白 強(qiáng)，羅金恒，武 剛，李德君

(中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 陜西 西安 710077)

·試驗(yàn)研究·

冷熱交替輸送管道適用性評價(jià)

白 強(qiáng)，羅金恒，武 剛，李德君

(中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 陜西 西安 710077)

通過對某管道鋼管進(jìn)行壁厚檢測、無損檢測、鋼管材料適用性評價(jià)、含缺陷管道剩余強(qiáng)度評價(jià)和疲勞壽命預(yù)測等工作，評價(jià)了該管道冷熱交替輸送鋼管材料的適用性和安全性，為管道檢測、維修、更換周期的確定提供技術(shù)依據(jù)。評價(jià)結(jié)果表明：該管道在材質(zhì)上滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求；檢測發(fā)現(xiàn)的裂紋型缺陷，在運(yùn)行壓力6.27 MPa，輸送溫度在20℃～60℃范圍內(nèi)變化時(shí)均可接受；疲勞裂紋擴(kuò)展評估和壽命預(yù)測結(jié)果表明，取樣管段檢測到的最大缺陷在交變載荷作用下會發(fā)生擴(kuò)展，管道剩余循環(huán)周次為3691 次，按波動頻率70 次/年計(jì)算，管道剩余壽命為52 年，取疲勞安全系數(shù)為6，則建議管道的檢測周期不超過8 年。

輸油管道；冷熱交替輸送；材料；適用性評價(jià)；壽命預(yù)測

0 引 言

某輸油管道采用Φ630 mm×8 mm螺旋焊管，鋼級為S360(L360)，管道設(shè)計(jì)壓力為6.27 MPa，設(shè)計(jì)總長為157 km，該管線于1998年建成投產(chǎn)，輸油能力約1.1×107t/a，經(jīng)過幾次增輸改造后，輸送原油能力提高到1.8×107t/a。目前該管道已經(jīng)運(yùn)行18年，擬改為冷熱交替輸送，溫度變化位于20℃～60℃之間，冷熱交替輸送頻率為70 次/年。為明確該輸油管道在冷熱交替輸送下管材的適用性和確保管道的服役安全性，本文擬對該管道進(jìn)行適用性評價(jià)，主要解決以下幾個(gè)問題：1)經(jīng)過18年運(yùn)行后，管道所用材質(zhì)性能是否發(fā)生退化，能否滿足輸送要求；2)管道檢測發(fā)現(xiàn)的缺陷在20℃～60℃范圍內(nèi)溫度交替變化下是否可接受；3)在冷熱交替輸送下管道所受應(yīng)力和穩(wěn)定性能否滿足要求；4)管道檢測發(fā)現(xiàn)的缺陷在交變載荷作用下能否發(fā)生擴(kuò)展及預(yù)期壽命年限，為管道檢測、維修、更換周期的確定提供技術(shù)支撐。

1 現(xiàn)場取樣情況

現(xiàn)場取樣管段應(yīng)包含螺旋焊縫和環(huán)焊縫，同時(shí)應(yīng)能代表該管線腐蝕及服役情況的鋼管。從現(xiàn)場共截取管段2段，編號為1#和2#，1#管段由2段直管和1段彎管對焊組成，直管規(guī)格為Φ630 mm×8 mm；彎管段外弧側(cè)壁厚為9 mm，內(nèi)弧側(cè)壁厚為10 mm；2#管段為直管段，規(guī)格為Φ630 mm×8 mm。取樣管段防腐層為改性瀝青特加強(qiáng)級防腐，剝離防腐層后，對取樣管段進(jìn)行宏觀檢查，結(jié)果表明1#和2#管段管體內(nèi)外表面未見腐蝕坑及腐蝕減薄情況。

2 壁厚測量及無損檢測

采用超聲測厚儀測量了1#和2#管段壁厚，1#和2#管段壁厚分布如圖1和圖2所示。測量結(jié)果表明，1#和2#管段壁厚負(fù)偏差均未超出GB/T 9711—2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》標(biāo)準(zhǔn)要求，未見壁厚減薄。

