大口径埋地输油管道腐蚀机理研究

"庆-哈"管线承担大庆至哈尔滨的原油输送任务。"庆-哈"输油管线经过多年的运行,管道的外防腐层老化破损和管体腐蚀等现象不断加剧,严重地威胁到输油管线的安全运行。本文对"庆-哈"输油管线的管体腐蚀漏磁检测数据进行了分析,确定了缺陷部位,在对输油管线的腐蚀因素分析基础上,确定了大口径输油管道腐蚀机理。     

阿-赛输油管线腐蚀现状分析

基于阿——赛线的服役历史、运行环境参数、历次大修情况和漏磁检测结果，对管线腐蚀穿孔次数、目前管道缺陷数量及分布、防腐层及阴极保护现状等因素进行了综合统计分析，在此基础上对该管线的腐蚀状况、腐蚀特点和原因进行了描述和分析。     

基于综合检测评价的管道外防腐管理体系

采用科学、有效的检测技术,对管道的防腐层的完整性、管体腐蚀现状及环境腐蚀性等进行系统、全面检测与评价,排查管道高后果段、高风险段应力集中状况,为管道的完整性管理提供可靠依据,可有效避免管道发生腐蚀泄漏失效,实现在役管道安全、可靠的稳定运行。本文以某凝析油管道为例,介绍基于综合检测评价的管道外防腐管理体系在油田的应用效果。     

浅析油田地面管线的腐蚀检测与防护管理措施

本文介绍了油田地面管线腐蚀检测评价方法,阐述了造成油田地面管线失效的原因,并在此基础上对油田地面管线腐蚀防护管理措施进行了分析,以此保障油田地面管线运输功能的正常发挥。     

大庆杏北油田埋地钢质管道检测技术探讨

通过对大量埋地管道现场调查检测及评价,得出管道防腐层检测及管体检测技术效果,为今后指导埋地钢质管道的日常维护和管理、腐蚀检测和评价提供指导性依据。     

埋地管道管体腐蚀状况地面检测方法综述

埋地管道管体腐蚀状况检测通常有探坑调查、管内检测等方法。探坑调查是一种需要大量开挖的破坏性检测方法,管内检测又影响管道正常运行。本文介绍了几种在不开挖或少量开挖、不影响管线正常运行条件下的地面检测方法,说明了各自的特点和应用范围。     

核电厂埋地管道的外腐蚀检测与评价

核电厂埋地管道承担工业介质的输送,采用防腐蚀层和阴极保护联合防护措施来减缓土壤腐蚀。随着埋地管道服役年限增长,管道腐蚀失效风险递增。对某核电厂埋地管道沿线土壤腐蚀性、杂散电流干扰、防腐层缺陷及绝缘电阻、阴极保护电位、管体缺陷开展了检测,并进行了探坑开挖验证,首次对核电厂全厂埋地管道外腐蚀状态进行综合评价,评价结果表明该电厂埋地管道外腐蚀状况可控,大部分管段阴极保护有效,局部管段阴极保护欠保护,并提出了埋地管道的防腐蚀措施和建议,为核电厂运行许可证延寿的申请提供技术支撑,同时也为其他核电厂埋地管道全寿期老化管理提供参考。     

多相流管线内腐蚀直接评价方法在国内的现场应用

目的 通过研究美国腐蚀工程师协会（NACE）于2016年提出的适用于多相流管线的内腐蚀直接评价标准SP0116-Multiphase flow internal corrosion direct assessment methodology for pipelines（以下简称MP-ICDA）,探究该评价方法在国内的现场应用步骤,为国内内腐蚀直接评价方法提供参考。方法 以我国东海某海底管线的实际运行工况为基础,建立Norsok M506内腐蚀预测模型,利用流体动力学理论,模拟分析管线内腐蚀状况,结合评价标准的预评价、间接检测、详细检查及后评估四个步骤进行内腐蚀直接评价。结果 管线整体内腐蚀速率超过0.25 mm/a,腐蚀程度较严重。管道1.5~2.5 km低洼处及两侧立管处腐蚀速率明显增大,其腐蚀高危点与段塞流动状态、高持液率等流动参数有关。现场在线检测数据与模型预测结果基本一致,由此证明了模型的可靠性。根据腐蚀程度等级及标准规定的内腐蚀再次评估周期,确定管线再评估时间间隔为1年。结论 ICDA能够准确预测管线内腐蚀状态与风险大小,为无法实施内检测的管线提供了有效的内腐蚀评估方法,其对预测多相流管道腐蚀发生的位置与风险等级具有一定的指导作用与借鉴意义。流体的动力学参数对腐蚀速率影响较大,应用MP-ICDA方法时应选取合适的内腐蚀预测模型及管线运行参数。在海底管线正常运行期间,可对ICDA的结果进行多次循环校核,从而提高腐蚀预测的准确程度。     

