X42输油管道泄漏分析

利用力学性能检测、无损探伤、腐蚀坑形貌观察和XRD相分析等研究手段,对X42输油管道试压泄露原因进行系统分析。分析结果表明:X42输油管道具有良好的强韧性能,各项力学性能指标满足管线标准要求;X42管道4点钟至8点钟位置管道内部腐蚀严重,存在明显的管道存蓄水腐蚀特征,并在管道内壁6点钟位置发现有多处点蚀坑;点蚀坑电镜分析和腐蚀产物分析表明,点蚀坑位置存在较高浓度的Cl-,点蚀坑形貌表现为典型的Cl-诱发小孔腐蚀特征。因此,X42管道试压泄漏是由于铺设后的管道内残留含较高浓度Cl-的积水,积水中的Cl-诱发孔蚀所导致。建议已完成铺设但未投用的油气管道,在封存前应进行充分排水和干燥处理,避免类似事故的发生。     

基于动态贝叶斯网络的海底管道点蚀疲劳损伤失效模型研究

目的研究海底管道在点腐蚀和腐蚀疲劳双重影响下的整个破坏过程,基于动态贝叶斯网络构建系统失效模型,对海底管道系统不同疲劳寿命下的失效概率进行预测。方法将点蚀疲劳损伤过程分为腐蚀点成核、腐蚀坑增长、短裂纹扩展和长裂纹扩展四个阶段,采用蒙特卡洛模拟方法对腐蚀点形成到短裂纹发生前的管道破坏过程进行分析,结合疲劳裂纹扩展的动态贝叶斯网络结构图,在充分考虑相关影响因素不确定性的基础上,为海底点蚀管道系统提出一种创新性的概率分析方法,对点蚀管道疲劳寿命的失效概率进行科学预测。结果结合实例分析,通过蒙特卡洛模拟方法,求解得出腐蚀坑增长转变为短裂纹扩展状态的临界裂纹尺寸为0.8mm。采用动态贝叶斯网络分析方法,对未经受维修保养的点蚀管道进行疲劳寿命预测,当管道运行到第35年时将会面临失效风险。结论所构建的模型可以对海底点蚀管道腐蚀疲劳寿命失效概率进行合理预测,通过观测相关影响参数的变化,及时更新预测结果,有助于为海底管道系统制定有效的维修策略。     

钙处理对低碳钢耐点蚀扩展性能的影响

通过夹杂物分析比较了钙处理对夹杂物形态的影响；通过模拟闭塞腐蚀电池试验(OCC)及室内挂片试验比较了经过钙处理的碳钢与未经钙处理的碳钢的耐蚀性.结果表明:经过钙处理后的碳钢,其夹杂物形态为球状夹杂物；模拟闭塞腐蚀电池试验及室内挂片试验均表明了经过钙处理后的钢的蚀坑扩展速度要低于未经过钙处理的普通碳钢,耐蚀性明显提高.     

碳钢中磷的偏析对坑孔腐蚀的影响

选择五种具有不同冶金特点的碳钢,通过模拟蚀孔的闭塞腐蚀电池试验及室内挂片试验,研究了轧制钢板中磷偏析对坑孔腐蚀扩展的影响。结果表明,磷偏析是形成蚀坑内梯田状腐蚀形态的主要原因;磷偏析及较低的磷含量都加速蚀坑的发展;沿轧向延伸的磷偏析带及夹杂物导致了蚀坑沿平行板面方向的腐蚀扩展速度大于垂直方向的扩展速度。     

0Cr13铁素体不锈钢在FeCl_3溶液中的点蚀行为

通过腐蚀浸泡试验、形貌观察、极化曲线等方法,研究了0Cr13铁素体不锈钢在FeCl3溶液中的点蚀行为。结果表明:在6%FeCl_3(质量分数)溶液中,0Cr13不锈钢点蚀过程伴随着明显的全面(均匀)腐蚀,温度升高,点蚀坑数量和深度随之增加,均匀腐蚀加剧;均匀腐蚀引起的试样减薄,造成点蚀形貌失真,无法真实反映点蚀程度;0Cr13不锈钢表面点蚀坑属于开放式点蚀坑,数量虽多,但蚀孔深度相对较小,304L不锈钢表面点蚀坑属于皮下型或底彻型点蚀坑,呈溃疡状特征,具有很强的"深挖动力",破坏能力更强。     