圖1 1#管段壁厚測量結(jié)果

為了掌握取樣管段螺旋焊縫和環(huán)焊縫存在的缺陷狀況，依據(jù)SY/T 4109—2013《石油天然氣鋼質(zhì)管道無損檢測》，采用X射線探傷儀以單壁單影中心透照的方式對1#和2#管段螺旋焊縫和環(huán)焊縫進(jìn)行了無損檢測。檢測結(jié)果表明：1#管段環(huán)焊縫上共發(fā)現(xiàn)31處超標(biāo)缺陷(Ⅳ級)，包括條形缺陷19處、圓形缺陷12處；螺旋焊縫上發(fā)現(xiàn)1處圓形缺陷和1處未焊透缺陷；2#管段環(huán)焊縫和螺旋焊縫均未發(fā)現(xiàn)超標(biāo)缺陷。

圖2 2#管段壁厚測量結(jié)果

為了定量分析X射線檢測缺陷尺寸，依據(jù)X射線檢測結(jié)果，對1#管段環(huán)焊縫上2處條形缺陷進(jìn)行金相解剖分析，如圖3所示。結(jié)果表明，第1處缺陷左側(cè)為裂紋缺陷，如圖3(b)所示，裂紋深度約1.3 mm，裂紋起源于坡口根部間隙處，焊縫兩側(cè)的母材存在錯(cuò)邊現(xiàn)象，在打底對焊時(shí)產(chǎn)生較大的約束應(yīng)力，從而誘發(fā)焊根裂紋；右側(cè)為未熔合缺陷，如圖3(c)所示，缺陷深度約為4 mm；第2處缺陷屬于未焊透缺陷，如圖3(d)所示，缺陷深度約2 mm，最大寬度約4 mm。

圖3 1#管段環(huán)焊縫缺陷解剖宏觀形貌

3 管材適用性評價(jià)

3.1 化學(xué)成分分析

管材的化學(xué)成分對管材的可焊性、延遲裂紋的傾向性及應(yīng)力腐蝕開裂敏感性和氫致開裂敏感性有重要的影響[1]。采用直讀光譜儀對1#和2#管段鋼管的化學(xué)成分進(jìn)行分析，分析結(jié)果表明：鋼管化學(xué)成分符合GB/T 9711—2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》中L360(S360)鋼級的化學(xué)成分要求，其中降低材料韌性、增大材料應(yīng)力腐蝕開裂敏感性的有害元素S和P 含量分別為0.006 0%～0.007 2%和0.014%～0.015%。

3.2 拉伸性能測試

對1#和2#管段母材、螺旋焊縫、環(huán)焊縫進(jìn)行拉伸性能試驗(yàn)，試樣取全壁厚板狀橫向試樣，焊縫拉伸試樣垂直焊縫截取，使焊縫位于標(biāo)距中心,測試結(jié)果見表1。表1的結(jié)果表明，1#和2#管段的母材和螺旋焊縫的拉伸試驗(yàn)結(jié)果均滿足GB/T 9711—2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》標(biāo)準(zhǔn)要求，1#和2#管段環(huán)焊縫拉伸試驗(yàn)結(jié)果均滿足SY/T 4103—2006《鋼質(zhì)管道焊接及驗(yàn)收》和GB/T 9711—2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》標(biāo)準(zhǔn)要求。

表1 管材力學(xué)性能(均值)

3.3 沖擊韌性測試

對1#和2#管段母材、螺旋焊縫和環(huán)焊縫進(jìn)行夏比V型沖擊性能測試。該管道改為冷熱交替輸送后，溫度變化為20℃～40℃，且由管線地溫統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，冬季最低溫度為9.13℃，因此選取0℃作為該管道的鋼管材料與環(huán)焊縫抗脆性斷裂能力評價(jià)試驗(yàn)溫度。GB/T 9711—2011標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定L360(S360)鋼級的橫向試樣抗脆性斷裂沖擊韌性平均值應(yīng)高于36 J，單個(gè)試樣的最小值應(yīng)高于30 J。對于螺旋焊縫和環(huán)焊縫，根據(jù)公式(1)進(jìn)行換算，對于螺旋焊縫，α取45°；對于環(huán)焊縫，α取90°。由此可得螺旋焊縫脆性斷裂沖擊韌性平均值應(yīng)高于23 J，單個(gè)試樣最小值應(yīng)高于19 J；環(huán)焊縫脆性斷裂沖擊韌性平均值應(yīng)高于12 J，單個(gè)試樣的最小值應(yīng)高于10 J。鋼管和環(huán)焊縫全尺寸試樣0℃的沖擊韌性測試結(jié)果見表2，表2中的測試值與要求值對比表明，0℃溫度下鋼管材料和環(huán)焊縫的沖擊韌性值可滿足抗脆斷要求。

