双金属复合管防腐技术研究进展

随着油田开发的延续,油田地面管线面,临的腐蚀环境越来越恶劣,特别在一些高酸性气田,地面管线的腐蚀问题十分严重.目前应根据油气田地面管线腐蚀环境特点和防腐技术要求,立足国内双金属复合管生产现状和技术水平,借鉴国外双金属复合管的应用经验和规范要求,开展双金属复合管及其焊缝在可能的腐蚀环境中的腐蚀行为与耐蚀性能研究,从而建立双金属复合管焊缝耐蚀性能评价方法,明确油气田地面管线用双金属复合管的技术规范和焊接工艺要求.     

双金属复合管液压成型有限元模拟与试验研究

双金属复合管是防止油气介质内腐蚀的新型防腐技术,其成型过程及成型后的力学特性是采用双金属复合管防腐的关键技术之一。针对双金属复合管液压成型的力学问题建立了有限元模型,根据碳钢管和不锈钢管的实际尺寸对复合管的液压成型过程进行了有限元模拟,得出了成型压力与复合管成型后力学特性的关系。开展了双金属复合管液压成型的实物试验,并采用电阻应变测试法测得了复合管成型后外管的残余变形。试验结果表明,有限元分析结果与试验值接近,其偏差范围满足工程要求,所建立的有限元模型是合理的。研究成果可为双金属复合管的生产和使用提供重要的理论参考。     

双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法

目的建立双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,为双金属复合管在高酸性气田现场应用提供依据。 方法针对双金属复合管环焊缝在高酸性环境中的主要腐蚀类型,参考标准Q/SY 06018-2016中冶金复合管直焊缝和堆焊层腐蚀评价内容,确定以晶间腐蚀、抗SCC/SSC性能、点腐蚀、模拟工况腐蚀为评价指标,并通过整管段试验验证评价结果的双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,同时以国产L360/825冶金复合管环焊缝为例对建立的评价方法进行验证。 结果通过使用建立的方法对L360/825双金属复合管环焊缝耐蚀性能进行评价,验证了评价方法有效可靠,评价结果显示L360/825双金属复合管环焊缝具有良好的耐蚀性能。 结论建立的评价方法可以直接应用于高酸性气田用双金属复合管的环焊缝耐蚀性能评价,为双金属复合管的现场应用提供依据。      

高酸性气田地面用国产双金属复合管现场腐蚀评价

在高酸性气田开发过程中,由于腐蚀环境恶劣,双金属复合管耐蚀材料成为研究热点,但研究主要集中在室内实验,缺少现场应用案例,限制其进一步应用。为考察双金属复合管在高酸性气田地面管线应用的可能性,利用高含硫先导试验基地天东5-1井在线腐蚀试验装置开展了双金属复合管应用于高酸性气田地面管线的现场腐蚀性能评价,形成了双金属复合管腐蚀评价试验方法,并开展了X52/825冶金复合管和L245/825机械复合管两种管材的耐蚀层及焊缝在天东5-1现场腐蚀环境中的抗电化学腐蚀性能和抗环境开裂性能评价试验。试验结果表明,国产X52/825冶金复合管和L245/825机械复合管的耐蚀层及其焊缝在现场试验环境中具有良好的抗环境开裂性能和良好的抗电化学腐蚀性能,形成的双金属复合管腐蚀评价方法为今后开展复合材料现场应力腐蚀评价奠定了基础。      

双金属复合管腐蚀分析及解决方法

随着对油气田的深入开发,发现管线面临的腐蚀环境越来越恶劣,特别在一些高含H 2S/CO 2油气田,管线腐蚀问题十分严重。普通碳钢难以满足要求,耐蚀合金价格又昂贵,而双金属复合管能有效地解决上述问题,其防腐蚀效果显著,双金属复合管具有广泛的应用前景。     

深水Reel-lay铺管船与复合管铺设概述

针对深水强腐蚀性油气田开采过程中存在的CO2和H2S导致的腐蚀问题,双金属复合管以优异的耐腐蚀性能、较低的价格和较高的承压能力,在深水油气田开发中得到了广泛应用。与普通碳钢管相比,双金属复合管焊接工艺复杂,焊接速度慢,若采用Reel-lay铺设双金属复合管,能够解决目前双金属复合管的安装问题。该文对现有深水Reel-lay铺管船资源和双金属复合管进行了介绍,同时对采用Reel-lay铺设双金属复合管的可行性进行了分析,为后续深水油气田的开发提供参考。     