流动Cl~-环境下X70管线钢的二氧化碳腐蚀行为研究

利用自行设计的在高压条件下高低起伏管道模拟设备,对油气两相流动状态下X70管线钢的腐蚀行为进行了模拟,并利用软件对腐蚀过程进行了数值分析。得出结论:Cl-浓度对点蚀趋势的影响存在一个临界浓度,超过临界浓度,点蚀急剧恶化,点蚀坑和点蚀半径增加,低于这个浓度,对点蚀影响不大,这是因为点蚀的形成和金属钝化达到一个动态的平衡,使点蚀处于一个较平稳的状态。Cl-浓度对腐蚀速率的影响也存在一个临界浓度,只是这个浓度大大低于点蚀的临界浓度,大约在2.5~5.0 g/L之间。     

两类船用低合金钢耐点蚀性能的比较

通过模拟闭塞腐蚀电池试验及室内间浸挂片试验,对常用的Ni-Cr系和Mn系两类低合金船体结构钢的耐点蚀性能作了比较.短期挂片的结果表明,Ni-Cr系钢的耐点蚀性能优于Mn系钢;而模拟长期挂片条件的闭塞电池试验结果则表明,Ni-Cr系钢的耐点蚀性能比Mn系钢差.在涂层保护下,Ni-Cr系钢的点蚀诱发孕育时间比Mn系钢长很多.表现为实船使用中Ni-Cr钢的耐蚀性一直优于Mn系钢.     

用循环极化曲线研究Al和铝合金的点蚀行为

通过循环极化确定纯Al和Al-7Zn-0.1Sn-0.015Ga (质量分数,%) 合金在3.5%NaCl溶液中的自腐蚀电位E_corr、点蚀电位E_pit、点蚀转变电位E_ptp和保护电位E_rp,并通过Al和铝合金在这些特征电位的点蚀形貌研究了它们的点蚀行为及点蚀扩展机理。结果表明：在点蚀电位时开始出现点蚀坑,随着电位升高点蚀坑迅速向横向和纵向扩展直至保护电位;纯Al的点蚀坑为窄而深的方形点蚀形貌,蚀坑内部为粗糙的结晶状结构,且表面出现明显的丝状腐蚀。Al-7Zn-0.1Sn-0.015Ga合金的点蚀形貌为宽而浅的圆形腐蚀坑,蚀坑内部比较光滑,且丝状腐蚀消失。合金元素能明显活化合金,降低点蚀坑深度,改善其腐蚀形貌。     

氢蚀对U-2.5Nb合金力学性能的影响

通过温度和压力变化精确控制U-2.5%Nb合金氢腐蚀的氢消耗量,利用万能拉伸试验机测试不同程度氢腐蚀对U-2.5Nb合金力学性能的影响,用金相和SEM表征该合金氢腐蚀的形貌和断面形貌。结果表明,材料的延伸率和断面收缩率在氢蚀后下降明显,抗拉强度随着腐蚀程度的增加略有下降。根据腐蚀形貌和断面形貌讨论了氢点蚀影响材料力学性能的机制,即氢点蚀引起的蚀坑和微裂纹是造成力学性能下降的主要原因     

天然气压气站内腐蚀挂片监测管道内腐蚀

使用腐蚀挂片可以对管道内腐蚀进行较为全面和准确的监测.本文基于腐蚀挂片在天然气压气站管道的内腐蚀监测应用,详细地介绍了腐蚀挂片的类型、结构、选用、使用步骤和腐蚀速率的计算.     

Frechet分布的海底油气管道腐蚀预测

应用Frechet极值分布建立管道最大腐蚀深度预测模型,然后用马尔科夫链蒙特卡罗(MCMC)方法估计预测模型的参数值,通过模型预测出可能的最大腐蚀深度,并结合钢质管道管体腐蚀损伤评价方法和马尔科夫链模型对管壁腐蚀的最大概率状态进行分析和预测,实现对海底油气管道腐蚀现状和运行情况的科学评价和预测。结果表明:管道腐蚀进入状态3以后,腐蚀速率加快,在管道运行到第10年时,就需要更换新管。该组合模型能够很好地预测油气管道的最大腐蚀深度和腐蚀状况,从而为合理确定管道的检测、维护、维修和更换周期提供科学的依据。     

油气管道的腐蚀监/检测技术研究分析

针对目前油气集输管道出现日益严重的腐蚀,解决油气集输管道腐蚀问题已经成为现阶段油气开采的重点工作,本文对目前油气集输管道各种腐蚀监/检测技术进行调研,并对各种技术的特点做了一定的分析介绍。     

