在役埋地钢质管道腐蚀综合评价

为了准确掌握埋地管道安全技术状况,对某滨海地区输油管道的腐蚀情况进行综合评价,包括外防腐层检测、阴极保护有效性检测、土壤腐蚀性检测、剩余强度评价及剩余寿命预测。经检测,该管道的外防腐层存在疑似破损点40个,阴极保护不达标,管体壁厚减薄处最小值为5.13mm。评价结果显示,该管道最大允许操作压力为21.59MPa,管道腐蚀剩余寿命为11年。     

埋地输气管线腐蚀综合评价

为了保证输气管道的安全平稳运行,通过对某沙漠地区输气管线的腐蚀情况进行综合评价,包括PCM检测,阴极保护有效性检测,管体内腐蚀缺陷检测、成像与剩余强度评价以及剩余寿命评价。结果表明,该埋地输气管线的外防腐层存在漏点80个,阴极保护全部达标,管体外表面腐蚀是由防腐层破损而引起的,管体壁厚减薄处最小值为5.45 mm,该管道腐蚀缺陷在接受范围内,管道平均腐蚀速率较低。     

输气场站埋地管道检测与维修分析

随着运行年限的增长,某天然气场站埋地管道腐蚀风险逐年增大,为降低管道泄漏风险,采取直接检测法、试片断电法和超声导波检测技术对埋地管道防腐层、区域阴极保护效果、管体缺陷等进行检测。检测结果显示,场站埋地管道大部分防腐层出现破损、鼓包、剥离、粘结力减弱甚至失效等问题,区域阴极保护效果差,采用黏弹体对管道防腐层进行大修后,其防腐效果及阴保效果有了较好改善;通过超声导波检测快速发现管道上存在管体缺陷,证明了超声导波检测技术可用于场站埋地管道的快速检测和缺陷的定位。     

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。     

DCVG+CIPS外检测技术在两佛线的应用

DCVG+CIPS测量技术是输气管道外防腐完整性检测评价的主要方法。目前中国石油西南油气田公司输气管道防腐层外检测技术主要依靠PCM法，但该方法不能提供防腐层破损程度、修复期限及优先级别等关键信息，造成管道完整性管理的盲目。介绍了DCVG+CIPS测量技术的检测原理和设备配置情况；利用DCVG+CIPS测量技术对两佛线管道外防腐层、杂散电流和阴极保护系统进行综合检测评价与开挖验证，取得了较好的检测评价效果。DCVG＋CIPS综合测量技术能提供管道防腐层老化情况、破损位置、破损状况、修复优先级、修复期限、阴极保护水平、杂散电流分布等关键信息，为管道的维护、维修与监控提供及时、准确的科学依据。     

净化油长输管道外防腐完整性检测与适用性分析

胜利油田腐蚀与防护研究所综合利用交流电位梯度法(ACVG)、双频视综合参数异常评价法、直流电位梯度法(DCVG)和密间距管地电位测试法(CIPS)对某净化油长输管道进行了外防腐完整性检测评价,分析了各种检测技术和评价准则对净化油长输管道外防腐层及阴极保护检测的适用性,以及定期开展管道外防腐完整性检测的重要意义.对于新管道而言,管道阴极保护系统的设计和运行以及检测应严格执行阴极保护断电电位在-850~-1200 mV之间这一准则;而对于防腐层老化破损严重的老管线而言,进行阴极保护效果评价时,阴极保护断电电位则应相对于管地自然电位-100 mV.     

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。     

输气管道的阴极保护

某油田输气管道阴极保护系统一直无法正常投运,管道防腐层破损点过多是问题的关键.对输气管道采取了阴极保护措施,一是利用技术分析手段对管道寿命进行预测,明确管道大修的重点防护段,进行计划大修,逐年完成严重破损管段的修复;二是在首站和末站设置阴极保护站,对管道进行两端阴极保护,同时也可以与辅助阳极配对使用;三是利用现有的设备和设施定期对管道的阴极保护进行测试,保证管道得到正常有效的保护.     

埋地管道地面检测技术

埋地管道地面检测一般是指不开挖检测。地面检测离不开检测方法和相应的检测仪器，但从检测效果方面，起决定作用的是要有经验丰富的检测工作者。埋地管道地面检测内容主要包括：①查明防腐（保温）层破损、缺陷点的位置；②评价防腐（保温）层的防护性能；③测试电保护系统（阴极保护、牺牲阳极保护、排流保护）的保护效果；④调查管道沿线土壤电阻率、腐蚀速率等。这里主要介绍怎样检测防腐（保温）层破损、缺陷点位置的方法。     

油气管道河流穿越段外防腐层检测系统改进与应用

目前油气管道河流穿越段主要采用防腐涂层加阴极保护的方法进行保护,由于河流穿越段地理位置的特殊性,其检测方法和手段一直缺乏规范指导。文章针对油气管道河流穿越段外防腐层检测中存在的难点,结合河流穿越管段的实际情况,对检测系统的发射机、磁场传感器、接收机和分析软件进行了优化和完善,最终形成了基于电磁感应法进行油气管道河流穿越段外防腐层检测新技术。通过在川渝地区油气管道检测的现场应用,该检测系统具有管道定位、管道定深、管道防腐层破损点查找等功能,能够准确地进行防腐层质量评级。     

