微量Mg添加对2.25Cr1Mo压力容器钢板奥氏体晶粒长大行为的影响

为揭示Mg对低合金钢奥氏体晶粒长大的作用,以2.25Cr1Mo压力容器钢板为研究对象,利用真空感应炉、450型双辊可逆轧机制备不加Mg和加Mg的热轧板材,采用光学显微方法和专业图像软件等分析研究了试验钢在900~1 200℃温度范围内加热时奥氏体晶粒长大行为,并对奥氏体晶粒变温长大动力学方程进行了数学回归分析。结果表明,在900~1 000℃加热时,Mg对奥氏体晶粒有细化作用;在1 100~1 200℃加热时,Mg对奥氏体晶粒无细化作用。数学回归分析表明,Mg添加可增大奥氏体晶粒长大激活能,在900~1 000℃温度范围内阻碍奥氏体晶粒长大。较低温度下Mg添加阻碍奥氏体晶粒长大与其在晶界或相界处碳化物的偏聚发挥钉扎作用有关,由于较高温度下固溶Mg不具有钉扎奥氏体晶粒长大的作用,致使奥氏体晶粒明显粗化。

输油管道停输期间温度场数值模拟

对于高凝点原油,管线停输后很容易出现凝管现象,确定安全停输时间是保证安全启动的重要条件。原油的储热能力、管道系统向周围土壤传热能力及土壤的温度场分布决定着管线安全停输时间,研究热油管线停输期间温降规律显得尤为重要。利用CFD软件,在非稳态传热条件下,模拟出不同停输时刻管道温度场分布及温降曲线。结果表明:停输初期管内原油自然对流传热强烈,温度下降较快,后期下降缓慢,这种变化趋势和传热方式的变化相对应。当停输21 h时,原油温度降为38℃(高于凝点3℃),即安全停输时间为21 h。

某输气管道漏磁内检测金属损失缺陷验证检测及评价

某输气管道在首次漏磁内检测时发现2处大于20%WT(Wall Thickness,壁厚)的管道本体缺陷,对缺陷开展了基于内检测数据的开挖验证及检测,并将实测结果和内检测报告结果进行比对来验证内检测器性能规格。结果显示:内检测报告的金属损失缺陷深度比实测值偏小,但在可信度为90%的精度范围内;报告的缺陷长度、宽度及周向定位与实测值间存在偶然性偏差,需进一步扩大开挖验证。采用ASME B31G标准对2处缺陷进行适用性评价,结果表明管道估计维修因子(ERF)均小于1,满足承压能力要求,无须立即修复。

天然气放喷管线弯管流场的数值模拟

天然气开采时,因井底积液的存在而生成酸性液体腐蚀管道,缩短管线服役年限,甚至酿成重大事故,需采取安全放喷措施。在向大气的放喷过程中由于日产气量的变化,导致流速和压力的波动,可能会产生巨大的抬升力和横向摆动力,尤其在弯管处可能会产生应力集中而导致事故发生。在此以计算流体力学(CFD)为基础,利用GAMBIT软件建立90°弯管和120°弯管的三维模型,用FLUENT模拟出在不同的日产量条件下,放喷过程中90°弯管和120o°弯管内的流场应力和速度分布,通过分析建议在放喷管线设计时尽量采用120°弯管,应避免使用90°弯管。

蜡沉积模拟与环道实验的对比分析

蜡沉积是影响含蜡原油管道安全运行的重要隐患。通过室内环道装置可以较真实地模拟实际管道中的蜡沉积现象,但利用环道实验研究蜡沉积规律需要大量的原油进行反复多次实验,在油样缺乏的条件下实验无法顺利完成。而采用PVTsim软件中的蜡沉积模块(Depo Wax)模拟管蜡沉积,并利用实验数据适当修正系统计算偏差,可以使模拟得到的蜡沉积规律与实验结果基本保持一致。

放喷弯头流固耦合特性及其敏感性分析

基于流固耦合理论,采用数值模拟的方法,研究油田常用的120°放喷弯头和90°放喷弯头在流场作用下的变形和应力情况,经对比得到120°弯头的最大应力和最大等效应力均小于90°弯头。然后通过输入参数(压强、壁厚、流速)对输出参数(放喷弯头的变形和应力)的敏感性分析,结果表明:压强与放喷弯头的最大变形和最大等效应力之间呈现强的正相关性;壁厚则与两者呈现较强的负相关性;相比之下,流速的影响并不明显。这样在进行弯头的优化设计时,有助于参数之间的取舍。

PCM法在管道外防腐层检测中的原理及其应用研究

长输管道的腐蚀绝大部分为外部腐蚀,因此准确检测和评价防腐层的状况是保证管道安全运行的基础。文中介绍了用多频管中电流法(PCM)对管道防腐层破损点进行检测的原理及防腐层安全评价方法,结合PCM对广东某长输天然气管道的现场试验,验证了该方法的准确性和科学性,同时,根据现场经验,给出了PCM在使用过程中的建议与注意事项,并展望了PCM检测技术在应用中存在的不足。

城镇燃气管道腐蚀检测与防护研究

文中对某城镇燃气管道进行了外腐蚀检测,发现存在补口补伤质量较差、阴极保护不达标、杂散电流干扰等问题。大量阳极直接与管体相连,导致部分管段阴极保护不合格;高压输电等工程给管道带来较强的直流杂散干扰。通过数据分析及开挖验证,从加强补口补伤施工管理、合理新增牺牲阳极及增设排流设施方面提出腐蚀防护对策。

在役埋地钢质管道腐蚀综合评价

为了准确掌握埋地管道安全技术状况,对某滨海地区输油管道的腐蚀情况进行综合评价,包括外防腐层检测、阴极保护有效性检测、土壤腐蚀性检测、剩余强度评价及剩余寿命预测。经检测,该管道的外防腐层存在疑似破损点40个,阴极保护不达标,管体壁厚减薄处最小值为5.13mm。评价结果显示,该管道最大允许操作压力为21.59MPa,管道腐蚀剩余寿命为11年。

输气管道半定量风险评估标准的比较和应用

风险评估技术是管道完整性管理的关键技术,可以有效地提高油气管道运行的安全性和经济性。半定量的风险评估方法是目前我国较为实用的风险评估方法。针对国内现行有效的两个埋地油气管道半定量风险评估标准GB/T 27512—2011《埋地钢质管道风险评估方法》和SY/T 6891.1—2012《油气管道风险评价方法第一部分:半定量评价法》,对其管段划分原则、评分体系、风险计算、风险等级划分及对实际案例的评估结果进行了分析和比较。通过案例应用分析,表明国标的实用性更好。

磁致伸缩导波检测技术在长输管道跨越段的应用

介绍了磁致伸缩导波检测原理和Ms SR3030R导波检测系统。应用磁致伸缩导波检测技术对在役长输管道跨越段进行在线检测,结果显示该技术能够在管道长度方向上较好地发现管道缺陷,适用性强,可靠性高,具有较高的推广价值。