海洋工程腐蚀防护及水下焊接修复技术研究

从耐海水腐蚀用钢、阴极保护等方面介绍了海洋工程中常用的腐蚀防护措施,重点综述了新型海洋涂层的研究进展,指出了水下焊接技术在海洋工程结构和海底管线的腐蚀修复及应急修理中的重要角色,并总结了影响水下焊接质量的关键问题。     

关于油田注水管线防腐措施的探究

本文主要针对青海油田在注水开发过程中对管线的腐蚀情况,对管线腐蚀的现状、因素进行了探讨,并且着重分析了我国目前国内注水管线腐蚀防护的主要类型和青海油田的注水管线的防腐措施。     

乙苯装置硫化氢腐蚀的研究及对策

抚顺石化干气制乙苯装置,2012年检修,对干气及瓦斯系统管线检测后发现减薄严重,对其进行更换施工过程中,发现管线内部腐蚀严重。本文主要通过对湿硫化氢的腐蚀与防护的研究、并对省内同类装置进行调研分析,总结一套行之有效的防止硫化氢腐蚀的方案。     

极地钢铁材料的腐蚀与防护面临新挑战

随着极地的开发和利用,其所需的极地钢铁材料的腐蚀与防护问题越来越受到研究者的关注。本文以传统海洋环境腐蚀分区为参照,对极地特色的腐蚀环境进行了系统的分析,并将其归纳整理为极地大气区、极地冰水磨蚀区、极地海洋全浸区、极地海底泥土区等4个腐蚀区域。在对极地钢铁材料腐蚀与防护的研究进展进行梳理的基础上,从合金化、涂层技术和阴极保护技术3个方面介绍了极地钢铁材料的防护技术,并指出了极地钢铁材料未来研究的方向。     

FSM系统在塔中油田的应用效果评价

掌握管线的实际腐蚀情况,对安全生产至关重要。通过常规的腐蚀挂片和腐蚀探针,监测与母材材质相同挂片的腐蚀情况;通过全周相腐蚀监测系统,直接监测母材的腐蚀情况。利用FSM特有的功能,对管线的腐蚀情况进行分析,验证采取的防护措施。在常规监测与全周相腐蚀监测对比的基础上,评价后者的应用效果。     

海底管线的外部防护

根据渤海海上油田油、气开发的实践，介绍了海底管线的外部防护问题。着重讨论了适于海底管线及其立管、管接头处涂层材料的种类、性能和涂敷施工特点等。同时也讨论了阴极保护系统的选择、设计思路以及设计参数。     

海底管线全寿命安全运行的关键问题研究

随着我国海洋油气资源开发的快速发展,海底管线的建设数量不断增多.由于荷载与环境因素的长期作用,海底管线因为材料老化和损伤累积而导致结构状态退化和承载能力降低的情况十分普遍.为了保证海底管线的安全运行,急需建立我国的海底管线全寿命安全管理体系.该文首先分析了海底管线全寿命安全运行的关键问题,然后概括介绍了大连理工大学在海...     

泡沫夹克结构输油管补口处腐蚀失效原因及提高热收缩套补口质量的措施探讨

某平台泡沫夹克结构海底输油管道服役4年即发生3处不同程度的管线减薄,发生腐蚀的地方均在海管端部接口处附近,经调查该处防水帽均出现滑脱和撕裂现象.分析了补口失效及管道腐蚀的原因,探讨了改进热缩套补口施工工艺的方法.     

