埋地混输管道不开挖腐蚀检测及评估

综合利用防腐蚀保温层破损点定位、防腐蚀保温层性能检测评价及管壁剩余厚度检测评价等埋地管道不开挖腐蚀检测技术和X射线衍射分析及扫描电镜能谱分析等腐蚀产物分析技术，对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司临盘采油厂一矿12队盘7站——盘7-1站1．058km混输管道进行了不开挖腐蚀检测及管道腐蚀原因分析。通过检测与分析，确定了被检管道因腐蚀而需更换、维修及重点监控与维护的具体部位，并确定了管道腐蚀原因，为被检管道的更换、维修及防腐蚀提供了科学依据，对保障管道安全运行具有重要意义。     

胜利埕岛中心二号平台污水系统腐蚀及其寿命评估

对胜利埕岛中心二号平台海水系统及污水系统储罐、容器及管道的壁厚及防腐层的防护状况进行检测,并在此基础上对管道、设备的特殊腐蚀形态和腐蚀原因进行了研究,通过检测评价与分析,确定了被检管道、储罐及容器需要更换、维修及重点监控的具体部位,为胜利埕岛中心二号平台污水及海水系统被检部分的更换、维修及维护提供了科学依据。     

污水管道腐蚀检测与评价

对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司埕岛油田中心二号平台污水系统三相分离器进污水罐管道进行了壁厚检测,在此基础上对管道的特殊腐蚀形态和腐蚀原因进行了探讨.通过检测评价与分析,确定了被检管道不同腐蚀程度的具体部位,为被检管道的更换、维修和维护提供了科学依据.     

大庆油田管道失效治理实践与认识

为了明确大庆油田某采油厂管道腐蚀成因及治理对策,采用宏观调查统计与微观腐蚀分析方法,开展管道失效分析。结果表明,Ⅰ类管道失效根本原因是外防腐层绝缘性能差,管道建设过程中未做焊道补口,或在处理事故过程中未做防腐层修复。Ⅱ类、Ⅲ类管道失效原因包括:建设期管道防腐保温层预制和施工质量不合格;运行期管道阴极保护覆盖率低,运行效果差,防腐保温层破损点多;管道输送介质复杂,氧、细菌和垢引起严重内腐蚀。依据上述管道失效原因,从管道更换、检测、外修复、内修复、管道和站场完整性试点工程、阴极保护维修等方面,开展了管道失效治理,效果显著。     

埋地钢质管道完整性检测与评价

管道完整性检测与评价是近年来出现的新事物。文章在简要论述了埋地钢质管道完整性检测方法及原理的基础上,通过对某埋地钢质管道实施完整性检测,包括外防腐层、阴极保护有效性、杂散电流干扰以及管道本体检测等,实现了对管道的完整性评价。实践表明,该检测评价工作可为管道的运行、维修维护及安全管理提供科学依据。     

现河采油厂天然气外输管道腐蚀检测分析与控制

综合利用管道卫星定位、坐标测绘、管道防腐层状况检测与分级评价、外防腐层破损点检测评价、管体壁厚检测等技术,配合管输介质组分和管道腐蚀产物分析,对现河采油厂天然气外输管道腐蚀状况进行了检测,确定了管道的腐蚀原因,为管道的维护运行提出了合理化的建议。     

管道内腐蚀直接评价及修复技术研究

内腐蚀直接评价(ICDA)是评价内腐蚀对埋地管道完整性影响的方法,是管道完整性的重要组成部分。通过对ICDA的预评价、间接检测与评价、直接检测与评价和后评价四个步骤进行梳理和简析,针对内腐蚀严重的管道,对检测出的破损点、防腐层老化管段、管体腐蚀等实施修复措施,通过实施防腐层修复,管体腐蚀点段补强修复,打补丁、包覆,局部更换等手段,可实现隔离腐蚀介质、延长管道寿命的目的,为管道管理者的决策提供了有效支持。     

