需要通过实验来确定腐蚀类型。采用模拟现场工况的溶液介质以及CO2和H2S气体的最大分压，在20℃～100℃温度范围内，优选在30℃、50℃、70℃和90℃下分别进行腐蚀实验，根据腐蚀速率随温度升高的变化趋势来确定主控腐蚀气体；确定主控腐蚀气体后，在后续腐蚀速率图版建立过程中将主控腐蚀气体压力作为变量，非主控腐蚀气体取最大压力作为常量。
优选的，步骤3中，
温度范围为T1～Tn，主控腐蚀气体压力范围为P1～Pm。
优选的，步骤4中，
在T1～Tn内，取若干温度点，在P1～Pm内，取若干压力点，温度点和压力点彼此独立地选取，优选的，相邻温度点之间的温差小于或等于30℃；压力点在 P1～Pm内均匀分布。
优选的，步骤5中，
根据步骤3和步骤4的实验条件，在高温高压条件下进行模拟腐蚀实验，油田气中的Cl-浓度取平均值，将非主控腐蚀气体的最大分压确定为非主控腐蚀气体的压力；和/或所述腐蚀速率为碳钢/低合金钢的腐蚀速率。
可采用高温高压反应釜开展腐蚀模拟实验，每一腐蚀实验的周期为15天。
优选的，步骤6中，
为保证拟合数据的连续性，三维高斯插值采用样条插值法，插值后的数据点大于1000个。
优选的，步骤7中，
绘制图版时，在图版上绘制等腐蚀速率线。
其中X轴可为温度，Y轴可为主控腐蚀气体的压力，腐蚀速率通过颜色来表示，并绘制图版上的等腐蚀速率线。
优选的，所述构建方法还包括以下步骤：
步骤8：当Cl-浓度大于5000mg/L时，计算Cl-浓度变化对腐蚀速率的影响， Cl-浓度优选取现场溶液中的最大值。
优选的，步骤8中，
选取步骤5中一组实验条件，对不同Cl-浓度下的腐蚀速率进行实验模拟，优选地，不同Cl-浓度的间隔优选为5000mg/L，并将获得的腐蚀速率进行线性拟合以获得腐蚀速率随Cl-浓度变化的曲线P(Cl)，根据曲线P(Cl)计算当前Cl-浓度下腐蚀速率与最大Cl-浓度下腐蚀速率的商f(Cl)，并将最大Cl-浓度下图版中所有的腐蚀速率数值乘以f(Cl)，获得当前Cl-浓度下的腐蚀速率预测图版。
本发明提供的用于含CO2/H2S油气田碳钢/低合金钢腐蚀速率预测图版的构建方法，基于油气田的工况环境合理设计腐蚀模拟实验方案，并对实验获得的腐蚀速率进行插值，可建立覆盖整个区块腐蚀工况的腐蚀速率预测图版，从而为现场的选材、防腐措施的制定提供数据支撑。
附图说明
图1是根据本发明实施例1的腐蚀速率的预测图版。
图2是根据本发明实施例1的腐蚀速率的预测图版。
图3显示了根据本发明实施例3的腐蚀主控因素确认实验腐蚀速率的示意图。
图4是根据本发明实施例3的腐蚀速率的预测图版。
具体实施方式
下面结合实施例对本方法进行清楚、完整地描述，显然，所述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
下述实施例中，作为实验边界的温度范围为T1～Tn，主控腐蚀气体压力范围为P1～Pm，其中，T1表示最低温度，Tn表示最高温度，P1表示最低压力， Pm表示最高压力。实施例1～3中的对应参数均表示为具体数值。
实施例1：
表1西部XX油田区块的腐蚀条件
步骤1：确定西部XX油田区块的腐蚀条件参数，见表1所示。
步骤2：确定腐蚀类型。该区块的CO2/H2S在700～32500之间，大于500为 CO2腐蚀控制，腐蚀图版中则主要考虑主控气体CO2腐蚀因素。
步骤3：确定腐蚀模拟实验边界。温度范围为80～160℃，主控腐蚀气体CO2的分压为2.1～6.5MPa，所以边界实验条件的温度和主控气体压力参数组合分别为：80℃和2.1MPa、80℃和6.5MPa、160℃和2.1MPa、160℃和6.5MPa。
步骤4：确定实验边界内的实验条件。由于相邻温度值的间距不大于30℃，因此选取100℃、120℃和140℃。压力参数选取3MPa、4MPa和5MPa。通过正交设计后，边界内温度和主控气体压力参数的实验条件组合为100℃/4MPa、 120℃/3MPa、120℃/5MPa、140℃/4MPa。
步骤5：确定实验条件的Cl-浓度和H2S浓度分别为3250mg/L和0.003MPa。腐蚀模拟实验后的低合金钢P110S的腐蚀失重数据如表2所示。采用高斯插值法对温度、CO2和腐蚀速率进行插值，插值后的数据为2500个，差值后腐蚀速率的矩阵见表1。对插值后的数据进行绘图，本发明中采用的绘图软件为origin，绘制后的腐蚀速率图版如图1所示。在此实施例中Cl-浓度差别不大，因此并未进一步绘制不同Cl-浓度下的腐蚀速率图版。
表2为实施例1中步骤3和步骤4确定的腐蚀模拟实验条件及相对应的腐蚀速率。
表2西部XX油田区块的腐蚀模拟实验条件及腐蚀速率
最后为验证图版预测数据的可靠性，进一步设计实验对预测数据进行验证，验证实验条件和腐蚀速率，以及预测腐蚀速率值见表3所示，通过数据可知通过本方法建立的腐蚀速率图版的误差率小于±15％。
