X80钢材质油气管道土壤环境腐蚀性研究

X80钢材具有较高的强度和韧性,目前广泛应用于石油与天然气管道集输,在油气储运工程上产生了巨大的作用。利用真实土壤模拟溶液对X80钢材腐蚀行为进行了相关实验分析,初步分析了阴极反应,以及pH值和溶解氧对X80钢材质的腐蚀行为的相关影响,并探讨其反应机理,为油气管道的腐蚀行为研究提供参考。     

X80级管线钢的发展及腐蚀实验研究概况

分析了我国的石油天然气消费利用及油气管道建设现状,对国内外X80管线钢的研制和应用情况进行了介绍,同时介绍了国内X80管线钢的腐蚀研究情况.介绍了不同pH值对X80管线钢土壤腐蚀行为的影响以及腐蚀产物钝化膜对钢表面的腐蚀行为与过程的影响.X80级管线钢的抗硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和氢致开裂(HIC)行为的结果表明...     

高钢级油气管道剩余强度评价方法研究

以X70、X80、X100高钢级油气管道为研究对象,利用ASME B31G标准、RSTRENG标准、DNV RP-F101标准、PCORRC标准、LPC-1标准、SHELL92标准六种剩余强度评价方法对其迚行剩余强度预测,并与爆破压力比较,分析不同评价方法在高钢级油气管道中的保守性和准确性。结果表明:对于X70和X80高钢级油气管道,随着缺陷深度的增大,剩余强度呈减小的趋势;对于X100高钢级油气管道,随着缺陷长度的增加,剩余强度呈减小的趋势;DNV RP-F101标准预测结果变化幅度小,集中性好,准确性优,最适合含腐蚀缺陷的X70、X80、X100高钢级油气管道的剩余强度评价。所得结论对于高钢级油气管道的腐蚀与防护有一定的指导意义。     

浅论巨龙高钢级管线钢(X80)抗硫化氢腐蚀性能的试验及其结果分析

管道输送是油气运输中最便捷、经济和可靠的方式,它是随着石油工业的发展而产生的,而腐蚀是影响管道系统可靠性及使用寿命的关键因素,因此,研究管线钢的抗腐蚀性能至关重要。本文通过二次热处理技术、硬度测试及显微组织分析等方法,对X80钢在不同PH值H2S溶液中的腐蚀情况作了系统的研究。对不同PH值溶液相同时间、同一PH值不同时间腐蚀后的X80管线钢做了分析比较;并且通过观察热处理过程、PH值、时间对材料腐蚀程度的影响,对X80管线钢的腐蚀情况有了进一步的了解。通过实验结果及理论分析可以得出热处理工艺对X80管线钢的腐蚀性能没有显著影响。经过不同热处理加工的试样在同样的腐蚀条件下,最终的腐蚀程度差别不明显;腐蚀对X80钢的硬度值无显著影响。试样在不同PH值溶液中经过不同时间的腐蚀,最终硬度值的变化很小;PH值低的溶液腐蚀程度大于PH值高的溶液,腐蚀程度随着腐蚀时间的增加逐渐缓慢。     

多因素影响下的X80管道钢两相流冲蚀腐蚀特性

长距离油气输运管道运行工况复杂,事故频发,冲蚀腐蚀是导致管道局部失效的典型问题之一,受多因素作用影响。为探究管道钢冲蚀腐蚀多因素影响机制,通过全因子实验设计方法,量化比较了包含不同颗粒浓度、冲击角度、氯离子浓度和pH的多变量系统中单一因素和因素间相互作用对X80管道钢冲蚀腐蚀损失的影响效应,并分析了它们的显著性与方向性。统计学分析结果表明,4个单一因素对冲蚀腐蚀损失均有显著影响,其中颗粒浓度和氯离子浓度与冲蚀腐蚀损失正相关,pH和冲击角度与冲蚀腐蚀损失负相关;因素间协同作用中只有颗粒浓度与氯离子浓度之间的协同作用以及颗粒浓度与冲击角度之间的协同作用效应显著,其余交叉因素效应不显著。此外,根据这些因子对X80管道钢冲蚀腐蚀质量损失速率影响的显著性,给出了作用大小排序,并通过显微照片分析了不同条件下材料损失模式,讨论了因素间协同作用机制,用示意图对因素作用效果和作用机理进行了解释。     

基于盲目反卷积算法的X90管线钢腐蚀声发射信号分析

油气管道腐蚀具有随机性,且腐蚀声发射源信号在传播过程中还会发生一定的衰减和畸变,致使管道腐蚀声发射信号的特征提取与准确识别相当困难。本文通过构建X90钢腐蚀声发射监测实验系统,采集腐蚀声发射原位信号和衰减信号进行对比分析。并通过时频分析,小波分解与重构以及盲目反卷积复原对信号进行进一步的分析。结果表明,盲目反卷积算法对于小波变换处理后的腐蚀声发射的复原十分有效,信号频率主要集中在130~170kHz,部分高频频率峰值在200kHz和250kHz,衰减的高频信号得到较好的恢复,从而使检测信号更加逼近X90钢腐蚀源信号的特征。信号复原对现场油气管道腐蚀声发射检测与评价具有重要的指导意义。     

