液化气球罐裂纹分析及处理

针对液化气球罐检验中发现的表面裂纹,分析了裂纹成因是湿硫化氢应力腐蚀,由湿硫化氢引起腐蚀开裂的形式包括氢鼓泡(HB)、氢致开裂(HIC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和应力导向氢致开裂(SOHIC),论证了氢致裂纹较易于硫化物应力腐蚀裂纹发生,氢致裂纹产生后,在随后的高应力作用下,转化为硫化物应力腐蚀裂纹。裂纹打磨消除后通过安全评定避免对球罐进行补焊处理,在球罐内表面喷涂稀土合金防腐层,有效地解决了湿硫化氢应力腐蚀问题。     

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。     

L245NS抗硫化氢腐蚀管材的焊接工艺

新疆哈拉哈塘油田二期产能建设工程地面输气管道含有H2S,为了避免地面输气管道发生硫化物应力腐蚀开裂(SSC)事故,分析了硫化物应力腐蚀开裂的特征及其影响因素,最终选用L245NS作为管道钢。对L245N2管材的焊接工艺及焊缝的力学性能、抗氢致裂纹(HIC)及抗硫化物腐蚀开裂性能(SSC)进行研究。对L245NS管材焊接选用的填充材料、坡口型式、焊接工艺参数、焊接操作、焊后热处理、焊缝质量检验等内容进行了研究。焊缝外观检验、无损检测、焊缝力学性能及抗硫化物应力腐蚀性能试验、抗氢致开裂试验结果表明选用的焊接工艺能够满足设计质量要求。最后通过工程施工的检验,其焊接质量得到了有效验证。     

X60螺旋埋弧焊管抗H2S腐蚀性能研究

针对我国油气输送管线建设中需要大量耐腐蚀钢管的需求,进行了耐H2S环境腐蚀下的管线钢及输送钢管的研究工作,通过理化性能、氢致开裂、硫化物应力开裂等试验对X60管线钢和螺旋埋弧焊管进行了耐蚀性研究,取得了以下结果:通过对国外抗H2S腐蚀焊管的技术条件分析研究,提出我国X60抗H2S卷板技术要求和X60螺旋埋弧焊管抗H2S...     

TS-90连续油管断裂失效分析

为了分析某井气举作业用TS-90连续油管断裂失效原因,通过宏观分析、无损检测、几何尺寸测量、化学成分分析、力学性能测试、金相检测、扫描电镜（SEM）等手段,对该失效连续油管进行了试验研究。试验结果显示,该失效连续油管的管体壁厚、外径、化学成分、显微硬度、晶粒度均符合API SPEC 5ST—2010要求;油管表面整体布满台阶状横向裂纹,裂纹沿油管周向扩展;原始裂纹断口表面大量腐蚀产物覆盖,且从裂纹源区到裂纹尖端部位,始终存在少量导致应力腐蚀开裂的S元素;原始裂纹萌生于腐蚀坑底,裂纹尖端呈局部沿晶脆性断裂,且断口外表面附近呈解理形貌。综合分析结果表明,该连续油管断裂的根本原因是应力腐蚀开裂,其在井下作业时受腐蚀因素和应力载荷的共同作用,管体外表面萌生应力腐蚀裂纹,裂纹扩展并最终导致管体断裂失效。     

某油田注水井P110钢级油管接箍开裂失效分析

某油田注水井P110钢级油管接箍发生纵向开裂。用金相显微镜、扫描电镜以及X射线衍射仪(XRD)等仪器,从裂纹形貌、螺纹特征、理化性能、腐蚀产物及水质等方面进行了试验分析。试验分析结果表明,接箍的化学成分和力学性能均符合API Spec 5CT—2018《套管和油管规范》的要求。P110钢级油管接箍是由于所注入的水中硫酸盐还原菌等微生物新陈代谢产生了H₂S,从而发生了硫化物应力腐蚀开裂。     

条形缺陷对L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响

通过抗硫化物应力腐蚀试验、慢应变速率拉伸试验、氢含量测试等方法研究条形缺陷对H₂S环境下L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响。结果表明,环焊缝在72%、85%和110%SMYS(最小屈服强度)应力水平下,热影响区出现裂纹且裂纹长度随加载应力增大而增大;条形缺陷环焊缝试样在屈服点后快速发生断裂,其断裂应变(0.024)仅为非缺陷环焊缝试样的21.05%;条形缺陷存在促进氢离子在裂纹尖端聚集从而加剧发生开裂倾向,消氢处理技术可以有效降低氢含量,降低环焊缝抗硫化物应力腐蚀开裂敏感性降低。     