表3实施例1腐蚀验证数据
实施例2：
表4四川XX含硫气田区块的腐蚀条件
步骤1：确定四川XX含硫气田区块的腐蚀条件参数，如表4所示。
步骤2：确定腐蚀类型。该区块的CO2/H2S在0.46～18之间，小于20为H2S 腐蚀控制，腐蚀图版中则主要考虑主控气体H2S腐蚀因素。
步骤3：确定腐蚀模拟实验边界。由于温度范围是60～180℃，主控气体H2S 的分压为0.5～6.1MPa，所以边界实验条件的温度和主控气体压力参数组合分别为：60℃和0.5MPa、60℃和6.1MPa、180℃和0.5MPa、180℃和6.1MPa。
步骤4：确定实验边界内的实验条件。由于相邻温度值的间距不大于30℃，因此选取90℃、120℃和150℃。压力参数选取1.5MPa、3MPa和5MPa。通过正交设计后，边界内温度和主控气体压力参数的实验条件组合为90℃/3MPa、120 ℃/1.5MPa、120℃/5MPa、150℃/3MPa。
步骤5：确定实验条件的Cl-浓度和CO2浓度分别为2485mg/L和9MPa。腐蚀模拟实验后碳钢J55的腐蚀失重数据如表5所示。采用高斯插值法对温度、H2S 和腐蚀速率进行插值，插值后的数据为2500个，差值后腐蚀速率的矩阵见表2。对插值后的数据进行绘图，本发明中采用的绘图软件为origin，绘制后的腐蚀速率图版如图2所示。
表5四川XX含硫气田区块腐蚀模拟实验条件和腐蚀速率
最后为验证图版预测数据的可靠性，进一步设计实验对预测数据进行验证，验证实验条件和腐蚀速率，以及预测腐蚀速率值见表6所示，通过数据可知通过本方法建立的腐蚀速率图版的误差率小于±15％。
表6实施例2腐蚀验证数据
实施例3：
表7西部XX含硫油田区块的腐蚀条件
步骤1：确定西部XX含硫气田区块的腐蚀条件参数，如表7所示。
步骤2：确定腐蚀类型。该区块的CO2/H2S在25～150之间，大于20小于550 为混合控制区间，需要通过实验确定腐蚀主控气体，实验条件和腐蚀速率见表8 所示和图3所示。如图3所示腐蚀速率随着温度的升高而增加，表明腐蚀由H2S 控制，主控腐蚀气体为H2S。
表8实施例3腐蚀主控因素确认实验
步骤3：确定腐蚀模拟实验边界。由于温度范围是120～190℃，主控气体H2S 的分压为0.03～0.14MPa，所以边界实验条件的温度和主控气体压力参数组合分别为：120℃和0.03MPa、120℃和0.14MPa、190℃和0.03MPa、190℃和0.14MPa。
步骤4：确定实验边界内的实验条件。由于相邻温度值的间距不大于30℃，因此选取130℃、150℃和170℃。压力参数选取0.055MPa、0.08MPa和0.11MPa。通过正交设计后，边界内温度和主控气体压力参数的实验条件组合为130 ℃/0.08MPa、150℃/0.055MPa、150℃/0.11MPa、170℃/0.08MPa。
步骤5：确定实验条件的Cl-浓度和CO2浓度分别为1850mg/L和4.5MPa。腐蚀模拟实验后碳钢N80的腐蚀失重数据如表9所示。采用高斯插值法对温度、H2S 和腐蚀速率进行插值，插值后的数据为2500个，差值后腐蚀速率的矩阵见表3。对插值后的数据进行绘图，本发明中采用的绘图软件为origin，绘制后的腐蚀速率图版如图4所示。
表9西部XX含硫油田区块的腐蚀条件
最后为验证图版预测数据的可靠性，进一步设计实验对预测数据进行验证，验证实验条件和腐蚀速率，以及预测腐蚀速率值见表10所示，通过数据可知通过本方法建立的腐蚀速率图版的误差率小于±15％。
表10实施例3腐蚀验证数据
以上3个实施例均表明本申请的腐蚀速率图版绘制方法能够准确预测实际腐蚀速率，最大误差不超过±15％，能够支撑碳钢/低合金钢材料的选择、寿命预测和腐蚀防护方案的制定。
最后应说明的是，以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行同等替换；这些修改或者替换，并不使相应技术方案脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.用于含CO2/H2S油气田碳钢/低合金钢腐蚀速率预测图版的构建方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：提供油气田各个影响腐蚀的参数及其范围，所述参数包括温度、H2S分压、CO2分压；
步骤2：计算CO2\H2S分压比，根据分压比确定主控腐蚀气体为CO2或H2S；
步骤3：确定模拟实验中温度和主控腐蚀气体压力的范围；
步骤4：基于温度和主控腐蚀气体压力的范围，通过正交法建立模拟实验的实验条件和实验组数；