冶金双金属复合管焊接技术的开发及应用

为了解决国内冶金双金属复合管制造过程中的焊接技术难题,设计开发了一种以带极焊接设备为核心的双金属复合管纵缝焊接生产线,并对其焊接工艺和带极焊接材料进行了研究。结果显示,采用以带极焊接为核心的焊接技术,焊接的复合管焊缝的力学性能、晶间腐蚀性能等指标均满足相关标准要求。现场使用结果表明,设计开发的复合管成套焊接技术可以解决冶金双金属复合管纵向焊缝的焊接技术难题。采用该焊接技术不仅提高了生产效率,而且有利于实现冶金双金属复合管的国产化生产。     

双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀开裂失效原因分析

为了促进双金属复合管线的合理设计、施工和应用,分析了双金属复合管内覆（衬）层的腐蚀失效类型,并对管道应力腐蚀开裂条件、机理及断口形貌进行了分析研究,明确了双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀开裂的失效原因及判断方法,指出了减少双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀失效的途径。研究表明,当双金属复合管内覆（衬）层材料选定后,降低应力腐蚀开裂的途径是降低残余应力和施工外力;定期对服役管线内覆（衬）层进行无损检测,确定失效部位并及时修补,是发挥管线最大使用寿命的重要手段。     

双金属复合管焊接技术探讨

针对双金属复合管焊接时易产生层间未熔合或夹渣、主要合金元素烧损、熔池金属塌陷形成焊瘤、背面氧化成形不良、焊缝周围碳原子迁移影响防腐效果等焊接缺陷,结合双金属复合管的结构特点及国内外焊接技术应用现状,分析了双金属复合管的焊接原则、管端设计、焊接方法、焊接材料选取、坡口设计以及工艺控制要点,并对其焊接相关技术发展趋势进行了探讨。最后指出双金属复合管在进一步发展其高效焊接及检测技术的同时,应建立适合于双金属复合管结构特点的耐蚀性能评价体系。     

徐深气田集输过程中的抗酸材质及抗蚀方法

从徐深气田的气质条件来看,天然气中的CO2及气田水中的Cl―是造成工艺管道及设备腐蚀的主要原因.当 pCO 2为0.021~0.21 MPa时,采用增加管道壁厚并注入缓蚀剂的防腐措施;当 pCO 2﹥0.21 MPa时,采用碳钢内衬奥氏体不锈钢的双金属复合管作为管道内防腐保护措施;当Cl―质量分数达到0.001%时,应首先考虑Cl―引起的腐蚀,同时兼顾CO2腐蚀,采用碳钢内衬双相不锈钢或直接采用双相不锈钢材质.     

腐蚀性油气输送用内衬双相不锈钢复合管

介绍了双相不锈钢复合管的复合结构、复合工艺、外防腐以及连接管件。双相不锈钢复合管具有很好的耐腐蚀性，被广泛应用于化工领域，与纯不锈钢管相比，价格低廉且兼有不锈钢管的高耐腐蚀性能和碳钢管的高强度、高韧性。其制造工艺、可焊性以及连接管件都已得到深入研究，并已应用于耐腐蚀油气输送管道，具有良好的经济效益和社会效益。     

海上钻具破损现象研究

针对平湖油气田钻井中频繁发生的钻杆刺漏现象 ,组织了多学科、多专业的综合研究。从钻杆刺漏现象的大量试验研究得出结论 :(1 )钻杆刺漏的主要原因是钻井扭矩过大 ,造成钻杆基体薄弱处产生疲劳载荷下的微裂纹 ,钻杆内壁受高压钻井液冲蚀而刺漏 ;(2 )钻杆刺漏的次要原因是井眼中含有少量的H2 S气体 ,此气体伴随高压钻井液冲蚀钻杆内的疲劳微裂 ,从而加剧钻杆的刺漏腐蚀程度 ;(3)应针对平湖油气田地层中的特殊微量有害气体 ,研制有特殊内涂层的钻杆 ,以改善钻杆的抗腐蚀性能     

油气集输管道在海洋环境中的腐蚀与防护

对油气集输管道在海洋环境中存在的内、外腐蚀的机理及其影响因素进行了分析,在此基础上对海洋环境中油气集输管道的用材、防腐涂层的使用以及目前腐蚀防护措施存在的问题进行了探讨。     