超级13Gr油管内壁缺欠原因及对性能影响

采用管道内窥镜对超级13Cr油管内壁进行了宏观检查,对发现的疑似缺欠用超声波进行复检,对含有缺欠的油管取样进行理化试验。分析结果后认为油管内壁缺欠对其抗内压强度没有影响,但缺欠部位会首先发生腐蚀,可能诱发应力腐蚀开裂和腐蚀疲劳裂纹。油管内壁缺欠的产生原因与轧管工艺不当有关。目前,油管生产厂采用的打磨方法无法从根本上消除油管内壁的缺欠。     

C90级耐腐蚀HFW套管性能试验研究

从强韧性、显微组织、残余应力、沟槽腐蚀性能、抗氢致开裂性能、抗H2S应力腐蚀性能等方面,分析研究了采用"HFW高频焊接+热张力减径+全管体调质热处理"工艺开发的C90级耐腐蚀HFW套管产品的性能。结果表明,采用该工艺生产的C90级耐腐蚀套管屈服强度、拉伸强度均满足API 5CT标准对C90套管的要求,母材和焊缝的横向冲击功均大于100 J,且冲击功差异不大,残余应力小于80 MPa,并且对焊缝沟槽腐蚀和氢致开裂腐蚀均不敏感;在加载80%和85%名义屈服强度应力下,H2S应力腐蚀720 h后试样不开裂,说明该工艺生产的C90级耐腐蚀HFW套管具有良好的综合力学性能和抗H2S腐蚀性能。     

抗硫碳钢管道的焊接

高含硫天然气输送管道可能出现金属氢致开裂和硫化物应力开裂。由于氢的存在致使管道的断裂韧性及材料的物理、化学及机械性能下降,在运行中容易产生管道损伤现象,从而破坏管道的安全性,影响管道的使用寿命。酸气集输管道选用合适的碳钢管材经过相应的抗硫限定和试验,再配合缓蚀剂加注、腐蚀监测等措施是完全可行的。抗硫管道除了满足力学性能以外,还必须通过标准液的抗氢致开裂和抗硫化物应力开裂试验。焊接工艺中,焊后消氢处理是工序中的重中之重,直接影响着焊口氢致开裂和硫化物应力开裂。消氢处理的温度为250～350℃,恒温时间为2 h。     

石油管材的氢致裂纹与滞后断裂

氢致裂纹和滞后断裂是石油管材的主要失效形式之一。论述了石油管材的氢致裂纹和氢致滞后断裂（应力腐蚀）的区别和联系，重点讨论了石油管材在H2S中产生氢致裂纹的特征和条件，以及钢中非金属夹杂物、化学成分、组织结构等对氢致裂纹的影响。同时，讨论了石油钻具氢致滞后断裂的特点；提出了预防氢致开裂和氢致应力腐蚀的若干措施。     

LPG碱洗罐人孔法兰开裂失效分析

通过对开裂的液化石油气碱洗罐人孔法兰进行材料理化检验和断口分析认为 ,法兰失效是由于介质中的硫化氢引起的氢诱导开裂和应力导向氢致开裂所致 ,材料中大量的MnS夹杂物对裂纹的形成和扩展起了促进作用。     

高强度天然气输送管抗氢致开裂试验研究

通过对X60、X70不同化学组成,组织结构和应力状态多种管线钢进行的抗HIC性能试验,分析讨论了钢的化学成分中碳、锰、硫、磷元素含量、试验时间和应力状态对天然气输送管抗HIC性能的影响。结果表明,降低钢中碳、硫元素含量,可明显提高管材的抗HIC性能;延长试验时间,氢致裂纹生成长度增加;组织不均匀和受过应力的管材,裂纹长度增加较明显;同类管线中,晶粒度级别数值小,裂纹敏感率增大。     

L360管焊缝的耐蚀性能

模拟高酸性气田集输系统条件,通过电化学腐蚀失重、氢致开裂和硫化物应力开裂试验对L360管道焊缝进行了耐蚀性研究。结果表明,添加缓蚀剂前后焊缝的腐蚀速率分别为0．437mm／a和0．102mm／a,腐蚀产物包括FeC03,FeS,FeO（OH）和FeO,焊缝没有出现氢致开裂和硫化物应力开裂,但发现少许氢鼓泡。     