步骤5：根据实验组数和实验条件，开展模拟腐蚀实验，得到腐蚀速率；
步骤6：对温度、主控腐蚀气体压力和得到的腐蚀速率进行三维高斯插值；
步骤7：对插值后形成的数据进行绘图，获得腐蚀速率预测图版。
2.根据权利要求1所述的构建方法，其特征在于，步骤1还包括：
提供油气田的Cl-浓度。
3.根据权利要求1或2所述的构建方法，其特征在于，步骤2中，
当CO2\H2S分压比小于20时，H2S为主控腐蚀气体；
当CO2\H2S分压比大于500时，CO2为主控腐蚀气体；
当CO2\H2S分压比为20～500时，采用模拟现场工况的溶液介质以及CO2和H2S气体的最大分压，在20℃～100℃温度范围内，优选在30℃、50℃、70℃和90℃下分别进行腐蚀实验，根据腐蚀速率随温度升高的变化趋势来确定主控腐蚀气体；确定主控腐蚀气体后，在后续腐蚀速率图版建立过程中将主控腐蚀气体压力作为变量，非主控腐蚀气体取最大压力作为常量。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的构建方法，其特征在于，步骤3中，
温度范围为T1～Tn，主控腐蚀气体压力范围为P1～Pm。
5.根据权利要求4所述的构建方法，其特征在于，步骤4中，
在T1～Tn内，取若干温度点，在P1～Pm内，取若干压力点，温度点和压力点彼此独立地选取，优选的，相邻温度点之间的温差小于或等于30℃；压力点在P1～Pm内均匀分布。
6.根据权利要求2-5中任一项所述的构建方法，其特征在于，步骤5中，
根据步骤3和步骤4的实验条件，在高温高压条件下进行模拟腐蚀实验，油田气中的Cl-浓度取平均值，将非主控腐蚀气体的最大分压确定为非主控腐蚀气体的压力；和/或所述腐蚀速率为碳钢/低合金钢的腐蚀速率。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的构建方法，其特征在于，步骤6中，
为保证拟合数据的连续性，三维高斯插值采用样条插值法，插值后的数据点优选大于1000个。
8.根据权利要求1-7中任一项所述的构建方法，其特征在于，步骤7中，
绘制图版时，在图版上绘制等腐蚀速率线。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的构建方法，其特征在于，还包括以下步骤：
步骤8：当Cl-浓度大于5000mg/L时，计算Cl-浓度变化对腐蚀速率的影响，Cl-浓度优选取现场溶液中的最大值。
10.根据权利要求9所述的构建方法，其特征在于，步骤8中，
选取步骤5中一组实验条件，对不同Cl-浓度下的腐蚀速率进行实验模拟，优选地，不同Cl-浓度的间隔优选为5000mg/L，并将获得的腐蚀速率进行线性拟合以获得腐蚀速率随Cl-浓度变化的曲线P(Cl)，根据曲线P(Cl)计算当前Cl-浓度下腐蚀速率与最大Cl-浓度下腐蚀速率的商f(Cl)，并将最大Cl-浓度下图版中所有的腐蚀速率数值乘以f(Cl)，获得当前Cl-浓度下的腐蚀速率预测图版。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111246408.3A CN116029222A (zh) | 2021-10-26 | 2021-10-26 | 建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111246408.3A CN116029222A (zh) | 2021-10-26 | 2021-10-26 | 建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116029222A true CN116029222A (zh) | 2023-04-28 |
Family
ID=86090115
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111246408.3A Pending CN116029222A (zh) | 2021-10-26 | 2021-10-26 | 建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116029222A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117473302A (zh) * | 2023-12-26 | 2024-01-30 | 广东贝洛新材料科技有限公司 | 汽车配件的结构可靠性测试方法、装置、设备及存储介质 |
-
2021