天然气管道内涂层工艺计算

简介了天然气管道输气量、压降以及水力摩阻系数计算公式，综述了部分国家在手册与文献中提出的管子内表面绝对粗糙度数值；分别从输量、输送距离、管径和压缩机功率这4个方面对有、无内涂层的天然气管道进行了比较计算。结果显示：涂敷了内涂层的管道输量将增加24%；压缩机站站间距离平均增长32.87%；管径也将减小；同时输气消耗功率降低15%～20%。因此，天然气管道涂敷内涂层将会改善和提高流动特性、减少增压站数量、延长清管周期、延长管道使用寿命、降低输送动力消耗和泵输成本，从而取得良好的经济效益。     

油田集输管网腐蚀分析及治理措施优化

为有效遏制老油田油水井集输管网腐蚀穿孔泄漏加剧、布局不合理等问题,从运行周期、防腐技术、环境条件、城市规划、更新维护等方面对当前管网生产运行现状进行了适应性评价,深化了CO₂腐蚀、冲刷腐蚀、垢下腐蚀、氧腐蚀等微观腐蚀机理研究。从管线材质、防腐工艺、新型内衬配套等方面加强了源头设计优化,明确了干线优选环氧粉末或无溶剂陶瓷颗粒内防腐技术、单井管线采取单根由壬连接内衬管工艺技术、常规管线采用3PE外防腐、稠油热采管线采用黄夹克外防腐保温的技术原则,并运用超声波及射线探伤技术确保施工质量,取得了良好的现场应用效果。同时采取管廊带设计理念合理优化管网布局,密切配合地方经济及社会发展规划,提高了管网安全环保风险管控能力和运行效率。     

粗糙度对输气管道摩阻系数的影响

采用Colebrook White公式和数学计算方法 ,深入研究了粗糙度对输气管道摩阻系数的影响。发现总体上摩阻系数随相对粗糙度的降低而减少 ,在相对粗糙度较大的区域摩阻系数的减少更明显 ,而在相对粗糙度较小的区域摩阻系数几乎不再减少。在管壁绝对粗糙度和气体粘性长度相同的输气条件下 ,摩阻系数随管径的增大而降低。采用涂层等表面技术来降低输气管道的绝对粗糙度 ,可显著降低摩阻系数     

集输管线用抗H2S腐蚀低锰X65MS焊管的开发

为满足含H2S介质油气集输管线用钢管的使用要求,采用w(Mn)=0.25%~0.5%抗H2S腐蚀卷板,通过成型和焊接工艺研究,成功开发出了低锰X65MS钢级HFW/螺旋/直缝抗H2S腐蚀用焊管,并对试制钢管进行了力学性能测试及HIC、SSCC试验。力学性能检测结果显示,HFW/螺旋/直缝焊管0℃下焊缝冲击功均大于80 J,且具有优异的焊缝低温韧性和抗弯性能,管体最高硬度仅239HV10;HIC试验结果显示,3种焊管管体和焊缝的CSR、CLR、CTR均为0;SSCC试验结果显示,3种焊管管体和焊缝试样在分别加载72%Re L和90%Re L载荷下,母材和焊接接头均未出现裂纹或断裂,表现出了良好的抗酸性。研究结果表明,开发的低锰X65MS钢级HFW/螺旋/直缝抗H2S腐蚀用焊管,完全可以在含H2S的油气输送中安全服役。     

多因素影响下Y型管内流动状态数值模拟研究

Y型管在油气集输管道中应用广泛,但容易发生应力集中而引起腐蚀泄漏事故,因此有必要对其影响因素进行研究。基于流体动力学原理,借助CFD软件对油气集输管网中Y型管件进行流场和应力分析。结果表明:Y型管道剪切力受到流体流速、黏度以及气含率等多种因素影响;管道内部流速升高以及黏度增大均会增强Y型管道最大剪切力;增大气含率和支管管径会减轻Y型管道最大剪切力。该研究结论可为管道冲刷腐蚀的防护提供一定的理论依据。     

某油田天然气输送管线泄漏原因分析

某油田天然气输送管线在半年内连续4次发生泄漏,给管线的正常运行带来极大的安全隐患。为了找到管道发生泄漏的原因,截取了部分泄漏管段,对其进行了宏观形貌、理化性能、扫描电镜、能谱分析及X射线衍射等分析研究。结果表明:该输送管道的材质满足GB/T 9711.2—1999对L245MB焊接钢管的要求;管道内壁的腐蚀机理为CO2和H2S腐蚀;发生泄漏的主要原因是管道内外的温度差导致管内水蒸气凝结于管底形成液态水,与管道内腐蚀性气体CO2和H2S共同作用,导致管壁腐蚀减薄直至发生刺漏。