高温环境下管线最小阴保电位分析

阴极保护是保障埋地管道腐蚀防护的关键方法之一,而阴保电位的设置受到管道温度影响.通过电化学测试、腐蚀速率计算和腐蚀形貌表征相结合,分析了NS4近中性溶液中X80钢的最小阴极保护电位.结果表明:随着阴保水平的增大,20℃时X80钢全面腐蚀速率和点蚀速率基本保持不变,表现为全面腐蚀状态;而在50℃和80℃时全面腐蚀速率和点...     

腐蚀管道剩余强度评价保守性及准确度分析

针对被腐蚀管道的剩余强度问题,首先对目前国际上最常见的五种腐蚀管道剩余强度评价方法进行简单介绍,深入分析各评价方法中流变应力对最终评价结果的影响以及膨胀系数受钢级的影响,最后使用32组腐蚀管道爆破数据,对各评价方法进行保守性和准确度分析,为每种钢级管道剩余强度评价方法的选用提供相关建议。研究表明:流变应力计算方法的选择对钢级为X80及其以下的管道剩余强度评价结果的影响不大;BS7910方法中膨胀系数受钢级的影响最大,DNV RP—F101方法中膨胀系数受钢级影响最小;DNV RP—F101、BS7910、API 579三种方法的评价保守性明显好于ASME B31G—2009和SY/T 6151—2009,从评价保守性与评价准确度两方面考虑,对于X42、X52、X56、X65、X70以及X80腐蚀管道,优先推荐使用SY/T 6151—2009评价方法;对于X46和X60腐蚀管道,优先推荐使用DNV RP—F101评价方法     

高钢级油气管道环焊缝断裂问题研究

X80、X70高钢级油气管道的环焊缝断裂是大输量油气管道安全运行所面临的主要问题之一。国内外高钢级管道的环焊缝都呈现出脆性断裂特征。对比分析导致环焊缝脆断的主要原因，重点介绍环焊缝韧性和强度两个因素对脆断影响的相关研究，提出下一步研究方向，形成了对新建高钢级管道环焊缝质量控制的工作建议。     

含硫长输油气管道腐蚀预测

油气管道的腐蚀与防护一直是油气集输开采行业长期以来需要解决的问题,管道的腐蚀检测和腐蚀分析,对油气开采安全具有重要的意义。选择常用的L369QCS管道钢材为例,在实验室进行试验分析,研究不同情况的腐蚀速率,为腐蚀机理和腐蚀的产生提供实验借鉴。并建立了腐蚀预测的相关模型,为油气管道的腐蚀预测分析提供理论指导。     

油田油气长输管道腐蚀现状分析及对策研究

管道在油田集输中的应用非常广泛,其优点也日益突出。但是由于环境和其它因素的影响,输油气管道遭受到腐蚀,严重影响其使用寿命和所输油气的质量,本文针对油田油气长输管道腐蚀的情况,通过对输油气管道腐蚀机理的分析,了解管道内外腐蚀发生的原因,提出有效的防护措施;对长输油气管道腐蚀现状做了具体的分析,并采取相应的措施去控制,对于外加防腐层、内穿插HDPE管、阴极保护、添加缓蚀剂等几种腐蚀方法进行了介绍。     

油气长输管道的腐蚀与防护

油气长输管道是油气储运系统的重要组成部分,腐蚀问题是影响油气长输管道使用寿命和可靠性的最重要因素,也是造成油气管道事故的主要原因之一。油气管道,特别是大口径、长距离、高压力油气管道的用钢量及投资巨大。因腐蚀引起的泄漏、管线破裂等事故不但损失重大,抢修困难,还可能引起火灾爆炸及环境污染。因此,对已有和新建的油气管道的腐蚀控制十分必要。     

X70钢在高pH溶液中的应力腐蚀研究

许多油气管道断裂事故与高p H值应力腐蚀开裂(SCC)有关。X70钢是油气管道常用的管材。采用慢应变速率拉伸试验(SSRT)研究在不同电位下X70管线钢母材和和焊缝在高p H值溶液中的应力腐蚀开裂(SCC)行为。实验结果表明:当外加电位位于钝化区,因存在完整钝化膜,X70钢应变值、伸长率和断面收缩率最大;在自腐蚀电位下,因为阴极反应和阳极反应平衡,所以X70钢应变值、伸长率和断面收缩率位居其次;当位于活化钝化转变区时,由于钝化膜不完整,阳极活化反应仍占主导地位,应变值、伸长率和断面收缩率小于自腐蚀电位下的试样;位于活化区的试样,由于以阳极反应为主,所以应变值、伸长率和断面收缩率最小。     