- 2021-10-26 CN CN202111246408.3A patent/CN116029222A/zh active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117473302A (zh) * | 2023-12-26 | 2024-01-30 | 广东贝洛新材料科技有限公司 | 汽车配件的结构可靠性测试方法、装置、设备及存储介质 |
| CN117473302B (zh) * | 2023-12-26 | 2024-03-15 | 广东贝洛新材料科技有限公司 | 汽车配件的结构可靠性测试方法、装置、设备及存储介质 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105354639B (zh) | 致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测方法及其装置 | |
| CN106869892B (zh) | 一种重复压裂井缝内暂堵起裂的判断方法 | |
| US20120059640A1 (en) | Thermodynamic modeling for optimized recovery in sagd | |
| CN111927444B (zh) | 一种枯竭油气藏储气库注气能力评价方法 | |
| Janicki et al. | Simulation of methane recovery from gas hydrates combined with storing carbon dioxide as hydrates | |
| CA2763847A1 (en) | Method and system for configuring crude oil displacement system | |
| CN111219175B (zh) | 考虑应力敏感的裂缝性碳酸盐岩酸压裂缝匹配性优化方法 | |
| CN111859677B (zh) | 实验室尺度天然气水合物分解有效渗透率模型选择方法 | |
| CN108843303B (zh) | 一种基于泥岩蠕变模型的油水井套管损坏预测方法 | |
| CN105426666B (zh) | 天然气水合物分解气体释放速率计算方法及其装置 | |
| CN116050623B (zh) | 一种致密气储层供气能力的计算与评价方法 | |
| CN116029222A (zh) | 建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法 | |
| CN112069654B (zh) | 一种碳酸盐岩酸化数值模拟方法 | |
| CN107885893B (zh) | 描述二氧化碳驱储层非均质性的构建方法 | |
| CN109243540B (zh) | 水合物分解气体释放速率的计算方法及装置 | |
| Gomes et al. | Impact of Reservoir Reactions on Thermodynamic Scale Predictions | |
| CN107965315A (zh) | 一种低渗透油藏产能预测方法 | |
| CN112253071A (zh) | 一种致密砂岩储层预处理解堵增容压裂设计方法 | |
| CN114724641A (zh) | 一种双矿物组分碳酸盐岩储层酸化数值模拟方法 | |
| CN113109162B (zh) | 一种基于热流固耦合的岩石起裂压力计算方法 | |
| Shen et al. | Numerical investigation of fracturing fluid invasion into hydrate reservoirs during hydraulic-fracturing stimulation | |
| CN111188613B (zh) | 一种致密气藏气井井控半径确定方法及系统 | |
| CN115637972A (zh) | 一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法 | |
| Proshutinskiy et al. | Algorithm for optimization of methanol consumption in the «gas inhibitor pipeline-well-gathering system» | |
| CN110705108A (zh) | 一种海洋工程用低合金高强度钢热加工温度区间的确定方法 |
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 |