埋地钢质管道应力腐蚀开裂特征和影响因素

对威胁埋地管道安全运行的两类开裂(高pH应力腐蚀开裂和近中性应力腐蚀开裂)的发生条件和形貌特征进行了比较,具体讨论了溶液环境、阴极保护、涂层、温度、电位腐蚀产物膜、应力应变和钢管材质等因素对埋地钢质管道应力腐蚀开裂过程的影响,为识别和预防管道的这类腐蚀断裂提供了理论依据。     

H2S应力腐蚀开裂和氢致开裂的评定

在开发含H2S油气田中常接触含H2S介质。由于H2S存在,当采用碳钢时除考虑化学失重腐蚀外,压力容器和压力管道受压元件还存在硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC）,如处理不当,将会使压力容器和管道突然破裂,危及安全。本文从试验和工程实践中提出了硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和氢致开裂（HIC）评定、鉴定、评审和具体作法。     

高硫原油加工中的氢致开裂和连多硫酸应力腐蚀开裂（1）

石油炼制需要把原汕进行蒸泅、本取、性化裂化、加氢互整、脱硫等复杂的化工过程．由予 原油中含有硫化物、氯化物、氧化物等，在枫工过程中温应和压力范围也较大，一般温度从一45～900℃． 压力从10－。～20MPa之问变化，使许多炼油设备发生严重的腐蚀和开裂．而最为关注的是氢致开裂和应 力腐蚀开裂问题．本文扼耍地论述了钢在湿润硫化氢环境中的氢致开裂及在连多硫酿中应力腐蚀开裂的 现象、试验方法、机理、影响困示及防护措施。     

压力管道的应力腐蚀开裂

应力腐蚀在管道运输上是一种普遍现象，本文简要的介绍了压力管道的应力腐蚀机理、特征以及防护措施。     

压力管道的应力腐蚀开裂

应力腐蚀在管道运输上是一种普遍现象,本文简要的介绍了压力管道的应力腐蚀机理、特征以及防护措施。     

提高对接环焊管道抗应力腐蚀开裂性能

分析管道对接环焊残余应力产生机理与分布规律 ,介绍了调整和改善焊接残余应力分布的工艺方法 ,通过降低管道内表面残余拉伸应力值 ,甚至使其产生压缩应力 ,可有效地提高管道抗应力腐蚀开裂性能。     

集输管材应力导向氢致开裂实验评价

普光气田集输管网的腐蚀问题异常严重且复杂,为保证服役管材的安全,首次将NACE TM0103标准中的应力导向氢致开裂(SOHIC)实验引入到无缝管进行材质评价。应力导向氢致开裂实验是在硫化氢水溶液的环境下对碳钢进行开裂敏感性评价。按照NACE TM0103标准执行的SOHIC实验是比SSC实验更加严格的抗腐蚀评价方式,由于试样的中间部位有狭槽,实验过程中狭槽的底部出现明显的应力集中,在外加载力过大时会出现非应力腐蚀性过载断裂,因此在设定加载值时应充分考虑。实验发现,冶炼纯净可以减少在拉应力条件下氢鼓泡的出现。TPCO的管材的母材和焊缝均通过了SOHIC实验。     

形变与残余应力对管线钢氢致开裂行为的影响

为探讨管线钢服役过程中和性能检验时引入的塑性变形及残余应力对钢的氢致开裂(HIC)敏感性行为的影响,选用低强度的X52钢和高强度的X80钢进行了试验研究,探讨了力学因素和焊接组织对管线钢的HIC敏感参数测试结果的影响,并利用电子探针分析了成分偏析对HIC成因的影响。结果表明,管线钢的HIC敏感性与显微组织、化学成分偏析及应力状态有密切的联系;钢的形变和残余应力状态对其HIC敏感性的影响依赖于钢的固有HIC敏感性大小,钢的固有HIC敏感性愈高,形变和残余应力的影响愈为显著;从钢管上直接取样进行HIC试验评价更能揭示管线钢固有的HIC敏感行为,采用机械展平法制备试样进行HIC敏感性检验则可能会引起误判后果,尤其是对于小口径管线钢。     

在湿硫化氢介质中的氢致开裂

抑制氢致开裂有两种方法：一种方法是防止氢渗透到钢中，另一种方法是减少氢吸收点的数量。     

抗氢致裂纹和硫化物应力腐蚀裂纹焊丝的研制

探讨了油气输送管线钢产生氢致裂纹开裂的主要因素,着重分析了材料因素中化学成分、非金属夹杂物和显微组织对管线钢抗HIC的影响,并介绍了一种高韧性、抗氢致裂纹、抗应力腐蚀裂纹用钢焊丝CHG-SHA的合金元素的配比和产品性能。经HIC,SSC模拟试验及中石化和中石油工程实际应用表明,该焊丝熔敷金属具有超低的S杂质元素含量和较高的塑韧性,裂纹敏感性小,完全能满足国内外油气田行业用焊接钢管的特殊要求。     

新疆油田滴西12井区集油管线的设计

分析了原油性质、出油温度、气油比及产液量、含水率、集油管管材和管线的长度对原油集输的影响。低蜡低凝点低粘度的原油易于实现原油的集输;较低的出油温度、低气油比及产液量、低含水率和较长距离的集油管线难于实现原油的集输;光滑的集油管线内壁,摩擦阻力小易于实现原油的集输。以新疆油田滴西12井区某区块为例,确定了该区块的管道规格、加热形式和防腐保温措施。     