浅析油气储运中的管道防腐问题

本研究结合油气储运管道中的腐蚀情况,对储运管道中引起腐蚀现象的主要相关因素进行分析与总结,并对油气储运管道现阶段应用防腐技术的大致情况以及应用防腐技术期间应注意的相关问题进行探讨。通过对油气储运管道的相关情况采取具体分析,从而对油气储运的工作效率、工作质量等进行优化,并以此证明管道防腐工作对维持油气储运正常运作的重要性。     

含全面积均匀腐蚀缺陷高强钢管道的剩余强度分析

为探求全面积均匀腐蚀缺陷对高强钢管道剩余强度的影响规律,根据X80管钢实测参数,利用ABAQUS软件建立不同腐蚀条件下的管道模型,对其剩余强度进行模拟分析,将结果与DNV RP-F101准则评估结果进行比较,验证其准确性并回归出一种根据腐蚀深度计算高强管钢剩余强度的公式.结果表明:腐蚀长度在一定范围内对高强钢管道的剩余强度有影响;腐蚀深度对高强管钢剩余强度的影响显著,是引起管道发生破坏的主要因素.     

超临界二氧化碳管道腐蚀特性研究

超临界CO₂在输送过程中会腐蚀管道内壁，研究其腐蚀特性可指导管道完整性管理。针对X70钢材管道，建立了超临界CO₂管道腐蚀模型，分析了不同工况下超临界CO₂对管道的腐蚀行为。结果表明，超临界态CO₂对X70钢的腐蚀程度高于气态CO₂。随着温度的升高，腐蚀速率先快速升高，达到80℃后腐蚀速率反而下降，建议输送温度低于40℃。随着流速的升高，腐蚀速率升高缓慢，达到2.5m·s^-1后腐蚀速率快速升高，达到4m·s^-1后腐蚀速率升高再次变缓，建议输送速度低于2.5m·s^-1。     

油气管道腐蚀安全评价方法的对比

为了避免石油和天然气输送管道的腐蚀损坏,对比研究传统的ASME B31G规范、修正的ASME B31G规范、PCORRC方法、DNV RP-F101规范和AGA NG-18方法5种油气管道腐蚀安全评价方法,考察流变应力和膨胀系数对油气管道安全评价的影响,利用这5种油气管道安全评价方法对不同强度等级油气管道进行剩余强度的计算,并与爆破压力进行对比,分析其保守性和准确性。结果表明:随着管线钢级数的不断提高,用不同方法计算出的流变应力之间的差值不断减小;对于短腐蚀缺陷,膨胀系数对安全评价结果影响较小,对于长腐蚀缺陷,修正的ASME B31G规范和DNV RP-F101规范对剩余强度的评估更合理准确;传统的ASME B31G规范计算结果最为保守;修正的ASME B31G规范保守性大大改善,而且准确性高,稳定性好,特别适合于低中强度油气管道的安全评定;PCORRC方法和DNV RP-F101规范不适合进行低强度钢和高强度钢的安全评定;AGA NG-18方法适用于高强度钢的安全评定。所得结论对于油气管道腐蚀安全评价有着重要的参考意义。     

聚合物缓蚀剂在油气管道腐蚀防护中的研究进展

油气集输管道因各种因素的影响极易发生腐蚀,在油气管道中加入缓蚀剂是预防管道腐蚀最直接有效的办法。本文对油气管道产生化学和电化学腐蚀的机理进行简要分析,阐述了含氮、含磷、乙烯基等聚合物缓蚀剂在油气管道防腐工作中的最新研究进展,分析了聚合物缓蚀剂所存在的问题,并对其发展趋势进行了展望,以期为油气管道防腐工作提供参考。     

气田内部集输管道腐蚀分析

气田内部集输管道因腐蚀而逐渐出现了管线刺漏。对集输管道腐蚀情况进行了详细的分析,提出了整改建议,可为今后类似的油气集输管道的防腐措施提供参考。     

含硫油气管道防腐措施分析

油气管道腐蚀与防护一直是油气储运过程需要重点研究的内容,特别是针对含硫油气管道的腐蚀研究。选用常用的两种抗硫油管BG110SS(1#)和BG110S(2#)进行了SSC标准试验和SSC模拟试验,分析相关的腐蚀特征。研究表明,两种抗硫油管腐蚀较为严重,因此在实际应用过程,仍然需要采用其他辅助防腐措施。同时对研究区在役油气管道腐蚀情况进行了调研,发现生产管柱P110S服役状况良好。最后结合腐蚀情况推荐采用HH级井口抗腐蚀合金。