石油管道腐蚀检测评价技术研究

任何防腐措施都存在失效的可能,腐蚀是不可避免的。尽早准确地发现管道腐蚀出现的区域、时间及破损状况,通过管道腐蚀检测评价技术理论及工程事例来对管道的运行、维修和更换方案,提供理论依据,这对石油管道的腐蚀治理具有很好的指导意义。     

铁精矿管道外腐蚀检测及评价

为了及时掌握在役管道的防腐层完整性和阴极保护有效性,为管道的维护与监控提供及时、准确的科学数据,应用管道防腐层整体质量评价法、皮尔逊法、直流电位梯度法和密间隔电位法等技术对某铁精矿管道外防腐层进行直接评价,内容包括:防腐层破损点检测,管道防腐层整体质量评价,管道阴极保护测试及评价,交/直流杂散电流测试,土壤电阻率检测,管体壁厚检测及剩余寿命评估。检测结果表明:由于敷设时间较长,防腐层不断老化,防腐层与管体粘接力也不断降低,局部破损点较多,防腐层整体质量较好。在后期运行管理中修复防腐层破损点,加大阴极保护整改力度是保障管道寿命的关键。     

埋地油气管道外防腐层检测及修复技术

随着管道完整性管理的发展,油气管道外防腐层检测与评价技术越来越受重视。介绍了常用外防腐层检测技术的基本原理、基本内容以及外腐蚀直接评价技术,其后介绍外防腐层破损点修复技术,总结了修复方案及步骤。定期开展油气管道外防腐层检测可明确管道的腐蚀情况及运行情况,制定合理的维修计划,降低管道运行风险,实现科学管理。     

管道最大腐蚀坑深的极值统计方法研究

极值统计方法的原理是:对最大值或最小值数据进行极值统计,构造实际问题的统计分析模型,采用统计方法推断获得最大极值或最小极值的估计值,作为评价或预测评估的依据。长输管道的腐蚀类型多为均匀腐蚀或点腐蚀,采用极值统计方法对在役管道的点蚀尺寸进行预测,进而评价管道的剩余强度,对于控制管道的腐蚀穿孔事故、指导管道的修复更换、延长管道的使用寿命具有重要意义。文章讨论了管道最深点蚀孔深度的统计规律以及局部腐蚀深度最大极值估计值的确定方法,并给出了实际算例。分析结果表明,这一方法可用于在役管道缺陷尺寸的预测。     

天然气站场埋地管道检测评价技术优化

作为管道输气系统的重要环节——天然气站场,在保障管道系统安全平稳地集输天然气运行过程中,发挥着至关重要的作用。腐蚀问题极易造成气田生产过程中集输管道的腐蚀穿孔、断裂,严重影响气田的正常生产,同时造成环境污染和威胁人身安全。站场管道输送介质比较恶劣及投产时间较长,且埋地管道的监测和检测一直是难点。为判断其是否存在安全隐患,降低运行风险,需对站场埋地管道检测技术进行优化,提出系统的检测评价流程,采取针对性的检测技术以及明确检测部位,同时选择所发现缺陷的评价标准,从而控制油气站场的风险水平,使其在合理的、可接受的范围内。     

天然气管道外腐蚀失效维抢修流程

通过对川渝地区天然气管道风险源的分析,发现管道外腐蚀是影响管道安全运行的主要原因,列出了外腐蚀失效的常见类型和影响外腐蚀失效的因素,并且介绍了现行常用的天然气管道外腐蚀的维修措施,包括：套管维修法、局部更换法、保温层修复法、补块修复法、管卡修复法、复合材料修复法和直接补焊等。针对天然气管道外腐蚀失效制定了相应的维抢修流程,用以指导管道运营公司在外腐蚀失效事故出现的情况下借鉴本流程对天然气管道进行抢修。     

