某油气田项目316L不锈钢海底管道表面绝缘涂层的筛选

某海上油气田开发项目设计要求对316L海底管道内表面涂覆涂层以保证绝缘。分别在316L不锈钢表面涂覆7种涂层,通过高温高压反应釜模拟海底管道内部服役环境进行浸泡试验,对比浸泡试验前后涂层的表观、附着力、耐磨性、硬度、剪切强度、耐划伤等性能。结果表明:涂层2、涂层5和涂层3等3种涂层性能优异,这为油气田开发工程设计的涂层选择提供了参考依据。     

高内相乳液法制备聚丙烯酰胺多孔水凝胶及应用

以亲水性二氧化硅纳米粒子（N20）和乳化剂Tween80为复合稳定剂,环己烷为油相制备高内相乳液,再以此乳液为模板制备聚丙酰胺（PAM）多孔水凝胶。乳液光学显微镜照片及PAM多孔水凝胶SEM照片表明N20用量及Tween80用量对材料孔径形貌及直径有直接影响;压汞仪数据表明当N20用量为3%、Tween80用量为9%时,多孔水凝胶平均孔径为38.06nm,孔隙率为77.54%,20h饱和吸水率可达402g/g;吸附实验表明PAM多孔水凝胶对Mn(Ⅱ)具有良好的吸附性能,吸附过程符合准二级动力学方程,属于化学吸附,当溶液pH为4时,120min可达吸附饱和,吸附量为474.64mg/g。     

矿山高压输电电缆接头温度巡测系统

通过分析现有的几种电缆温度监测系统的利弊,有针对性地提出一种采用无线通信 方式及动态功率管理技术的新型矿山高压输电电缆接头温度巡测系统,主要介绍系统的组成、特 点及主要性能指标。     

石油天然气工业海底管道阴极保护国家标准的编制和理解

GB/T 35988—2018 《石油天然气工业海底管道阴极保护国家标准》实施以来,已全面应用于我国海底管道阴极保护设计、建造、施工和运营。介绍了该标准的编制原则和主要内容,重点针对该标准中规定的阴极保护系统要求、设计参数要求、牺牲阳极设计、生产制造及质量控制、外加电流阴极保护系统、阴极保护系统的操作、监测和维修要求等内容进行了解释说明,为该标准的推广实施和同类标准的编制提供参考。     

抗CO2腐蚀低Cr管线钢组织和性能研究

在管线钢中添加1%~5%(质量分数,下同)Cr可提高其抗CO2腐蚀能力,本工作重点研究了Cr含量对低Cr管线钢组织、力学性能、耐蚀性能及焊接性能的影响.结果表明:3%~5%Cr元素的添加可使钢的组织由铁素体加少量珠光体变为以贝氏体为主.1%以上Cr的加入即可提高钢的硬度、强度,同时保持良好的韧性.由于富Cr保护性腐蚀产物膜的形成,3%~5%Cr的添加可显著降低CO2全面腐蚀速率,并抑制局部腐蚀的发生.含1%~5%Cr的合金钢焊接接头具有较好的综合力学性能,但5%Cr钢焊接接头热影响区硬度偏高.     

含Cr管线钢的力学性能和耐蚀性能

基于国内油气工业管线应用需要,采用控轧控冷工艺,研制了强韧性匹配优良的2%Cr低合金管线钢,并测试了其组织和力学性能.以针状铁素体和多边形铁素体为主的含2%Cr管线钢具有良好的强韧性组合.采用高温高压冷凝釜模拟湿气管线中的CO₂顶部腐蚀环境试验方法,研究含2%Cr低合金管线钢的抗CO₂顶部腐蚀性能.相较于传统管线钢,添加2%Cr后,其CO₂腐蚀产物膜是一层连续、致密的富Cr胶泥状非晶态产物膜,从而提高了其抗CO₂顶部腐蚀性能.     