塔河四区埋地管线腐蚀综合评价

根据塔河四区埋地管线腐蚀穿孔频繁发生的现状,现场进行管线外防腐层评价。通过塔河四区埋地PCM检测、阴极保护系统电位检测与效果评价、管线壁厚及结合四区管线内腐蚀介质腐蚀性资料等综合分析,结果表明塔河四区埋地管线阴极保护目前存在保护过度和不足的问题,PCM检测埋地管线外防腐层优良。管线腐蚀穿孔主要是内腐蚀引起的,随着塔河油田的逐步开发,各单井的含水率将逐渐上升,管壁腐蚀将更加严重,建议进行缓蚀剂的投加、管线进行内涂层,并对部分站内及长输管线采用玻璃钢管线。     

地下管道涂层人体电容法检测中的判断技术

介绍地下管道外防护层采用人体电容法的可检测范围,防护涂层破损点地表定位及所在位置、破损、点大小、开挖验证、防护层绝缘电阻、管体腐蚀程度、管体是否穿孔等判断技术。     

基于多GIS平台的埋地管线腐蚀与防护信息系统设计与实现

对埋地管线的运行状况进行有效的监测管理,成为管线腐蚀与防护技术发展的一个热点。通过GIS技术对管线各类腐蚀与防护技术信息进行空间查询、区域统计、专题分析、状态分布显示,给用户提供直观便捷的管线腐蚀与防护状况分析结果,为管线维护提供科学依据。     

在用对二甲苯(PX)输送埋地管道的外腐蚀检测

将外腐蚀直接评价方法应用于对二甲苯(PX)输送埋地管道的外腐蚀检测。分别对其进行敷设环境调查、土壤腐蚀性检测、阴极保护检测和防腐层检测,并对检测结果进行评级。防腐层检测中,应用C扫描检测防腐层绝缘电阻率,综合运用Pearson法和密间隔电位法(CIPS)确定防腐层破损点位置。通过开挖,验证了该组合检测方法的有效性,为埋地管道防腐层检漏提供高效、准确的新方法。     

油气管道补口技术综述

油气管道的腐蚀是造成管道事故的主要原因之一,而管道外涂层补口更是关系到整条管道的防护层质量.本文把外防护补口技术按照胶带型和涂敷型进行了分类归纳,对当前使用的补口技术的性能特性、使用范围、工艺特点等进行了详细分析,这将有利于管道补口材料以及方法的比选和决策.还讨论了今后管道外补口研究面临的问题及其研究方向.     

油气开采环境下管道的协同腐蚀及防护研究进展*

服役于高温高压 CO₂ / H₂S 环境下的管道腐蚀是油气田中急需解决的重要问题。CO₂、H₂S 及 Cl^- 是油气田管道中常见的腐蚀介质，其与温度、压力、pH值、含水率、流速等外界因素间的协同腐蚀作用会导致管道严重腐蚀，研究这些腐蚀介质与外界因素的协同腐蚀机制以及减缓管道腐蚀的措施有着重要的科学意义和经济价值。针对油气开采过程中金属管道的腐蚀问题，综述了 CO₂、H₂S 及 Cl^- 在协同腐蚀过程中起到的作用，讨论了温度、压力、pH 值、含水率及流速等实际工况条件下外界因素对腐蚀过程的影响。论述了现有管道腐蚀防护技术与工艺的特点：合金元素的掺杂可以改善腐蚀形貌，提高腐蚀产物层的致密性，等离子体扩渗与镀膜技术能够制备一层致密的保护层来吸收部分腐蚀介质并减缓腐蚀速率，缓蚀剂的添加可以减缓管道的阴极或阳极反应或形成减缓腐蚀速率的吸附层。最后展望了未来油气田管道防护技术的发展方向：为了有效地对油气开采环境下的管道进行保护，需要进一步研究腐蚀介质和外界因素间的协同腐蚀作用，模拟实际工况下的腐蚀环境， 对等离子体扩渗与镀膜技术、缓蚀剂等现有的防护技术进行系统的试验测试。     