集输管内腐蚀失效原因分析

对某站原油外输管线的内腐蚀穿孔管段进行了取样分析,使用光学显微镜、X射线衍射仪、能谱分析仪等设备对管子腐蚀形貌进行观察,发现腐蚀产物中有不同类型的羟基氧化铁以及FeCO3和FeS等,分析了导致管子电化学腐蚀穿孔的主要原因,对杂散电流和氯离子加速腐蚀穿孔的机制进行了深入的探讨,并对该类腐蚀防护提出了建议。     

冲击荷载作用下岩土材料能量耗散的有限元分析

当海上平台落物或商船抛锚会对海底管线造成一定的损害。通常的防护措施是管线的上部覆盖一层岩土材料,耗散部分落物冲击。运用非线性有限元程序Ls-DYNA/ANSYS对岩土材料耗散冲击物产生的能量的能力进行了数值模拟。对于碎石层的计算结果与挪威海洋工程规范中依据实验得到的结果一致,验证了该程序用于研究材料层能量消散能力方面的适用性。由于缺乏与粘土相关的研究,该文采用Ls-DYNA/ANSYS程序对粘土材料层消散能量能力进行了分析计算,成果可供海底管线保护设计的参考。     

海床土体减缓坠物对海底管道撞击作用的研究

海底管道受坠物撞击的损伤分析中,海床土体是不宜忽略的因素。基于耦合欧拉-拉格朗日算法（CEL法）,该文建立了模拟坠物撞击海底管道过程中土体变形的有限元模型,并进行了物理模型试验,二者结果吻合较好。针对粘土海床,分析了海床柔性、海床土质、管道埋深、摩擦及坠物形状对海底管道损伤的影响。研究表明:对于裸置管道,海床柔性使一部分撞击能量转化为管道的整体变形,减轻管道局部损伤;对于埋置管道,基于软件的二次开发,考虑了正常固结粘土及均质粘土两种情况,二者的安全埋深相差较大。综合考虑上述土质的影响,2 m的埋深可提供有效的保护;埋深超过1 m时,坠物与土体间的摩擦系数对管道损伤的影响更加明显;形状尖锐的坠物受到土体的阻力较小,对管道造成的损伤程度较大。不同形状的坠物撞击管道时,管道的变形特征存在差异。研究结果对管道的风险评估及安全埋深设计具有指导意义。     

埕岛海上油田钢结构的腐蚀与防护

对胜利油田海滩及近海区的海上石油开采平台钢结构的腐蚀与防护,根据不同钢结构及部件所处的海洋大气区、潮差区、 飞溅区、全浸区和海泥区的不同腐蚀特点,选择了多种类型的涂装体系进行实验和实际应用。经过5年的暴露及服役考核,表明环氧富锌底漆结合HS厚浆型环氧聚氨酯涂漆涂体系,具有优异的综合性能。海底输油管线以环氧富锌底漆配以玻璃布增强厚浆型环氧煤沥青漆的涂装体系应用效果最佳。使用牺牲阳极块辅助保护,有助于延长使用寿命。指出了应用中尚存在的问题。     

基于小波理论的漏磁检测的噪声消除

利用噪声信号和测试信号对各个尺度上的波谱的不同表现，应用小波理论对漏磁法检测海底管道的腐蚀和缺损情况中的信号噪声进行消除，根据相应的实验得出了一些海底管道缺陷检测的具体特征。     

海底海泥区域管线钢腐蚀行为的研究现状及展望

海底管道是石油和天然气运输的大动脉,海泥是一种特殊的腐蚀环境介质,对海底管道的腐蚀行为十分复杂。简述了海泥区对海底管道管线钢腐蚀行为的基本原理及研究进展,介绍了管线钢在海泥区的腐蚀特性、研究方法及腐蚀性评价方法,提出了未来的研究方向。     

Pipelines for subsea oil and gas transmission

Abstract

Pipelines in some form or other are the essential link between offshore oil and gas production facilities and the onshore users. Be they seabed, seabed trenched, interfield, onshore transport, or transport to offshore loading facilities, all operations are dependent on the effectiveness and integrity of the transmission pipeline. Fifteen years experience in the North Sea has seen in excess of 150 subsea oil and gas pipelines installed in the UK sector extending for a total length exceeding 4000 km. At the time of writing, no hazard or incident has arisen from these installations. An overview of the important technical issues that need to be considered to ensure safe design, installation, and operation of pipelines for North Sea service is presented.