埋地管道腐蚀检测新技术

埋地管道腐蚀检测技术是对埋地输送管道的防腐层或管体的腐蚀破损情况进行测试的手段，可以及时了解管道的完好度，提供管道维护检修的信息资料，延长管道使用寿命，防止事故发生。针对埋地管道的内外腐蚀检测，分别对DCVG和CIPS综合检测技术及SP检测技术的原理、特点及其发展作了详细的阐述。     

东营至临邑复线输油管道阴极保护距离分析

为了查找东营至临邑复线输油管道阴极保护系统距离缩短的原因，采用搭接管道定位法、直流电位梯度法及密问隔电位法对其进行了检测。通过对检测结果分析认为，主要原因是防腐层老化及漏电点多。提出了处理方法和预防措施，并建议对管道腐蚀与防护系统的技术现状和管道整体安全性进行科学评价。     

长输管道腐蚀缺陷检测技术与应用

我国一般采用多频管中电流法(RD400-PCM检测仪)对长输管道防腐层破损点进行检测定位,检测结果准确率达到100%;对管体壁厚的检测一般采用超声波检测技术,其精度要高于漏磁检测技术,点蚀达到5 mm2,10%管道壁厚的腐蚀量均能定量检测。埋地管道土壤环境评价指标包括土壤的电阻率、氧化还原电位、p H值、土壤含盐量以及含水量,根据各项指标确定了管道腐蚀级别,土壤含水量小于10%为宜,否则土壤对管道的腐蚀速率变大。将上述腐蚀检测体系在长庆油田某14 km的长输管道上进行了应用,结果表明:长输管道防腐层整体质量较好,管体腐蚀较为严重,其中坪五转外输腐蚀剩余管道壁厚最小,为3.81 mm,较大部分管线剩余壁厚均在4.31 mm左右。结合土壤环境,对使用年限较长的管道进行了更换,对有腐蚀现象的管段进行了维护,以延长管道使用寿命,降低长输管道运行风险。     

多频管中电流法在长宁输气管线上的应用

简单分析目前埋地管道防腐层地面检测上常用的多频管中电流法，结合作者实际工作，介绍该技术在宁夏长宁天然气公司长宁输气管线防腐层检测评价中的应用。通过检测，共查出管道防腐层破损点137处，在对上述破损点进行开挖修补时，发现防腐层均存在不同程度老化及破损，证明该技术对于防腐层破损检测准确率达到100％，验证了多频管中电流法的准确性及科学性，同时，对使用中积累的经验进行总结，指出该技术在应用中尚存在一些局限性和不足之处。     

埋地金属管道泄漏点金属磁记忆定位技术

埋地管道泄漏往往会造成外防腐层及管体的破坏,在管道外防腐层破损等级评定的基础上对防腐层破损严重管段进行磁记忆检测,利用金属磁记忆技术可以有效检测管道泄漏、盗油点造成的应力集中区。对含有噪声的管道金属磁记忆检测数据,利用Daubechies小波进行垂直分量检测数据的降噪处理以提高信噪比,并应用Hilbert变换对分量数据进行数据分析提取泄漏点特征信号。某输油管道泄漏现场检测结果表明,该方法对管道泄漏点定位精度误差小于±1．0m。     

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。     

埋地钢制管道防腐阴极保护电流漏损的检测与控制

埋地钢制管道防腐一般采用防腐层加阴极保护的防护措施,针对防腐层破损,会造成阴极保护电流漏损情况,分析介绍了不同的检测方法和控制措施。     

聚脲防腐管道

管道的使用寿命直接受防腐层质量的影响，而防腐层质量与自身防腐性有关，正确选择防腐层是决定管道整体寿命的关键。一般防腐层的选择从防腐性、可靠性、经济性、使用环境、运行温度、表面处理、施工性、补口补伤的配套性、阴极保护相容性以及可吊装性等方面综合考虑。聚脲防腐管道在以上几方面具有优越性，该涂层具有广阔的发展前景和工程实用价值。     

天然气长输管道防腐层及阴极保护常见缺陷分析

天然气管道防腐保护对保障天然气输送安全、防止资源浪费有积极帮助。目前常用的管道防腐措施主要有两种,即涂刷防腐层进行物理防腐,以及使用阴极保护进行化学防腐。但是在实际应用中,受到施工质量、自然环境等诸多因素的影响,防腐失效的情况经常发生,不仅缩短了天然气管道的使用寿命,而且一旦发生天然气泄露,将会带来严重的安全隐患。本文分别介绍了天然气长输管道防腐层和阴极保护的常见缺陷,例如防腐层破损与脱落,阳极材料过快消耗以及阴极保护电流不足等。随后结合实际工作经验,分别提出了合理选择防腐层材料、定期开展防腐层检查与修复、及时更换阳极材料、去除杂散电流干扰等针对性的改进建议,对提高防腐保护效果和延长天然气管道使用寿命提供了一定的技术参考。     

集输管道外腐蚀检测评价技术优选

外防腐层和阴极保护系统是否完整是目前影响在役钢制油气管道腐蚀的主要因素,根据直流电位梯度法、交流电位梯度法、多频管中电流法、密间隔电位测量法的特点进行分类,选取了3种不同类型集输管线进行检测,并通过直接开挖进行了验证:对于无阴极保护的单井及站间管道的外腐蚀检测可采用交流电位梯度法加多频管中电流法技术;对于有阴极保护的站间管道可采用直流电位梯度法加密间隔电位测量法技术。不同检测方法的组合可有效地检测评价外防腐层的腐蚀缺陷情况和阴极保护的有效性,为管道管理者提供科学、精确的防腐数据,也为后续的修复提供科学依据。