基于云平台的管道腐蚀远程在线监测系统

为实现油气井口装置管道腐蚀情况的远程在线监测,针对压电超声耦合、传感器安装、信号传输存储分析等关键问题,提出了基于云平台的管道腐蚀远程在线监测方法。研发了可进行液-固转变的干耦合剂,保证了良好的耦合效果。针对管道结构与长程监测需求,研究了压电传感网络布点、定位与固定方法。针对复数信号传输、存储、分析等问题,提出了基于云平台的B/S(浏览器/服务器)架构。最后结合现场实际工况,开发出了多通道管道腐蚀在线远程监测系统。现场近1a的户外测试表明,该系统稳定可靠,各项指标均满足管道腐蚀监测需求,为油气井口装置的安全生产奠定了智能运维基础。     

涂层破损时杂散电流对Q235、16Mn、X70钢腐蚀的影响

通过腐蚀速率测定、腐蚀形貌观察、腐蚀坑深度测量及分形维数计算等方法,研究了杂散电流作用下涂层破损率对Q235、16Mn和X70钢腐蚀的影响.结果表明,杂散电流作用下,Q235钢腐蚀程度最严重,16Mn次之,X70最小;随杂散电流增大和涂层破损率减小,腐蚀速率和腐蚀坑深度均相应增大,腐蚀程度加剧;根据"盒子"维法测定杂散电流腐蚀形貌的分形维数,反映的腐蚀规律与实测腐蚀速率吻合,分形维数可定量表征杂散电流腐蚀形貌.     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。     

Modelling the effects of production rates and physico-chemical parameters on pitting rate and pit depth growth of onshore oil and gas pipelines

To estimate the pitting rate of internally corroded oil and gas gathering pipelines, a multivariate regression modelling was carried out, using pitting rates and operating parameters. These operating parameters, temperature, pH, CO₂ partial pressure, water cut, wall shear stress, chloride ion concentration, sulphate ion concentration, operating pressure, oil production rate, gas production rate and water production rate, were obtained from routine monitoring of the pipelines, whereas, the pitting rates (mean pit depths over time) were determined by the ultrasonic thickness measurement technique. The operating parameters and pitting rates were also used to estimate the pit depth growth of the pipelines using Monte Carlo simulation, and field data were used to test the developed models. The results obtained indicated that the pipelines under severe pitting corrosion rate were, more conservatively predicted than those under low, moderate and high pitting corrosion rates.     

模糊数学在天然气管道内腐蚀评价中的应用

根据模糊数学综合评价的基本原理，对天然气管道内腐蚀程度进行综合评价，并通过应用示例验证该方法的可行性.结果表明，该方法对于天然气管线的安全运行具有科学指导性.     

改进BP算法的腐蚀管道剩余强度预测

利用人工神经网络所具有的高度非线性映射功能,对现役长输油气腐蚀管道失效压力进行预测,并综合分析了管径、壁厚、屈服强度、环向腐蚀速率、径向腐蚀速率、缺陷长度及蚀坑深度对腐蚀管道失效压力的影响。为了验证人工神经网络具有很好的通用性,通过选择6种不同管径的腐蚀管道样本训练集交叉对网络进行训练,并利用训练好的网络进行预测。结果表明,人工神经网络在满足工程需要的前提下,是一个比较准确、疗便的数学模型。     

塔河油田油气集输管网腐蚀现状及防腐技术的研究与应用

塔河油田在近年的开发过程中,地面集输管网不同程度的出现腐蚀穿孔,严重影响油田的正常生产。从油井采出来的原油中含有大量的H2S、CO2以及地层水和其它杂质,对采油设备及集输管网的腐蚀破坏性极大。对其腐蚀机理进行分析,找出防腐措施极为重要。本文通过对塔河油田已建地面管网的腐蚀监测及油、气、水的分析,找出了管线腐蚀的机理,并提出了相应的防护措施,提高了油田的开发效率。     

油气长输管道阴极保护系统的影响因素与措施研究

油气长输管道由于受到外部环境影响和长期工作等因素,容易发生泄漏事故,影响管道寿命。同时,对油气长输管道安全造成隐患。一般长输油气管道事故多是由于管道腐蚀所造成,为了使油气长输管道更长时间工作,要采取阴极保护措施。因此,要对油气长输管道阴极保护系统影响因素和措施进行研究,确保管道可长时间的使用。