国外天然气管道非开挖安装、修复及更换技术

目前,我国天然气管道行业主要面临多数老龄期天然气管道需要修复或更换、天然气管道的建设速度与天然气需求量的增速高度不匹配等问题,如何高效安装、修复和更换天然气管道便成为我国大力推动天然气市场发展需要解决的重点问题。为此,在分析我国天然气管道非开挖安装、修复和更换技术需求的基础上,围绕天然气管道非开挖安装、修复及更换技术,对国外已成熟应用的技术进行了全面介绍,并分析了非开挖系列技术的发展方向。结论认为:(1)天然气管道非开挖安装技术正处于不断改进的阶段,并正在朝着"能够适用于各种类型的土壤、能够铺设更大管径的管道、能够以更快的速度施工"的方向发展;(2)我国目前非开挖修复和更换技术所面临的问题主要体现在缺乏评价管道修复或更换的质量标准、缺乏具有非开挖修复和更换技术经验的设计和施工人员;(3)国外非开挖修复技术已能够适用于城镇燃气中低压管道,但对于高压管道其应用还存在着一定的局限性,因此提高内衬材料强度是解决该问题的关键;(4)天然气管道非开挖检测、安装、修复(或更换)技术需要形成完整的体系,才能更有利于提高管道完整性管理的水平。     

缓蚀剂CT2-19在高酸性气田地面管线上的应用

采用专利产品缓蚀剂CT2—19、CT2-19B,在西南油气田公司重庆气矿峰15井及峰15井到高峰站的地面管线上进行了多项酸性气田地面管线不停产状态下的缓蚀剂现场应用试验。结果表明,专利产品缓蚀剂CT2-19、CT2-19B能够较好地适应峰15井的工况,既可单独加注,也可与水合物抑制剂联作,能满足酸性气田冬季开发生产过程中防腐和防冰堵的要求。     

胜利油田硫酸钡锶垢阻垢剂BR的研究

针对胜利油田纯梁采油厂输水管道结垢严重的问题,研制合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。以顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠合成低相对分子质量顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠共聚物,其再和次磷酸钠、丙烯酸钠进行嵌段共聚,合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。考察了反应温度、反应时间、基团比例对阻垢效果的影响,确定最佳合成条件为：反应温度110～120℃,反应时间5 h,阻垢剂BR中n(磺酸基)：n(羧酸基)：n(磷酸基)=1：7：2。并且考察了阻垢剂BR用量、温度、矿化度等条件对阻垢性能的影响,结果表明,阻垢剂BR具有较好的耐温性和抗盐性。在胜利油田纯梁采油厂纯47—5井输水管道中进行阻垢剂BR的阻垢性能评价试验,结果表明,阻垢剂BR能有效阻止硫酸钡锶垢生成。     

埋地钢质管道防腐层检测技术探讨

埋地钢质管道的外防腐层是管道防止腐蚀破坏的屏障。目前国内许多埋地管道普遍存在严重腐蚀问题,这是由于管道防腐整体性能下降所导致的,文中通过检测实例探讨了埋地管道防腐整体性能的检测方法,并对管道的运行维护给出了合理建议。     

阿赛输油管线腐蚀状况调查及分析

通过对阿赛输油管线的服役历史、运行环境、历年大修情况以及漏磁检测结果等进行分析和统计,发现阿赛输油管线虽然铺设时间不长,但管道腐蚀却很严重,腐蚀发展速率高,管道的腐蚀以电化学因素引起的外腐蚀为主;腐蚀发生的根本原因是由于保温层进水引起的;通过对阿赛输油管线1～3号站之间智能检测数据的统计分析。发现腐蚀主要发生在管道的底部位置,腐蚀缺陷主要位于1∽2号站之间。占缺陷总数的75％以上。     

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在输气管线设计中,为了调整压缩机站数以及增加管线的输量,常需在管线中敷设一定长度的副管或变径管。本文从金属托量出发,论述所需副管与变径管的金属耗量与其直径之间的变化关系,并建立了相应的数学模型。