KVw,h=KV[(cosα)2+(sinα)2/2]1/0.63

(1)

式中KVw,h為螺旋焊縫、環(huán)焊縫為防止管道發(fā)生脆性斷裂沖擊韌性的要求值，J；KV為鋼管材料防止管道發(fā)生脆性斷裂沖擊韌性的要求值，J；α為焊管焊縫的螺旋角度。

表2 鋼管和環(huán)焊縫全尺寸試樣0℃沖擊韌性值 J

3.4 硬度測試

對1#和2#管段母材、螺旋焊縫及環(huán)焊縫進(jìn)行維氏硬度(HV10)測試，測試結(jié)果見表3。結(jié)果表明，試驗(yàn)試樣上任何一點(diǎn)處的維氏硬度均低于GB/T 9711—2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送用鋼管》規(guī)定的為防止應(yīng)力腐蝕開裂管線鋼硬度極限250 HV10，且焊縫處的硬度要比母材處硬度高。

表3 維氏硬度最高值(HV10)

4 管道應(yīng)力分析及強(qiáng)度校核

4.1 管道應(yīng)力分析

依據(jù)GB 50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》，輸油管道直管段的許用應(yīng)力應(yīng)按公式(2)計(jì)算：

[σ]=Kφσs

(2)

式中，[σ]為許用應(yīng)力，K為設(shè)計(jì)系數(shù)，輸油站外一般地段取0.72，城鎮(zhèn)中心區(qū)、市郊居住區(qū)、商業(yè)區(qū)、工業(yè)區(qū)、規(guī)劃區(qū)等人口密度稠密地區(qū)取0.6；φ為焊縫系數(shù)，取1.0；σs為鋼管的最低屈服強(qiáng)度，取360MPa。將上述參數(shù)代入式(2)，可得該管道許用應(yīng)力為259.2MPa。

依據(jù)GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》，內(nèi)壓作用下，管道的環(huán)向應(yīng)力按公式(3)計(jì)算：

(3)

式中，σh為管道在內(nèi)壓作用下產(chǎn)生的環(huán)向應(yīng)力；pr為管道的內(nèi)壓；D為公稱外直徑；t為公稱壁厚。

取樣管段設(shè)計(jì)壓力為6.27 MPa，公稱外徑為630 mm、公稱壁厚為8 mm，帶入公式(3)可得到管道承受的環(huán)向應(yīng)力為246.9 MPa。

依據(jù)GB 50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》，埋地輸油管道的軸向應(yīng)力主要由內(nèi)壓和溫度變化產(chǎn)生，按公式(4)進(jìn)行計(jì)算。

σa=EaΔt+μσh

(4)

式中，σa為由內(nèi)壓和溫度變化產(chǎn)生的軸向應(yīng)力，負(fù)值為軸向壓應(yīng)力，正值為軸向拉應(yīng)力；E為鋼材的彈性模量，取2.05×105MPa；a為鋼材的線膨脹系數(shù)，取1.2×10-5m/(m·℃)；Δt為溫度差，℃；μ為泊松比，取0.3；σh為管道環(huán)向應(yīng)力。取樣管段設(shè)計(jì)壓力為6.27MPa，環(huán)向應(yīng)力為246.9MPa，溫度變化范圍為20℃～60℃，由于溫度交替變化，因此取Δt=±40℃代入式(4)分別進(jìn)行計(jì)算可得軸向應(yīng)力σamax=172.47MPa，σamin=-24.33MPa。