纯净钢Q245R(HIC)压力容器焊接工艺

根据纯净钢Q245R(HIC)材料的化学成分、力学性能以及耐腐蚀性能特点,通过焊接性分析,特别是对氢致开裂产生机理的分析,拟定了焊接工艺规程,试件焊接接头的力学性能和抗氢致开裂性能能够满足要求,并成功运用到工程实际中。     

连续油管在酸性环境下的腐蚀与防护及其研究进展

连续油管井下作业优点突出,但在酸性环境使用过程中其使用寿命显著下降。为此,根据连续油管的失效统计和试验研究进展,介绍了连续油管在酸性环境下的腐蚀问题和防护措施：硫化物应力开裂和氢致开裂造成的损伤不可消除,存在累积效应;在酸性环境下,经过周期性的弯曲塑性变形和湿H₂S腐蚀介质的共同作用,导致连续油管性能退化,其使用寿命明显降低;较之非酸性环境还新增一种失效形式--H₂S引起的脆性开裂;采用添加合适的缓蚀剂和脱硫剂,可以提高碳钢连续油管在酸性环境下的使用寿命。此外,镍基合金（625）连续油管在酸性环境下具有良好的耐蚀性能。该研究成果对川渝地区在酸性气田井下作业应用具有重要的参考价值。     

普光气田集输管材腐蚀评价及缓蚀剂加药工艺优化

普光气田H₂S平均含量15.18%,CO₂平均含量8%,且含单质硫。为解决该气田湿气集输工艺管材的腐蚀问题,参考NACE MR0177/ISO15156,规定了试样的制备方法,避免了因试样问题产生的评价结果偏差。评价条件增加了单质硫含量、介质流速两个条件,实现了对普光气田工况条件的模拟,解决了按NACE MR0175标准H₂S分压大于1 MPa时无法选材的难题。开展了L360抗硫管材的氢脆、硫化物应力开裂及电化学腐蚀的分析评价,结果表明,采用淬火加回火制造工艺、严格控制S（0.003%）、P（0.02%）元素含量、硬度小于248 HV的L360管材,其抗硫性能满足使用要求;但在高含H₂S、CO₂且单质硫共存的条件下, L360抗硫管材电化学腐蚀严重,平均腐蚀速率达0.165 7 mm/a,腐蚀产物主要为FeS,电化学腐蚀主要受H₂S控制。因此对缓蚀剂加注工艺进行了优化,制订了一套预膜型缓蚀剂+连续缓蚀剂的实验室评价方法,规定了试片预膜处理的具体步骤,并优选出有机胺盐和季胺盐复配物为主的连续缓蚀剂+咪唑啉和吡啶衍生物为主的预膜缓蚀剂,现场应用后腐蚀速率控制在0.043 2 mm/a。优选的L360抗硫钢和缓蚀剂在普光气田湿气输送集输工艺得到成功应用。     

逆焊接温差压应力层防护处理解决应力腐蚀开裂新技术

介绍了采用逆焊接温差处理原理，形成压缩残余应力层，防止应力腐蚀开裂的新技术。试验和工程应用结果证明， 该方法是解决石油化工设备产生应力腐蚀开裂问题的有效途径     

油气管道风险管理的哲学思考

从哲学角度对油气管道风险管理的内在规律和未来发展作了以下探讨。①管道风险的客观性；②油气管道风险管理中的普遍联系，必须考虑各种影响管道事故的因素；③即以预先危险性分析为例的管道风险定性分析方法，以及基于个人风险和社会风险的定量分析方法的统一；④管道风险管理技术发展的动力，指出管道风险管理应以满足我国经济和社会发展对安全的需要为基础；⑤管道风险管理中存在的学科分化与综合，认为应结合其它学科技术特别是信息技术来分析和处理安全问题。认识并遵循管道风险管理的规律，对促进管道的安全运营、提高管道风险管理技术和水平、保障人们的生命和财产安全具有重要作用。     

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本文中针对大港油田所采用的套管结构，从腐蚀角度对套管内管道的腐蚀情况及在对管道全线进行阴极保护情况下，套管内管道的保护情况进行了分析，得无论在何种情况下在管道全线进行阴极保护时套管内的管道都得不到保护的结论。文章还对目前通常采用的几种套管内管道的保护方法进行了比较，认为采用牺牲阳极（阳极带）的方法大大港油最为有效，并列举了这一方法的计算方法。     

胜利油田典型区块集输系统的腐蚀及防护

利用现场挂片试验并借助X射线衍谢仪(XRD)以及带有能谱的扫描电镜(SEM/EDX)等分析测试手段,对中国石化胜利油田有限公司(以下简称胜利油田)典型区块东辛采油厂广利联合站集输管道腐蚀严重的原因及规律进行了研究。广利联合站污水介质腐蚀性强,挂片腐蚀速率最高达3．8mm/a,远远超出石油行业标准SY5329-94中规定的0．076mm/a；初步确定广利联合站污水介质腐蚀严重的原因为溶解氧和Cl~-促进作用下的氧浓盖腐蚀,并且CaCO_3结垢严重。文章还针对不同因素提出了抑制腐蚀的可行措施。     

油气田集输管道压接工艺技术研究

针对油气田集输管道中特别是内涂层管道的连接补口问题,成功开发了D159mm×8mm内涂层无缝钢管压接技术,既保证接头与钢管等强,又保证了内涂层的连续性,管道连接后不需要内补口和无损探伤,可满足油气田集输管道工作要求。文章介绍了D159mm×8mm内涂层无缝钢管压接接头型式、压接接头性能试验及分析。