叢書序 叢書前言 前言 第1章 油氣田腐蝕機理與類型 1.1 引言 1.2 腐蝕機理 1.2.1 C02腐蝕機理 1.2.2 H2S腐蝕機理 1.2.3 H2S-C02共存體繫下的腐蝕機理和特征 1.3 腐蝕類型 1.3.1 全面腐蝕與局部腐蝕 1.3.2 應力作用下的腐蝕 1.3.3 應力腐蝕機理及其影響因素 1.3.4 衝刷腐蝕及其影響因素 參考文獻 第2章 油氣田腐蝕評價與防護方法 2.1 引言 2.2 油氣田腐蝕評價方法 2.2.1 C02腐蝕 2.2.2 H2S腐蝕 2.2.3 衝刷腐蝕 2.3 腐蝕預測模型 2.3.1 CO2腐蝕預測模型 2.3.2 H2S腐蝕預測模型 2.3.3 H2S-CO2腐蝕預測模型 2.4 油氣田腐蝕防護 參考文獻 第3章 CO2注入井環空環境應力腐蝕規律研究 3.1 引言 3.2 研究方法 3.2.1 水樣分析 3.2.2 模擬條件的制定 3.2.3 研究過程 3.3 研究結果 3.3.1 油管環空環境開裂特征 3.3.2 實驗室模擬實驗結果 3.4 分析與討論 3.4.1 室內外相關性分析 3.4.2 腐蝕環境分析 3.4.3 應力腐蝕機理分析 3.5 結論 第4章 CO2注入井環空腐蝕防護方法研究 4.1 引言 4.2 研究方法 4.2.1 應力腐蝕試驗 4.2.2 電化學實驗 4.3 研究結果 4.3.1 緩蝕劑種類的影響 4.3.2 緩蝕劑濃度的影響 4.3.3 抗硫腐蝕添加劑的選擇 4.4 分析與討論 4.5 結論 第5章 高含H2S-CO2氣井油套管材料腐蝕規律研究 5.1 引言 5.2 研究方法 5.2.1 模擬體繫的建立 5.2.2 腐蝕試驗 5.2.3 電化學充氫實驗 5.3 研究結果 5.3.1 試樣宏觀形貌 5.3.2 腐蝕速率 5.3.3 力學性能測試 5.3.4 腐蝕產物分析 5.3.5 電化學充氫 5.4 分析與討論 5.4.1 應力腐蝕機理 5.4.2 壓應力的作用 5.4.3 應力門檻值及性 5.5 結論 第6章 高含H2S-CO2油井油管材料腐蝕規律研究 6.1 引言 6.2 研究方法 6.2.1 恆載荷浸泡實驗 6.2.2 電化學實驗 6.3 研究結果 6.3.1 宏觀腐蝕形貌 6.3.2 腐蝕速率 6.3.3 應力-應變曲線 6.3.4 電化學測量廠 6.4 分析與討論 6.4.1 應力腐蝕機理 6.4.2 應力腐蝕的行為特征 6.4.3 應力腐蝕的主要影響因素 6.5 結論 第7章 高含H2S-CO2油氣井材料腐蝕壽命評價方法研究 7.1 引言 7.2 評估思路 7.3 評估過程和結果 7.4 評估模型 7.4.1 評估模型的理論基礎 7.4.2 評估模型 7.5 結論 第8章 高含H2S-CO2天然氣井口裝置材料腐蝕規律研究 8.1 引言 8.2 研究方法 8.2.1 實驗介質和材料 8.2.2 SSCC實驗 8.2.3 電化學實驗 8.3 研究結果 8.3.1 35CrMo鋼與00Crl3Ni5Mo不鏽鋼SSCC行為比較 8.3.2 不同狀態00Crl3Ni5Mo不鏽鋼SSCC行為對比 8.3.3 318與2205不鏽鋼的SSCC行為規律 8.3.4 C02對2205不鏽鋼SSCC的影響 8.3.5 四種鋼SSCC行為規律綜合比較 8.4 分析與討論 8.4.1 SSCC的電化學機理 8.4.2 成分和組織對SSCC的影響 8.4.3 介質成分對SSCC的影響 8.5 結論 第9章 高含H2S-CO2天然氣集輸管道腐蝕規律研究 9.1 引言 9.2 研究方法 9.2.1 試驗材料和條件 9.2.2 試驗裝置和試樣 9.2.3 實驗 | 