4.2 管道強(qiáng)度校核

GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》對輸油管道一般地段的許用應(yīng)力規(guī)定為：按內(nèi)壓計(jì)算的環(huán)向應(yīng)力應(yīng)小于或等于許用應(yīng)力[σ]，即：

σh≤[σ]

(5)

送檢管段環(huán)向應(yīng)力σh=246.9MPa<[σ]=259.2MPa，因此滿足設(shè)計(jì)要求。

對于輸送加熱油品的管道，當(dāng)管道軸向受約束時(shí)，當(dāng)量應(yīng)力不得超過鋼管最低屈服強(qiáng)度的90%，即：

σe=σh-σa≤0.9σs

(6)

式中，σe為當(dāng)量應(yīng)力，σh為環(huán)向應(yīng)力，σa為軸向應(yīng)力。將環(huán)向應(yīng)力和軸向應(yīng)力計(jì)算結(jié)果代入式(6)，可得送檢管段當(dāng)量應(yīng)力：

σemax=271.23MPa<0.9σs=324MPa，σemin=74.43MPa<0.9σs=324MPa，因此當(dāng)量應(yīng)力滿足設(shè)計(jì)要求。

GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定：對于加熱輸送的埋地管道應(yīng)驗(yàn)算其軸向穩(wěn)定性，并應(yīng)符合下列規(guī)定：加熱輸送的埋地管道軸向力按公式(7)計(jì)算：

N=[EaΔt+(0.5-μ)σh]A

(7)

式中，N為由溫差和內(nèi)壓力產(chǎn)生的軸向力，MN；A為鋼管橫截面積；計(jì)算可得N=2.31 MN。

當(dāng)N為正值時(shí)，表示N為軸向壓縮力，應(yīng)按公式(8)驗(yàn)算軸向穩(wěn)定性：

(8)

式中，Ncr為管道開始失穩(wěn)時(shí)的臨界軸向力；n為安全系數(shù)，公稱直徑大于500 mm時(shí)取1.33；Ke為土壤的法向阻力系數(shù)；I′為鋼管橫截面慣性矩；E′為回填土的變形模量，取12 MPa；ne為回填土變形模量降低系數(shù)，取0.65；μ0為土壤的泊松系數(shù)，取0.225；j為管道的單位長度(=1 m)；h0為地面至管道中心的距離，取1.5 m。將上述參數(shù)代入式(8)計(jì)算可得，Ncr=21.92 MN。

由此可得N=2.31 MN

5 含缺陷管道適用性評價(jià)

5.1 含缺陷管道剩余強(qiáng)度評價(jià)

含缺陷管道剩余強(qiáng)度評價(jià)是在缺陷檢測基礎(chǔ)上，對管道剩余承壓能力的定量評價(jià)。若剩余強(qiáng)度評價(jià)結(jié)果表明損傷管道適用于目前的工作條件，則只要建立合適的監(jiān)測/檢測程序，管道可以在目前工作條件下繼續(xù)安全運(yùn)行。若評價(jià)結(jié)果表明損傷管道不適合目前操作條件，則宜對該管道降級使用，也就是降低管道最大允許工作壓力(MAWP)[2]。

根據(jù)壁厚測量和無損檢測結(jié)果，取樣管段缺陷主要為平面型缺陷。對評價(jià)方法及原則作出如下說明。

1)壁厚測量結(jié)果表明，取樣管段壁厚減薄均不到1%，管子沒有明顯腐蝕，因此對取樣管段不進(jìn)行腐蝕缺陷評價(jià)；2)射線檢測合格級別為Ⅱ級，因此，對焊縫射線檢測等級為Ⅰ和Ⅱ級中的缺陷不予評價(jià)；3)對于螺旋焊縫和環(huán)焊縫中檢測出的未焊透和未熔合等缺陷，在評價(jià)時(shí)等效按照裂紋型缺陷評價(jià)，缺陷深度按金相解剖的最大缺陷深度保守評價(jià)；4)裂紋型缺陷評價(jià)采用標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6477—2014《含缺陷油氣輸送管道剩余強(qiáng)度評價(jià)方法》[3]；評價(jià)時(shí)考慮該管線輸送溫度在20℃～60℃范圍內(nèi)變化時(shí)，管道產(chǎn)生的熱應(yīng)力。

