【摘要】：海底管道損壞造成的油田停產(chǎn)、海域大面積污染事件的日漸增多。腐蝕是引起海底管道損壞的一個(gè)重要原因。M油田B平臺(tái)至單點(diǎn)系泊系統(tǒng)(SPM)海底管道是雙層管,但兩次內(nèi)檢測(cè)中內(nèi)管外壁腐蝕缺陷從732處增加至4618處。針對(duì)海管開(kāi)展測(cè)試與實(shí)驗(yàn)研究,分析其外腐蝕的原因與行為,為海底管道的安全運(yùn)行和預(yù)防發(fā)生腐蝕失效事故提供理論依據(jù)。本文通過(guò)內(nèi)管內(nèi)檢測(cè)情況和現(xiàn)場(chǎng)樣品分析確定了內(nèi)管外腐蝕原因,通過(guò)焊接接頭材料性能測(cè)試分析了外管焊接接頭的力學(xué)性能和金相組織等,進(jìn)行掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)、電化學(xué)腐蝕實(shí)驗(yàn)和微區(qū)電化學(xué)腐蝕實(shí)驗(yàn)研究了內(nèi)管外腐蝕影響因素的腐蝕規(guī)律和外管焊接接頭的電偶腐蝕,通過(guò)管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)和剩余壽命預(yù)測(cè)判斷了內(nèi)管是否可以繼續(xù)服役。本文的研究?jī)?nèi)容和結(jié)論主要包括以下5個(gè)方面:(1)通過(guò)對(duì)內(nèi)管內(nèi)檢測(cè)情況、現(xiàn)場(chǎng)腐蝕產(chǎn)物成分、碳鋼海水腐蝕研究、現(xiàn)場(chǎng)保溫層樣品外觀和形狀等方面的分析,確定了內(nèi)管發(fā)生腐蝕的原因是外管焊縫開(kāi)裂,海水與內(nèi)管外壁發(fā)生電化學(xué)腐蝕。(2)外管焊接接頭射線探傷結(jié)果表明焊接接頭存在缺陷,不滿足SY/T 4103標(biāo)準(zhǔn);拉伸實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明1-3焊接接頭抗拉強(qiáng)度均值低于490MPa,不滿足API Spec 5L標(biāo)準(zhǔn);沖擊實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明平均沖擊功大于50J,滿足工程驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)要求;硬度測(cè)試結(jié)果表明焊縫硬度高于母材和熱影響區(qū);慢拉伸實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明海水增加了外管焊接接頭的應(yīng)力腐蝕敏感性。(3)外管焊接接頭掛片實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明外管焊縫的腐蝕速率高于母材和熱影響區(qū)。極化曲線和交流阻抗譜測(cè)試和擬合結(jié)果表明焊接接頭焊縫的腐蝕電流密度最大,容抗弧直徑最小;電偶腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明焊縫-熱影響區(qū)電偶電流最大。掃描開(kāi)爾文探針(SKP)測(cè)試結(jié)果表明外管焊接接頭焊縫和母材存在電偶腐蝕效應(yīng),焊縫作為陽(yáng)極腐蝕加速。(4)內(nèi)管掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明隨著浸泡時(shí)間的增加,試樣腐蝕速率呈現(xiàn)降低的趨勢(shì);由掃描電鏡(SEM)結(jié)果可知,試樣表面腐蝕產(chǎn)物膜分為兩層。電化學(xué)腐蝕實(shí)驗(yàn)表明不同因素對(duì)內(nèi)管腐蝕規(guī)律的影響有所區(qū)別。通過(guò)電化學(xué)腐蝕實(shí)驗(yàn),得到溫度、Cl-和SO42-對(duì)于內(nèi)管X65鋼的腐蝕規(guī)律。掃描開(kāi)爾文探針測(cè)試結(jié)果表明在24h內(nèi),X65電極試樣局部腐蝕隨浸泡時(shí)間的增加而加劇。(5)管道剩余壽命預(yù)測(cè)結(jié)果表明第一次內(nèi)檢測(cè)后管道剩余壽命為5.47年:第二次內(nèi)檢測(cè)后管道無(wú)剩余壽命,無(wú)法繼續(xù)服役,提出對(duì)外管焊接接頭斷裂和內(nèi)管腐蝕嚴(yán)重的管段進(jìn)行更換的維修措施。
[Abstract]:Oil fields are shut down due to submarine pipeline damage, and a large number of pollution incidents in the sea area are increasing day by day. Corrosion is an important cause of submarine pipeline damage. The (SPM) pipeline from B platform to single point mooring system in M oilfield is a double layer pipe, but the corrosion defects of the inner and outer wall of the pipeline are increased from 732 to 4618 in two times of internal detection. In order to provide theoretical basis for the safe operation of submarine pipelines and the prevention of corrosion failure accidents, the causes and behaviors of external corrosion are analyzed. In this paper, the reasons for the corrosion of the inner tube and the outer tube are determined by the internal inspection and the field sample analysis. The mechanical properties and metallographic structure of the welded joint are analyzed by testing the material properties of the welded joint, and the corrosion test of the hanging sheet is carried out. The corrosion law of internal and external corrosion factors and the galvanic corrosion of welded joints were studied by electrochemical corrosion test and micro-area electrochemical corrosion experiment. The residual strength of pipeline and the prediction of residual life are used to judge whether the inner pipe can continue to be in service. The research contents and conclusions of this paper mainly include the following five aspects: (1) through the analysis of the condition of the inner tube, the composition of corrosion products in the field, the corrosion of carbon steel in seawater, the appearance and shape of the insulation layer sample in the field, etc. It is determined that the corrosion of inner tube is caused by weld cracking of outer tube and electrochemical corrosion between seawater and outer wall of inner tube. (2) Radiographic inspection results of welded joint of outer tube show that the welded joint is defective and does not meet SY/T 4103 standard; The tensile test results show that the mean tensile strength of 1-3 welded joints is lower than 490 MPA and does not meet the API Spec 5L standard, while the impact test results show that the average impact energy is more than 50 J, which meets the requirements of engineering acceptance standard. The hardness test results show that the hardness of weld is higher than that of base metal and heat affected zone. The results of slow tensile test show that seawater increases the stress corrosion sensitivity of welded joints of outer tubes. (3) the experimental results show that the corrosion rate of welded joints of outer tubes is higher than that of base metal and heat affected zone. The polarization curve and AC impedance spectrum test and fitting results show that the welding seam has the largest corrosion current density and the smallest capacitance arc diameter, and the galvanic corrosion test results show that the weld-heat-affected zone has the largest galvanic current. The results of scanning Kelvin probe (SKP) test show that there is a galvanic corrosion effect on weld and base metal of welded joint of outer tube, and the weld is accelerated as anode corrosion. (4) the corrosion test results of inner tube hanging sheet show that the corrosion rate increases with the increase of soaking time. The corrosion rate of the sample shows a decreasing trend and the corrosion product film on the surface of the sample is divided into two layers according to the (SEM) results of scanning electron microscope. Electrochemical corrosion experiments show that different factors have different effects on the corrosion law of inner tubes. The corrosion behavior of inner tube X65 steel at different temperatures was obtained by electrochemical corrosion experiments. The results of scanning Kelvin probe test showed that the local corrosion of X65 electrode samples increased with the increase of immersion time within 24 hours. (5) the predicted residual life of pipeline after the first detection was 5.47 years: within the second time. After testing, the pipeline has no residual life. This paper puts forward the maintenance measures to replace the welded joint of outer pipe and the seriously corroded inner pipe.
【學(xué)位授予單位】：西南石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE988.2

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本文編號(hào)：2242743