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储罐罐底外壁阴极保护技术是保证储罐安全运行的一项重要技术,对大型储罐罐底外壁阴极保护系统中辅助阳极布置与电位分布的关系展开研究,可为设计技术方案的制定及阴极保护系统的施工、运行、检测和维护提供依据。通过研究国内外现有科研文献资料,结合某石化原油储罐的运行工况,经过现场测试、数据整理和结果分析,网状阳极、盘旋式线性阳极和回形针式线性阳极三种布置方式均能满足阴极保护准则的要求。在本研究的条件下,网状阳极电位分布更加均匀;选用盘旋式线性阳极布置方式时,应尽量使边缘部位的电位调至更负,以确保中心部位电位达到阴极保护准则的要求;选用回形针式线性阳极布置方式时,应尽量使阳极起始部位的电位调至更负,以确保阳极末端乃至整个罐底电位达到阴极保护准则的要求。 相似文献
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目前,对石油工业中常用的J55套管膨胀前后的CO2腐蚀规律研究不多。模拟油气田开采环境,采用经典失重法研究了J55套管的平均腐蚀速率及其电化学行为,分析了温度、CO2分压、Cl-浓度等因素对膨胀前后J55套管腐蚀速率的影响。结果表明:J55套管的平均腐蚀速率基本都随着采出液温度、CO2和Cl-浓度的升高而增加;当温度为90℃,CO2分压为2.0 MPa,Cl-浓度为42.83 g/L时,J55套管膨胀后的平均腐蚀速率最大达到4.183 9 mm/a,高于膨胀前的3.700 4 mm/a;膨胀前后J55套管的腐蚀产物均为FeCO3,其阻抗谱中出现了2个时间常数,膨胀后J55套管的腐蚀电流密度增加,腐蚀速率更快。 相似文献
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通过对国内外相关文献的梳理,综述了阴极保护对高强度埋地管道应力腐蚀影响的研究现状。基于对相关文献SCC试验数据的统计分析,从涂层剥离、裂纹萌生、裂纹扩展速率等方面,探讨了阴极保护对高强度埋地管道应力腐蚀的影响。分析结果表明:过负的阴极电位和过高的强制电流会大幅增加涂层剥离;在裂纹萌生阶段,阴极保护有利于抑制X80和X100在近中性环境下的裂纹萌生,随着阴极电位的负移,裂纹萌生的数量增加,但裂纹深度降低,在相同试验条件下,X100的裂纹深度较X80更深;在阴极保护对SCC裂纹稳定扩展阶段的影响还有待进一步研究;在裂纹快速扩展阶段,随着阴极电位的负移,管线钢的SCC敏感性增加,强度越高越敏感,在近中性pH环境下, 相似文献
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为了推动玻璃钢管在酸性油气田的安全应用,对输送一般含H~2S原料气的蜀南气矿五打线玻璃钢管在服役条件下的性能变化进行了长达14年的跟踪研究,研究了在役玻璃钢管的硬度、玻璃化转变温度、弯曲强度、短时失效压力等性能在低含H~2S集输服役环境中随使用时间而衰减的程度以及变化规律。研究表明,由于含H~2S腐蚀介质对玻璃钢管的冲蚀,以及材料自然老化的作用,基底树脂的性能有一定退化,但平均数值保留率均在80%以上;从抗拉强度和短时水压失效压力测试结果来看,玻璃钢管抗压强度保持较好,没有下降。通过压力计算,蜀南气矿五打线玻璃钢管在目前的服役条件下仍可继续安全使用。该研究为玻璃钢管在中低压天然气集输中的安全应用提供了宝贵的实践经验和技术支撑。 相似文献
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管道系统的完整性管理贯穿于全生命周期,涵盖设计、建设、投产、运行、延寿各个阶段,设计是整个生命周期中的起点,因此,在管网设计中融入完整性概念十分重要。腐蚀是一种与时间有关的危害因素,将贯穿于管网系统的运行阶段,对于含H2S/CO2气田集输管网系统,腐蚀问题会影响管道完整性。针对H2S/CO2气田,介绍工程设计阶段材料选择过程中需要考虑的主要因素、腐蚀风险评估的方法以及腐蚀控制框架的基本要求,为管网设计期间融入基于腐蚀风险的管道完整性设计理念提供参考。 相似文献
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膨胀锥是膨胀工具的核心部分,对膨胀管技术的应用和发展意义重大.选用模具钢Cr12MoV为基材,设计加工了小锥度(6°)的膨胀锥,采用自上而下的膨胀工艺对J55套管和316L 不锈钢管进行径向膨胀.试验结果表明:经过1 020℃淬火+160℃低温回火处理后,Cr12MoV膨胀锥满足工作要求,并顺利完成对J55套管和316L不锈钢管的径向膨胀;2种管材的平均膨胀率分别为9.33%和9.05%,其长度减小幅度分别约为4.4%和3.6%,J55套管的回弹率要略大于316L不锈钢管. 相似文献
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某集气装置原料气放空安全阀配对法兰焊口处出现裂纹,通过宏观以及微观检验、化学成分分析、力学性能测试等方法对裂纹产生的原因进行了分析。结果表明:该裂纹为硫化物应力腐蚀开裂所致,焊接工艺不当或焊后冷却速度过快导致焊接接头区域出现硫化物应力腐蚀开裂敏感性组织是该焊口产生裂纹的主要原因。 相似文献