評價(jià)結(jié)果如圖4所示，結(jié)果表明所評價(jià)裂紋型缺陷的值(Kr、Lr)均落于失效評估曲線和截止線之內(nèi)，表明上述裂紋型缺陷在運(yùn)行壓力6.27 MPa、輸送溫度20℃～60℃范圍內(nèi)變化時(shí)均可接受。

圖4 裂紋型缺陷評價(jià)結(jié)果

5.2 管道疲勞壽命預(yù)測

5.2.1 壽命預(yù)測思路

一般情況下，對于油氣管道壽命的預(yù)測，主要考慮腐蝕和疲勞兩個(gè)方面的因素[4]。由取樣管段壁厚測量、無損檢測及鋼管解剖結(jié)果可知，該管線未見內(nèi)腐蝕情況，發(fā)現(xiàn)的缺陷均為未焊透和裂紋缺陷，因此主要進(jìn)行疲勞壽命預(yù)測。 通常情況下，對于承受內(nèi)壓的鋼管，其環(huán)向應(yīng)力是軸向應(yīng)力的2倍，因而軸向裂紋承受的應(yīng)力更高，危險(xiǎn)性也更大[5]。但本文中取樣管段檢測到的缺陷均為環(huán)向內(nèi)表面缺陷，這種缺陷對軸向應(yīng)力更為敏感，在壽命預(yù)測時(shí)采用SY/T 6477—2014《含缺陷油氣輸送管道剩余強(qiáng)度評價(jià)方法》中環(huán)向半橢圓形內(nèi)表面裂紋模型進(jìn)行應(yīng)力強(qiáng)度因子ΔK的計(jì)算，計(jì)算時(shí)主要考慮溫度波動所產(chǎn)生的軸向熱應(yīng)力。

在預(yù)測時(shí)，首先判斷初始裂紋在給定載荷和管材性能條件下是否發(fā)生裂紋擴(kuò)展。如果ΔK0≥ΔKth，裂紋發(fā)生擴(kuò)展，否則為無限疲勞壽命。當(dāng)裂紋發(fā)生擴(kuò)展時(shí)，根據(jù)Paris裂紋擴(kuò)展公式求出壽命增量，然后通過積分得到循環(huán)周次。

5.2.2 疲勞壽命預(yù)測參數(shù)

疲勞壽命預(yù)測所用參數(shù)見表4，其中管道的疲勞門檻值和疲勞擴(kuò)展速率由疲勞試驗(yàn)獲得。

表4 疲勞壽命預(yù)測參數(shù)

5.2.3 疲勞裂紋擴(kuò)展判據(jù)

該輸油管道改為冷熱交替輸送后，冷熱交替輸送頻率為70 次/年，溫度變化位于20℃～60℃之間，而溫度變化將導(dǎo)致軸向應(yīng)力發(fā)生變化[6]，同時(shí)由無損檢測結(jié)果可知，焊縫上發(fā)現(xiàn)的缺陷均為環(huán)向裂紋型缺陷。因此在進(jìn)行疲勞壽命計(jì)算時(shí)采用SY/T 6477—2014《含缺陷油氣輸送管道剩余強(qiáng)度評價(jià)方法》中環(huán)向半橢圓形表面裂紋模型，在內(nèi)壓和軸向力作業(yè)下的應(yīng)力強(qiáng)度因子見公式(9)。

(9)

式中，R0為鋼管外半徑，Ri為鋼管內(nèi)半徑，p為鋼管承受內(nèi)壓，a為裂紋深度，Q為鼓脹系數(shù)。式(3)中，軸向力主要由溫度變化產(chǎn)生，由溫度變化產(chǎn)生的熱應(yīng)力為：

σtmax=EaΔt=98.4MPa；σtmin=-98.4MPa；將σtmax和σtmin代入式(3)可得：

Kmax=45.4MPa·m1/2，Kmin=5.39MPa·m1/2

∴ ΔK=Kmax-Kmin=40.01MPa·m1/2

對于螺旋焊縫：ΔK=40.01MPa·m1/2>ΔKth=7.96 MPa·m1/2，裂紋會擴(kuò)展。

對于環(huán)焊縫： ΔK=40.01MPa·m1/2>ΔKth=9.04 MPa·m1/2，裂紋會擴(kuò)展。

5.2.4 疲勞壽命預(yù)測

采用Paris 公式[7]：da/dN=C(ΔK)m

(10)

