对国内外标准碳钢管道在低温环境应用的差异性分析

随着油气田海外市场的不断开发,国际标准的使用日趋频繁,掌握国内外标准中对材料要求的差异十分重要。在工程设计中,防止材料在低温条件下的脆性断裂是材料选择的重要环节,特别是碳钢材料,但国内外标准对于碳钢材料的温度使用限制存在差异,有必要针对碳钢材料在低温环境应用进行对标分析。对工程设计中常用的碳钢材料在标准中的冲击试验要求和设计规范中的最低使用温度进行总结,对GB/T 20801.2—2020《压力管道规范工业管道第2部分材料》和ASME B31.3—2018《工艺管道》中碳钢材料的冲击韧性要求进行对比分析,对两个设计规范中低温低应力要求的差异性进行了详细的分析研究。根据碳钢材料在低温环境下的性能认识,对拟用于低温环境下的碳钢材料提出一些建议。

四点弯曲加载下带焊缝试样表面的最大拉应力公式推导与分析

对应力腐蚀试验中四点弯曲加载下带焊缝试样的最大拉应力计算公式进行了详细推导,并与GB/T 15970.2-2000中列出的四点弯曲加载的最大拉应力计算公式进行了分析比较。结果表明:推导出的公式考虑了焊缝弹性模量和焊缝宽度对最大拉应力计算结果的影响,更能反映真实应力。当焊缝宽度和外支点间距的比值<0.423时,焊缝宽度越小,焊缝与母材的弹性模量差异越大,GB/T 15970.2-2000推荐公式的应力计算值与真实值差距越大。

连续油管在酸性环境下的疲劳寿命研究进展

在连续油管井下作业过程中,连续油管反复起下,产生低周弯曲疲劳,弯曲过程为塑性变形,这与常规静态管柱和输送管道弹性变形的受力特征存在明显差异。当连续油管用于酸性环境时,连续油管的H_2S损伤和塑性变形相互作用,会进一步增加其失效风险。针对连续油管井下作业的特点,综述了连续油管在酸性环境下使用后产生的腐蚀疲劳失效机理、失效案例,介绍了酸性环境下连续油管腐蚀疲劳的试验方法及其试验原理,以及不同试验方法下的试验研究进展。结果显示,连续油管在酸性环境下应用,由于H_2S引起的损伤,氢原子渗透进入管体导致材料变脆,塑性降低,使得连续油管弯曲疲劳寿命显著下降。对比分析了酸性环境下连续油管试验方法的优缺点,结合不同试验方法的试验研究成果,提出了连续油管在酸性环境下使用的注意事项和防护措施建议,以期为连续油管在酸性环境下井下作业的安全应用提供技术参考。

加热炉不锈钢盘管泄漏失效分析

某气田再生气加热炉奥氏体不锈钢盘管在运行49h后发生泄漏,采用化学成分分析、力学性能测试、渗透检测、宏微观形貌分析、晶间腐蚀试验以及能谱分析等方法对盘管失效原因进行了分析。结果表明:由于进入加热炉盘管的介质中含有较高浓度的氯离子,导致盘管发生了氯化物应力腐蚀开裂。并提出了相应的防护措施。

连续油管在酸性环境下的弯曲疲劳寿命研究

为了准确评价连续油管在酸性环境下的腐蚀疲劳寿命,对CT80钢级Φ38.1 mm×3.18 mm的连续油管管段在不同条件下进行了弯曲腐蚀疲劳试验。结果显示:经过酸性腐蚀环境的浸泡后,连续油管的弯曲疲劳寿命显著下降,约为大气环境下弯曲疲劳寿命的34.6%~45.2%,其平均值约为39.7%;对于未出现HIC的连续油管,在酸性腐蚀环境下起下不同井次后,连续油管的总疲劳寿命相近。连续油管经腐蚀浸泡取出在大气环境中放置24 h后,氢原子从连续油管管体溢出,塑性部分回升,约为大气环境下弯曲疲劳寿命的68.9%。

钛合金在高温高压酸性油气井的应用研究进展

随着油气田的不断开发,开采环境变得越来越恶劣,油气田开采面临高温、高压和高含硫的难题。高温高压酸性油气井井下生产管柱将遭受高温、高压、H 2S、CO 2、高浓度Cl-、元素S、低pH值的酸化液以及溴化物为主的封隔液等复杂腐蚀工况的挑战。常规的碳钢、低合金钢、不锈钢难以满足日趋恶劣的开采环境,而钛合金材料具有高比强度、低弹性模量、各向同性和优异的耐蚀性能,成为高温高压酸性油气井重要的候选材料之一。钛合金材料牌号近100种,最早用于航空航天领域,20世纪80年代,国外开始探索钛合金在石油行业的应用,但国内起步较晚,钛合金在高温高压酸性油气工况下的腐蚀数据较为匮乏。通过对近30年国际上对钛合金在高温高压酸性油气井的试验数据进行总结研究,并根据研究成果提出了高温高压酸性油气井采用钛合金材料时的相关建议,以期为国内高温高压酸性油气田钛合金的推广应用提供参考。

CO_2气田开发的腐蚀预测与控制措施

腐蚀是CO2气田开发遭遇的难题之一,CO2腐蚀的预测和控制措施对设计和管理特别重要。综述了油气田CO2腐蚀机理及其影响因素,介绍了常见的CO2腐蚀模型和防护技术。在CO2气田环境,水的润湿性、温度、分压、pH值以及流速流态是影响CO2腐蚀速率的关键因素,CO2腐蚀预测过程中也逐渐将考虑这些影响因素,分析比较了各种预测模型和防护措施的特点,提出了基于完整性理念的CO2腐蚀控制设计原则,以期为CO2气田的设计和管理提供帮助。

阴极保护对高强度埋地管道应力腐蚀影响的研究进展

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,X100和X120在自腐蚀电位下就具有较高的SCC敏感性。最后,对未来研究方向提出了建议。