埋地管道的腐蚀与防护

埋地管道的腐蚀问题是管道运输过程中最常见的问题。根据埋地管道所处环境、输送介质的不同,常见的腐蚀类型可以分为土壤腐蚀、气体腐蚀、杂散电流腐蚀等。通过对埋地管道腐蚀类型的分析,从内腐蚀和外腐蚀两个方面分别综述了非开挖埋地管道的腐蚀检测方法和腐蚀防护措施,为将埋地管道的腐蚀防护与安全评价技术的有机结合提供了理论依据。并在现有防腐措施的基础上,通过合理的安全评估判断,进一步提高了埋地管道的剩余寿命和运行安全。     

Frechet分布的海底油气管道腐蚀预测

应用Frechet极值分布建立管道最大腐蚀深度预测模型,然后用马尔科夫链蒙特卡罗(MCMC)方法估计预测模型的参数值,通过模型预测出可能的最大腐蚀深度,并结合钢质管道管体腐蚀损伤评价方法和马尔科夫链模型对管壁腐蚀的最大概率状态进行分析和预测,实现对海底油气管道腐蚀现状和运行情况的科学评价和预测。结果表明:管道腐蚀进入状态3以后,腐蚀速率加快,在管道运行到第10年时,就需要更换新管。该组合模型能够很好地预测油气管道的最大腐蚀深度和腐蚀状况,从而为合理确定管道的检测、维护、维修和更换周期提供科学的依据。     

Neuere Gesichtspunkte beim Korrosionsschutz von erdverlegten Rohrleitungen und Behältern

Some new aspects concerning the corrosion protection of underground pipelines and containers The protection of underground structures by coatings is based on the availability of coating materials yielding a useful life up to 50 years without requiring repair. This is one of the reasons for the gradual replacement of bituminous coatings — which have been preferentially used so far — by plastic coatings because polyethylene e. g. is highly resistant to shock and compression. The problem of rusting under plastic coatings has been thoroughly studied since it is easily possible to determine the diffusion of water vapour while it is difficult even nowadays to measure the diffusion of oxygen which is indispensible to the corrosion of steel. As to the testing of coatings preference is given to testing the finished coating instead of materials prior to application. The importance of active corrosion protection, it is cathodic protection, has increased. In the course of recent years criteria have been established which considerably facilitate the determination of protection current requirements. In this respect the measurement of the rupture potential is preferred although this measurement requires a very critical interpretation in some cases.     

马尔可夫链在燃气管道外防腐蚀层预测中的应用

介绍了埋地燃气管道防腐蚀措施及沥青外防腐蚀层老化状况评价标准,以一燃气管道某管段为实例,通过应用马尔可夫链理论,阐述了利用转移概率矩阵对沥青外防腐蚀层老化状况进行预测的方法,从而为确定外防腐蚀层的合理维修周期提供了理论依据。     

中国和加拿大管道与输电线路安全标准差异分析

输电线路对埋地钢质管道产生强烈的交流干扰腐蚀。随着我国管道和电力行业发展,二者矛盾日益突出。应从设计和运行角度规范管道和输电线路的职责和协调做法。为此,研究了加拿大国家标准关于管道与输电线路的安全距离的推荐做法,包括细化和明确管道公司和电力公司的职责,以交流干扰电压15V判断管道交流腐蚀,管道和输电线路安全距离应用建议,减少管道上的电磁耦合作用和避免输电线路故障的措施,以及安全距离不足时的管道本体、防腐层和管沟防护措施。最后,为从根本上避免或者消除管道交流干扰腐蚀的风险,提出了国内标准改进建议。     

Stress corrosion cracking initiation under the disbonded coating of pipeline steel in near-neutral pH environment

A novel test setup has been used in this study to simulate stress corrosion cracking initiation under a disbonded coating on an X-65 pipeline steel. In this setup, the synergistic effects of cyclic loading, cathodic protection and soil solution environment under disbonded coatings have been considered. When the X-65 pipeline steel was exposed to the test environment, there existed a wide range of corrosion products on the steel surface in the gradient of cathodic protection. Increasing the test time and the maximum stress increased the possibility of stress corrosion cracking initiation in regions with a high susceptibility to pitting corrosion.