基于有限元的含均匀腐蚀缺陷油气管道剩余强度

针对油气管道随服役年限延长腐蚀日益严重的问题,运用有限元分析软件ANSYS Workbench,对含均匀腐蚀缺陷的金属油气管道进行综合分析,研究轴向腐蚀长度、环向腐蚀长度、腐蚀深度、相邻腐蚀间距等对管道剩余强度的影响。分析表明:(1)轴向腐蚀缺陷越长,管道剩余强度越小。(2)当环向腐蚀缺陷长度较长时,对管道的剩余强度影响不大,当环向腐蚀缺陷较短时,可以将缺陷近似视为裂纹处理。(3)随着腐蚀深度的增加,管道剩余强度迅速减小。(4)对于两相邻轴向腐蚀缺陷,当轴向间距小于20 mm时,可将两个缺陷视为一个整体缺陷计算管道剩余强度;当腐蚀缺陷轴向间距大于20 mm时,则分别计算两个缺陷对应的管道剩余强度,取其中较小值。     

试样形状对高强度感应加热弯管拉伸实验的影响

拉伸性能是高钢级管道钢管的重要性能之一。针对高钢级X70和X80感应加热弯管,选取了3种不同规格的试样形状进行拉伸实验,结果表明:试样形状对这两种感应加热弯管的屈服强度、抗拉强度和屈强比均有一定影响。这两种感应加热弯管的横向试样、矩形板状拉伸试样的屈服强度值低于圆棒拉伸试样;X70感应加热弯管的纵向试样、矩形板状拉伸试样的屈服强度值高于圆棒拉伸试样。这两种感应加热弯管不同试样形状的抗拉强度差异不大,横向矩形全壁厚试样的抗拉强度均稍高于圆棒试样。这两种感应加热弯管横向矩形全壁厚试样的屈强比均低于圆棒试样,X70感应加热弯管的纵向矩形全壁厚试样的屈强比则高于圆棒试样。为保障管道钢管的服役安全,建议采用圆棒试样进行实验。     

基于相关性与贝叶斯推断的管道腐蚀深度预测方法

管道腐蚀特征值检测样本容量在实际工程中难以达到大样本,导致管道腐蚀评定结果偏于冒进。为此,分析样本容量对推断结果的影响,基于贝叶斯理论及测量不确定性,提出小样本条件下管道腐蚀深度的贝叶斯推断法,进而考虑腐蚀深度与腐蚀长度之间的相关性,建立基于相关性与贝叶斯推断的腐蚀深度预测方法。利用管道腐蚀检测数据对不同缺陷长度下的腐蚀深度代表值进行了推断,验证了该方法的有效性。结果表明:新建立的方法能够更好地反映样本容量对推断结果的影响,预测结果更为保守且与工程经验判断结果一致,对工程应用更加安全有利。研究成果可为管道腐蚀深度的预测提供更准确的信息,同时为考虑随机变量相关性的其他腐蚀管道特征值的预测提供理论参考。(图1,表4,参25)     

CO2、H2S对油气管道内腐蚀影响机制

介绍了单相流和多相流CO2腐蚀反应机理,研究了H2S电化学腐蚀和H2S应力腐蚀开裂(SSCC)反应条件及作用机制。测试了不同CO2含量对几种材料腐蚀速率的影响,给出了腐蚀反应速率曲线,分析了CO2对油气管道内腐蚀的影响规律。使用N80钢试样,在高温高压釜中进行测试,得出了不同H2S浓度下N80钢的腐蚀规律。     