由式(9)可得，ΔK=Kmax-Kmin=G0(π/1 000Q)1/2Δσa1/2

令φ=G0(π/1 000Q)1/2Δσ，則ΔK=φa1/2

∴ da/dN=C(φa1/2)m

(11)

(12)

由適用性評價(jià)可知，ac=6.4 mm。對于螺旋焊縫：C=3.09×10-9，m=3.15，代入式(12)可得N=4 795周次；對于環(huán)焊縫，C=1.996×10-10，m=3.94，N=3 691周次；該管道冷熱交替輸送頻率為70 次/年，螺旋焊縫剩余壽命a=4 795/70=68年，環(huán)焊縫剩余壽命a=3 691/70=52 年。

需要說明的是，在本次計(jì)算過程中只是單純考慮了裂紋尺寸和溫度變化對疲勞壽命的影響。實(shí)際管線中影響因素要復(fù)雜得多，諸如腐蝕、地層移動、過載、地形起伏附加的彎矩以及焊縫的殘余應(yīng)力等，對管道中裂紋的疲勞擴(kuò)展都有較大的促進(jìn)作用[8]。因此，對管道的實(shí)際疲勞壽命有必要考慮一定的安全系數(shù)，取安全系數(shù)為6，則管道的檢測周期不超過8年。

6 結(jié) 論

1)壁厚測量結(jié)果表明，1#和2#管段壁厚負(fù)偏差均未超出標(biāo)準(zhǔn)要求，未見壁厚減薄。

2)管材適用性評價(jià)結(jié)果表明，該管道在材質(zhì)上滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。

3)缺陷適用性評價(jià)結(jié)果表明，取樣管段檢測到的裂紋型缺陷，在運(yùn)行壓力6.27 MPa、輸送溫度在20℃～60℃范圍內(nèi)變化時(shí)均可接受。

4)疲勞裂紋擴(kuò)展評估和壽命預(yù)測結(jié)果表明，取樣管段檢測到的最大缺陷在交變載荷作用下會發(fā)生擴(kuò)展，管道剩余循環(huán)周次為3 691 次，按波動頻率70 次/年計(jì)算，管道剩余壽命為52 年，取疲勞安全系數(shù)為6，則建議管道的檢測周期不超過8 年。

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Fitness for Service Assessmenton a Pipeline forCold-hot Oil Alternating Transportation

BAI Qiang, LUO Jinheng, WU Gang, LI Dejun

(CNPCTubularGoodsResearchInstitute,StateKeyLaboratoryforPerformanceandStructuralSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials，Xi′an，Shaanxi710077，China)

Fitness for service and safety assessment on a pipeline for cold-hot oil alternating transportation were carried out through wall thickness inspection，nondestructive detection， fitness for service assessment of steel pipe material, remaining strength evaluation and fatigue life prediction，which can provide technical support for making decision for inspection and maintenance of the pipelines. The assessment results indicate that the material of pipeline can meet the requirement of the standard, and the detected crack defects are acceptable under the pressure of 6.27 MPa and the temperature ranges at 20℃ to 60℃,and the detected maximum crack will propagate under alternating loads and the safety operating circle of the pipeline is 3 691.According to the fluctuation frequency 70 times/year, the fatigue life is 52 years under the safety factor of 6, the recommend detection period of the pipeline is not more than eight years.

oil pipeline; cold-hot oil alternating transportation; material; fitness for service assessment; life prediction

白 強(qiáng)，男，1984年生，工程師，2010年碩士畢業(yè)于西安交通大學(xué)機(jī)械工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油井管產(chǎn)品開發(fā)轉(zhuǎn)化及技術(shù)服務(wù)工作。Email：baiqiang@cnpc.com.cn

TE973.1

A

2096-0077(2017)02-0032-06

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.02.008

2016-11-23 編輯：屈憶欣)