赵东胜
,
向安
,
王聚锋
,
杨秘
,
刘智勇
,
李晓刚
腐蚀与防护
我国渤海湾某油田开展了天然气利用项目,天然气外输海管选用国产X65管线钢手工电弧焊接铺设完成.随着油田不断深入开发,外输天然气中H2S含量持续增长,CO2含量高达10％左右,使该海底管线面临着潜在的应力腐蚀开裂风险.参考NACE相关标准,研究了不同工况条件下X65管线钢焊接接头在H2 S/CO2环境中的抗硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)性能.结果表明,该X65管线钢焊接接头在H2 S/CO2环境中抗SSCC性能优良,但在低温偏酸性条件下表现出一定的SSCC敏感性.建议在管线的运维过程中采取措施控制外输温度并尽量降低酸性气体含量,以防止SSCC发生.
关键词:
X65钢
,
海底管线
,
焊接接头
,
硫化氢
,
二氧化碳
,
应力腐蚀开裂
魏丽
,
王永琴
,
王修云
,
张颖怀
,
李振坤
,
张洪波
腐蚀与防护
通过建立海底管道全寿命周期成本模型使海底管道运营者以最低的成本选择出最优的海底管道运行维护方法.针对模型中与海管维护相关的九大类经济成本因素进行评价,根据发生费用条件的不同,对相关经济成本进行费用排序.通过具体的海底管道维修的案例分析,将实际案例成本植入模型要素中,模型给出的最优化的运维方法与案例中方法一致.
关键词:
海底管道
,
运行维护
,
经济成本
,
模型
胡丽华
,
常炜
,
路民旭
,
张雷
,
许立宁
,
李少飞
腐蚀与防护
海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇（MEG）的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。
关键词:
乙二醇(MEG)
,
碳钢
,
海底管道
,
CO2腐蚀
王旭东
,
缴立立
涂料工业
在海洋石油开采工程中,海上生产设施的各个环节通过管道形成相互关联、相互协调作业的生产系统,海底管线安全对整个海洋石油产业都非常重要.海管的腐蚀是一个不可避免的过程,而其中又以海管节点的腐蚀保护最难以实现.介绍了常用的海底管线节点防腐涂层和几种新型涂层,分析了各种技术的优缺点和施工的难点,展望了海管节点防腐设计和涂装施工未来的发展方向.
关键词:
海底管线防腐
,
节点防腐
,
涂层
,
热喷涂
陈荣旗
腐蚀与防护
利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。
关键词:
X65钢
,
海底管道
,
CO2/H2S腐蚀
,
适用性
张国礼
,
秦立峰
,
张峙
,
胡徐彦
腐蚀与防护
南海涠洲11—4N油田发现SDV阀和多路阀出口管线及阀门内部存在较严重结垢，并出现外输海管压差增大的情况。涠洲油田作业区组织开展结垢原因分析与清垢方案设计等工作，在此基础上成功实施化学药剂在线清垢作业，作业期间监测显示清垢效果显著，海管压力下降，维持海管良好的腐蚀防护效果，具有作业费用低、海管运行安全可靠、保持油田持续稳定生产的优点。
关键词:
外输
,
清垢作业
,
海底管线
,
清垢药剂
矫滨田
,
王建丰
,
常炜
,
贾旭
腐蚀与防护
某海底管道在投产3a后发生了腐蚀穿孔,通过检测数据分析、腐蚀速率模拟计算、实物管段检测分析、内腐蚀模拟试验及缓蚀剂有效性分析等方法对其失效原因进行了分析.结果表明,投产后CO2和H2S含量增高,缓蚀剂未达到预期效果,产生严重的CO2局部腐蚀,这是造成海底管道腐蚀穿孔失效的主要原因.针对类似的失效情况,提出了海底管道安全运行的应对措施.
关键词:
海底管道
,
腐蚀穿孔
,
失效分析
,
腐蚀速率
,
缓蚀效率
余晓毅
,
常炜
,
于湉
,
黄一
,
宋世德
,
尚世超
,
胡尧
表面技术
doi:10.16490/j.cnki.issn.1001-3660.2016.05.010
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。
关键词:
外加电流阴极保护
,
杂散电流
,
海底管道
,
电化学腐蚀
,
边界元法
,
保护电位
胡丽华
,
常炜
,
余晓毅
,
田永芹
,
于湉
,
张雷
,
路民旭
表面技术
doi:10.16490/j.cnki.issn.1001-3660.2016.05.008
目的：研究 CO2分压对 CO2/H2S腐蚀的影响规律，为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验，对腐蚀前后的试样进行称量，计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌，通过 XRD 分析腐蚀产物膜成分。结果当 CO2/H2S 分压比较高（1200）时， CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a，随着CO2分压升高，腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO2/H2S分压比较低（200）时，CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a，CO2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO2/H2S分压比较高（1200）时，腐蚀产物以FeCO3为主，腐蚀受CO2控制；此时低CO2分压下的腐蚀产物膜较完整致密，高CO2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂，对基体保护性下降，因此腐蚀速率随CO2分压升高而增大。当CO2/H2S分压比较低（200）时，腐蚀产物以FeS为主，腐蚀受H2S控制；此时在不同CO2分压条件下，腐蚀产物均较完整致密，因此腐蚀速率相对较低，并未随着CO2分压升高显著增大。结论 CO2分压对CO2/H2S腐蚀速率的影响与CO2/H2S分压比密切相关，海底管道材料选择不仅要考虑CO2分压的影响，还要考虑CO2/H2S分压比的影响。
关键词:
碳钢
,
海底管道
,
CO2分压
,
CO2/H2S分压比
,
腐蚀速率
,
腐蚀产物膜
牛爱军
,
毕宗岳
,
牛辉
,
黄晓辉
,
任永峰
腐蚀与防护
doi:10.11973/fsyfh-201610006
开发试制了深海油气输送用X70厚壁直缝埋弧焊(LSAW)钢管(φ1016 mm,壁厚36.5 mm),对管线钢的化学成分、组织和力学性能进行了分析,并通过氢致开裂(HIC)、硫化物应力腐蚀(SSC)、腐蚀浸泡等试验研究了钢管管体及焊接接头的耐腐蚀性能.结果表明:该试验钢管的管体及焊接接头具有良好的抗氢致开裂和抗硫化物应力腐蚀开裂性能,腐蚀速率小于0.09 mm/a,可用于具有腐蚀性的海洋环境中.
关键词:
直缝埋弧焊(LSAW)
,
海底管线
,
X70钢
,
厚壁
,
力学性能
,
耐腐蚀性能