胶合竹顺纹植筋的抗拔性能

选择胶合竹为研究对象,以双组分环氧树脂为胶黏剂,采用拉—拉荷载模式开展胶合植筋连接抗拔性能研究。主要探讨了边距、胶层厚度以及长径比等对植筋连接抗拔强度的影响。结果表明:边距对植筋连接抗拔强度有一定影响,边距过小导致胶合竹开裂,抗拔强度下降,推荐边距应大于4d(植筋杆直径);胶层厚度对植筋抗拔强度影响不显著;长径比是影响植筋连接抗拔强度的重要因子,抗拔强度随长径比的增大而增大,并存在一个临界植入深度使得抗拔强度等于植筋杆屈服强度。胶合竹与胶黏剂粘接界面名义剪切强度随长径比的增大而减小。根据长径比给出植筋抗拔强度预测方程。试验过程中主要产生胶合竹开裂、植筋杆拔出和植筋杆屈服3种破坏模式。     

硫化氢环境中管道钢的腐蚀及防护

分析了硫化氢环境腐蚀原理,考察了管道钢硫化氢环境下应力腐蚀开裂的类型、条件及特点,列举了长输管道硫化氢腐蚀的主要影响因素.根据国内外典型的管道应力腐蚀开裂事故研究结果及其研究状况,提出了采用保护层、电化学保护以及添加缓蚀剂等预防措施.     

输油管道超设计压力运行的几个关键问题

为保证输油管道超设计压力运行的安全,针对钢管力学性能、管道临界缺陷尺寸、环焊缝质量验证3个影响管道承压的重要因素,在管道沿程压力计算基础上,开展了管材小试样屈服强度统计与试验、钢管实物屈服强度与小试样屈服强度差异性分析、管道临界缺陷尺寸计算与内检测精度分析、环焊缝性能验证方案的研究。研究表明:钢管实物屈服强度与管材最小要求屈服强度之比即为最大运行压力与设计压力之比;由于压力升高,管道运行时允许的缺陷尺寸减小,其中大于临界尺寸的缺陷应保证被现有管道内检测器发现,否则应降低运行压力从而增大临界缺陷尺寸值;超设计压力运行前,应进行一次相应强度的现场试压,排除环焊缝异常。     

极值理论应用于埋地管道土壤腐蚀坑深研究

选取胜利油田长输管道沿线典型土壤腐蚀区域为试验点,进行16Mn埋片试验,分别于不同时间后取回试样.通过失重法计算其平均腐蚀速率、平均腐蚀深度及用极值法预测最大腐蚀坑深.腐蚀数据对比结果表明,采用试样的平均腐蚀深度或平均腐蚀速率评价埋地管道局部腐蚀危害是不科学的,应利用统计的方法计算出最深腐蚀坑的深度,以此作为评价的基础.试验结果表明,2号站和101站地区的腐蚀危害较大,尤其是101站腐蚀上升趋势明显,而1号站腐蚀危害相对较轻.实例验证了极值统计方法能较好的应用于测试管道腐蚀,相关程度极高.     

基于Monte Carlo方法的腐蚀管道可靠性分析

针对传统的腐蚀管道可靠性评估方法只注重确定性因素,而未考虑不确定因素影响的问题,基于可靠性分析方法的基本理论,建立了腐蚀管道失效的极限状态函数,采用Monte Carlo方法,综合考虑管道缺陷尺寸、材料特性、载荷等不确定性因素的影响,对腐蚀管道各随机参数进行了灵敏度分析,揭示了腐蚀深度和径向腐蚀速率是影响管道可靠性的两个关键因素。利用Matlab模拟油气管道的腐蚀发展过程,获得了腐蚀深度、径向腐蚀速率的不同数字特征值对管道可靠性的影响,并对其进行寿命预测,对管道的维护决策具有重要意义。     

X65管线钢焊接接头抗H2S应力腐蚀开裂性能

中海石油(中国)有限公司天津分公司在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敷设完成.随着油田不断深入开发,伴生天然气中H2S含量持续增长,该海底管道特别是焊接接头等薄弱部位在运行过程中面临着H2S应力腐蚀开裂风险.根据NACE相关标准方法研究了X65管线钢焊接接头抗HB/HIC/SSCC性能,并对SSCC发生机制进行了探讨.研究结果表明:该天然气外输管道所选的国产X65钢焊接接头具有优良的抗H2S应力腐蚀性能,在管道敷设达标及目前运行工况条件下发生硫化物应力腐蚀开裂的风险较小.     