材料性能对钻杆腐蚀疲劳寿命影响的试验研究

API SPEC5D标准规定的材料性能指标不能反映钻杆抵抗疲劳及腐蚀疲劳的性能。对4个厂家的S135钢级钻杆的材料进行了腐蚀疲劳寿命试验、拉伸性能试验及成分分析。试验结果表明,虽然4种钻杆的化学成分及材料性能都符合标准要求,且材料的拉伸强度基本相同,但腐蚀疲劳寿命相差很大。腐蚀疲劳断口观察及断裂机理分析表明,腐蚀疲劳裂纹扩展机理是阳极溶解与氢致开裂共存,氢致开裂加快了疲劳裂纹扩展。材料低倍组织酸洗检验、显微组织分析表明,4种钻杆的金属组织特别是低倍组织有明显差别。低倍组织反映了成分偏析程度、夹杂物含量及分布等。成分偏析及夹杂物导致材料的阳极溶解、特别是氢致开裂速度加快,所以是腐蚀疲劳寿命减少的主要原因。油田数据验证,钻杆材料的低倍组织酸洗检验可作为间接评定钻杆材料腐蚀疲劳性能的方法。     

PTA装置加氢反应器腐蚀及其控制研究

对现役PTA加氢反应器不同部位的腐蚀原因进行了分析,认为点蚀和冲涮腐蚀是由于HAc-Br-腐蚀介质在不同状态下引起的;氢气入口管裂纹主要是由于在运行过程中介质中含有Br-在临氢状态下局部应力集中产生的氢致应力腐蚀开裂。研究并实施了点蚀坑的补焊修复技术和延缓氢致应力腐蚀开裂产生的氢气入口管改造等腐蚀控制措施。     

酸性介质中P110油管裂纹产生机制模拟及抑制措施

首先通过拉伸试验对断口微观形貌的观察分析了服役过的油管和未服役的油管,确立的裂纹不是油管本体质量问题形成的,而是受腐蚀介质影响而形成的且在不同井深处均有发生,通过开展实验室模拟试验,模拟油管服役介质中裂纹的发生条件及探寻抑制裂纹发生的可行性。分析结果说明,P110油管是一种高强度钢,在弱酸性介质中能够发生应力腐蚀开裂,模拟中发生的裂纹形貌与实际工况中油管上发生的实际裂纹相似,裂纹产生机制相同。     

L245NS抗硫弯管力学性能及HIC和SSC试验分析

对采用感应加热技术生产的L245NS级Φ406.4 mm×10.31 mm抗硫弯管进行了力学性能、氢致开裂(HIC)及硫化物应力腐蚀开裂(SSC)试验评价,并结合了弯管的微观组织特征分析。结果显示,经890~930℃感应淬火+580~630℃回火空冷后,L245NS弯管强韧性能、HIC试验结果符合标准要求;其中,弯管内、外弧侧管体强度和冲击韧性相对母管均有不同程度的提高;HIC裂纹多形成在贝氏体组织及带状组织周围;在NACE TM 0177—2005试验环境下,L245NS弯管表现出良好的抗SSC性能。     

湿硫化氢环境用低合金高强度钢

低合金高强度钢在湿硫化氢环境中的开裂形式，目前一般认为有四种，即氢鼓泡（ＨＢ）、氢致开裂（ＨＩＣ）、硫化物应力腐蚀开裂（ＳＳＣＣ）和应力导向氢致开裂（ＳＯＨＩＣ）。文章介绍了国外关于低合金高强度钢在湿硫化氢环境中腐蚀开裂的实验研究情况，并简要介绍了国外抗湿硫化氢环境腐蚀用钢的发展情况。     

高含硫气田集输管材耐腐蚀评价

高含硫气田采气工程金属管材的腐蚀评价包括硫化氢应力腐蚀开裂、氢致开裂、电化学腐蚀3个方面,模拟工况应综合考虑H2S/CO2分压、温度、气液相、单质硫、流动条件、应力加载和矿化度等评价条件。采用淬火加回火工艺制造的L360QCS直缝埋弧焊钢管,硫(0.02％)、磷(0.003％)元素含量控制低,硬度小于248HV,在模拟普光气田高含硫集输工况的条件下没有发生氢致开裂和硫化氢应力开裂,管材的抗硫性能较好。