MST/632     

Stochastic modelling of perfect inspection and repair actions for leak–failure prone internal corroded pipelines

To enhance the performance of any facility, reduce cost and failure probability involves proper inspection and repair decisions. To be able to establish the cost of repair and inspection of corroded pipelines at different stages of the corrosion defect depth growth, Markov modelling technique was adopted. This model formulated an inspection and repair technique, which has the potentials of aiding policy makers in maintenance management of internally corroded pipelines. The transition states were determined using the Remaining Useful Life (RUL) of the pipelines whilst Weibull distribution was used for calculating the corrosion wastage rates at the lifecycle transition phases. Monte Carlo simulation and degradation models were applied for determining future corrosion defect depth growth, in a bid to establish periodic inspection and repair procedures and their costs. Data from an onshore pipeline inspected with Magnetic Flux Leakage (MFL) in-Line-Inspection (ILI) technique was used to test the validity of the model. The results obtained indicate that the model has practical applications for inspection and repairs of aged-internally corroded pipelines.     

基于土壤腐蚀主成分的金属管道退化维纳过程研究

目前,对埋地管道的土壤腐蚀过程研究很少考虑各因素之间的相关作用。首先分析土壤腐蚀的因素,采用主成分分析法(PCA)筛选造成管道腐蚀的主要因素;其次应用维纳过程(Wiener Process)结合幂律应力加速方程建立针对埋地管道的非线性退化模型;再根据采集的土壤数据通过马尔科夫链蒙特卡洛(MCMC)法估计模型参数值,最终实现埋地管道剩余寿命和可靠性的预测。以川气东输利川段埋地管道进行实例分析,结果表明模型考虑了土壤腐蚀因素之间的关联性对管道的影响,同时克服了维纳过程的线性随机性的缺陷,比较客观地反映了管道的腐蚀情况,能够有效地预测土壤腐蚀环境下埋地管道的剩余寿命和可靠性,具有较好的准确性和适用性。     

含裂纹注气管道的硫化氢应力腐蚀试验研究

应力腐蚀门槛值是评价管道抗应力腐蚀能力的重要性能参数。采用胜利油田现场使用的20g,13CrM044,ST45．8和ST45．8-Ⅵ注汽管材,制作含有预制裂纹的恒位移双悬臂梁（DCB）试件,在硫化氢介质中进行了应力腐蚀试验,得到4种钢材的应力腐蚀门槛值K1scc和应力腐蚀裂纹扩展速率da／dt。试验结果表明,ST45一Ⅵ钢的KISOC值最大,裂纹扩展速率最小,具有较强的抗应力腐蚀开裂能力;含碳量低,减少块状铁素体,细化组织有利于提高管材抗应力腐蚀的能力。     

管道内外喷涂超高性能熔结环氧粉末防腐蚀技术

管道内外喷涂超高性能熔结环氧粉末(SEBF)是一项防腐蚀效果好、能耗低、污染小的管道防腐蚀技术.详细介绍了采用喷、抛丸除锈和静电粉末喷涂、中频炉加热等工艺的SEBF内外防腐蚀生产线的主要设备、技术和工艺.实际使用证明,采用该技术的管道喷涂生产线大大提高了生产效率和管道防腐蚀效果,具有投资少、自动化程度高等优点,具有广阔的应用前景.     

Failure assessment on offshore girth welded pipelines due to corrosion defects

Corrosion is an electrochemical process in offshore pipelines where the material strength begins to decrease as corrosion advances. Numerous studies have been performed to determine the remaining strengths (failure pressure) of corroded pipelines. Currently the axial corrosions of the girth welded pipelines still leave much to be understood. This study attempted to simulate girth welded pipeline with various corroded depths and lengths in order to compare with offshore pipeline design manuals. Based on the numerical results, the influence of corrosion defects parameters on remaining strengths were investigated for girth welded pipelines. The investigation on the effect of strength mismatch revealed that in the cases of under‐matched, higher failure pressures are obtained. Comparisons of current results with B31G‐2012 and DNV‐RP‐F101 demonstrated that both codes may produce somewhat conservative predictions on the failure pressure. Furthermore, an equation was proposed to evaluate the corrosion progress across girth welded pipelines.