油气管道体积型腐蚀缺陷有限元分析

为了研究体积型腐蚀缺陷对油气管道剩余强度的影响,以含点蚀缺陷、轴向槽状腐蚀缺陷两种体积型缺陷的油气管道为研究对象,通过Solid Works建立几何模型,并导入ANSYS软件进行有限元分析。采用管道缺陷评价计算方法 RSTRENG 0.85d L对各模型的有限元分析结果进行评价,误差均在可接受范围内,验证了采用有限元方法分析腐蚀缺陷参数对管道剩余强度影响的可行性。进一步计算得到了管道失效压力随载荷及腐蚀缺陷各参数的变化规律,得出各参数对油气管道剩余强度的影响。结果表明:腐蚀缺陷深度对管道剩余强度影响最大,腐蚀缺陷轴向长度的影响次之,而腐蚀缺陷环向宽度的影响很小,可以忽略。     

弯曲加载下管道钢应力腐蚀行为研究

分别采用三点弯曲、四点弯曲加载试验方法,研究了X80和16Mn管道钢及焊接接头的硫化物环境应力腐蚀开裂(SSCC)行为,并通过ANSYS软件分析了不同弯曲加载的应力分布特征,探讨了材料因素、力学因素对管道钢应力腐蚀行为的影响规律和机理。结果表明,对于弯曲加载下组织均匀性管道钢而言,其SSCC行为受应力特点控制,三点弯曲和四点弯曲加载方法均可用于评价管道钢的SSCC行为,但四点弯曲加载的平行试样试验结果更为一致。对于管道钢焊接接头的SSCC行为评价,三点弯曲加载是不合理的,四点弯曲加载方式则可取。     

基于贝叶斯的燃气管道腐蚀深度预测方法北大核心

为了准确地预测燃气管道腐蚀深度及置信区间,通过模型参数的概率分布,采用贝叶斯估计方法,提出燃气管道最大腐蚀深度在不同样本独立性下的非线性预测模型,并利用MCMC方法对模型进行求解。结果表明:该腐蚀深度预测模型可以较好地预测城市金属燃气管道在不同样本独立性下的腐蚀深度及其置信区间,适用于定量评估金属燃气管道的腐蚀安全问题。     

封闭条件下粉质黏土冻融交界面抗剪强度研究

封闭条件下,对重塑粉质黏土试样作冻融处理。在试样融化过程中将冻融交界面融化到指定位置,以快剪试验研究冻融交界面处土体抗剪强度参数粘聚力c、内摩擦角φ数值变化,冻融交界面附近土层含水率及冻融交界面处抗剪强度参数与界面附近水分变化关系。结果表明,冻融界面土体粘聚力和内摩擦角总体均随界面含水率增大而减小,粘聚力受含水率影响较大,其中初始含水率为24%试样降幅最大,达10.79%;而内摩擦角影响较小。界面附近含水率增加,增幅随试样初始含水率增大而增大。     

油气井抗腐蚀性水泥浆体系的研究

针对CO2、H2S等酸性腐蚀性气体对油气井水泥环和套管腐蚀的问题,研制出了一种抗腐蚀剂FH-1。对水泥浆成型后的水泥石块进行CO2、H2S抗压强度、渗透率和腐蚀深度的测试,并分析其微观结构,同时对该抗腐蚀剂的腐蚀机理进行了探讨。试验结果表明,抗腐蚀剂FH-1抗CO2、H2S等气体的腐蚀能力强。优选出的低、高密度水泥浆配方具有良好的抗腐蚀性、防气窜性、稳定浆体等性能,可满足不同温度、压力条件下的固井及封窜作业的需要。     