海底管道腐蚀产物对缓蚀剂效率的影响

目的：研究海底管道中的腐蚀产物对缓蚀剂效率的影响,对海底管道运行过程中缓蚀剂的使用提出建议。方法采用高温高压反应釜模拟现场作业条件进行CO2腐蚀实验,采用失重法测定海底管道钢试片的全面腐蚀速率,采用扫描电子显微镜观测试片微观表面形貌,实验评价已发生腐蚀试片和清除腐蚀产物试片的全面腐蚀速率和缓蚀剂效率。结果在经过CO2预腐蚀并覆盖腐蚀产物膜后,高效缓蚀剂H的缓蚀效率为75%,低于直接作用于裸钢时的缓蚀效率90%。清除腐蚀产物后,缓蚀剂H的效率为80%,比未清除前的缓蚀效率有所提高,低于常用的缓蚀剂效率设计值85%,且试片的全面腐蚀速率有所降低。结论在海底管道投产后,应避免初期缓蚀剂加注不当或不足发生的CO2腐蚀,如果通过铁离子含量检测等方法已检测发生比较严重的 CO2腐蚀,应及时采取清管和后续预膜措施,必要时应及时调整缓蚀剂加注剂量或缓蚀剂类型。     

API X65、316L不锈钢及Inconel 625间电偶腐蚀风险研究

目的：确定API X65、316L不锈钢及inconel625相互偶接后的电偶腐蚀风险。方法采用电化学测试、标准电偶腐蚀评价实验和腐蚀模拟实验对电偶腐蚀进行分析研究。结果在模拟地层水中,经过电化学测试,X65的自腐蚀电位在-0.75 V左右,316L和625的电位在-0.35 V左右。对于标准电偶腐蚀评价实验,敞口溶液及CO2分压分别为100 kPa和500 kPa的溶液中,X65与316L之间的电偶电流最大,其次是X65与625,316L和625之间的电偶电流最小,几乎为零。通过电偶腐蚀模拟试验可知,X65与316L或625偶接,都发生了明显的电偶腐蚀,而且X65侧靠近焊接接头位置发生了严重的沟槽腐蚀,未偶接异金属时X65的平均腐蚀速率为1.24 mm/a,异金属接触导致的电偶腐蚀使X65的腐蚀速率增加, X65与316L偶接后的平均腐蚀速率为1.49 mm/a,X65与625偶接后的平均腐蚀速率为1.75 mm/a。X65与316L偶接后的局部腐蚀速率最大为16.8 mm/a,X65与625偶接后的局部腐蚀速率高达26.4 mm/a,由于电偶腐蚀导致的局部腐蚀速率要比X65的自腐蚀速率超出十几倍。X65与316L偶接的电偶腐蚀的速率要比X65和625偶接的大,316L和625间几乎没有电偶腐蚀发生。结论 X65、316L和625间偶接的电偶腐蚀风险大于X65与316L的,316L和625间偶接的电偶腐蚀风险较小。     

杂散电流对海底管道表面电位影响预测方法研究

目的：外加电流阴极保护技术逐渐应用于船舶和海洋结构物防腐领域,但随之而来的杂散电流很可能使平台附近的海底管道本身或者其牺牲阳极阴极保护系统产生电化学腐蚀,缩短海底管道使用寿命,甚至破坏管道本身结构而造成严重的生产事故,因此需要预测外加电流阴极保护系统对附近海底管道及其牺牲阳极阴极保护系统可能造成的不利影响。方法提出一种基于边界元法的预测海底管道杂散电流影响的数值模拟方法,建立包括域内控制方程和对应的边界条件的数学模型,可以计算得到海底管道受杂散电流影响区域的位置和范围,并且得到受影响区域表面保护电位的分布情况。结果通过实验室海底管道模型杂散电流试验测量结果与数值模拟结果进行比较,验证该方法预测海底管道杂散电流影响的准确性,数值模拟仿真结果与试验测量结果最大误差百分比约为1.7%,平均误差百分比小于0.2%。数值模拟计算结果准确地预测了海底管道模型表面保护电位分布情况,预测了导管架平台模型外加电流阴极保护系统对海底管道模型杂散电流的影响情况。结论使用的边界元阴极保护数值模拟技术可以准确预测海底管道杂散电流的影响情况,为海底管道杂散电流影响预测研究提供了有力工具。     

环境因素对CO2均匀腐蚀速率的影响及腐蚀速率预测模型的建立

CO2 均匀腐蚀速率预测模型的建立对于海洋石油工程设计及安全生产具有重要意义。针对中国近海油气田生产设备CO2 腐蚀的现场条件 ,系统研究了温度、流速、CO2 分压以及 pH值等环境因素对CO2 均匀腐蚀速率的影响规律 ,在此基础上结合流动条件下的传质过程及离子在腐蚀产物膜中的传质过程 ,建立了单相水介质条件下的CO2 均匀腐蚀速率预测模型 ,并利用实验数据修正了模型中的相关参数。结果表明 ,该预测模型很好地反映了实验规律 ,与实验得到的腐蚀速率及腐蚀规律相吻合