P110套管腐蚀开裂机理研究

石油套管在矿化度严重的地层中容易腐蚀.腐蚀基本特征为点蚀,腐蚀形状大多呈类椭球体形.套管腐蚀以后壁厚减薄,点蚀会产生应力集中,降低了套管的强度,对油田生产造成严重影响.以P110套管为研究对象,应用弹塑性有限元方法对套管腐蚀后模型进行静力学分析.研究表明,套管腐蚀后在分别受均匀内压和外压作用时,最大Von-Mises应力与应变值均发生在套管腐蚀坑内壁处,且2种压力作用时的最大Von-Mises应力与应变值相差不大;随着套管腐蚀程度的变化,在分别受均匀内压和外压作用时,套管最大Von-Mises应力值和应变值的变化规律相似;影响套管强度的主要因素为腐蚀坑深度,即随着腐蚀深度的增加,套管的抗压能力明显降低,套管的开裂压力越来越小,且内压和外压作用时的开裂压力十分接近.     

基于贝叶斯的燃气管道腐蚀深度预测方法

为了准确地预测燃气管道腐蚀深度及置信区间,通过模型参数的概率分布,采用贝叶斯估计方法,提出燃气管道最大腐蚀深度在不同样本独立性下的非线性预测模型,并利用MCMC方法对模型进行求解。结果表明:该腐蚀深度预测模型可以较好地预测城市金属燃气管道在不同样本独立性下的腐蚀深度及其置信区间,适用于定量评估金属燃气管道的腐蚀安全问题。(图10,表3,参24)     

西三线0．8设计系数试验段管道试压问题

结合西三线0．8设计系数试验段的现场高试验压力要求,系统地对管道试压水平与存留缺陷关系、管道试压下的屈服变形判定条件、累积塑性应变量计算以及压力-容积控制方法中的p—V曲线等进行了分析,结果表明：高试验压力可以显著减少管道存留缺陷;管道试验压力和管材实际屈服强度为影响管道屈服的主要影响因素,试压管节的实际屈服强度若低于93％SYMS,则会发生屈服变形,升压至最高试验压力时,管节的累积塑性应变量与其实际强度有关;管道注满水后的含气率和管道中的低强度钢管对p—V曲线的形状影响较大。     

腐蚀管道的失效概率和剩余寿命预测方法

以腐蚀管道失效压力和腐蚀速率分析为基础,建立了腐蚀管道可靠性极限状态函数和管道剩余寿命预测模型.采用改进的一次二阶矩法对腐蚀管道的可靠性指标和失效概率进行了分析和计算.结合工程实例,求解了某含腐蚀缺陷天然气管道不同服役年限的可靠性指标和失效概率,预测了该腐蚀管道的剩余寿命,计算和分析了工作压力、腐蚀速率、腐蚀深度和长度等参数对腐蚀管道可靠性的影响.     

埋地油气管道腐蚀失效研究进展及思考

随着油气管道服役时间的延长,管道面临的腐蚀失效问题愈加严峻。阐述了中国埋地油气管道腐蚀现状,总结了埋地管道常见的腐蚀失效类型,讨论了油气管道酸腐蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀开裂（SCC）及氢损伤的作用机理,分析了温度、腐蚀性阴离子、阴极保护电位、磁场和交流电等环境因素对管道腐蚀的影响。针对当前埋地油气管道腐蚀失效研究尚不充分,机理、规律尚未完全明确的现状进行讨论,以期为未来油气管道腐蚀失效的研究方向选择提供参考：在点蚀穿孔方面,未来应结合多相流模型和弱酸腐蚀机理建立弱酸作用下的腐蚀预测模型,以准确评估油气管道腐蚀程度,采用扫描振动电极技术等手段深入开展微观层面的腐蚀机理研究;在SCC方面,未来可将模拟计算方法与更高分辨率的显微原位观测技术相结合来解析管道应力腐蚀本质。（图5,参87）