埋地油气混输管道的腐蚀机理与防护策略

埋地油气混输管道的腐蚀都是油气输送工作中十分棘手的问题.埋地管道具有外环境复杂的特点,且管道内部需要输送高温高压的多相流体,所以发生腐蚀的可能性较大.本文对埋地油气混输管道的腐蚀机理进行分析,同时提出相应的防护策略,以供参考.     

某海底油水混输管道回收管段的腐蚀检测评价

采用宏观检查、力学性能检测、腐蚀产物成分分析等对某弃置海底油水混输管道的回收管段进行了评价,并通过水质分析、结垢趋势预测、细菌测试以及室内腐蚀模拟试验对该管输送介质的腐蚀性进行了分析。结果表明:该管道内壁腐蚀严重,输送介质具有强腐蚀性,腐蚀以CO2腐蚀为主,并存在垢下腐蚀和细菌腐蚀。基于回收管段的腐蚀检测评价结果,给出了该油田新建海底油水混输管道腐蚀控制和完整性管理的意见和措施。     

一种海底管道多相流内腐蚀直接评价的方法

提出了一种适用于海上油田海底管道多相流内腐蚀直接评价(ICDA)方法;基于海底管道基础数据、生产工况以及油气水检测数据,对介质流态的热力学、动力学和水力学影响因子进行分析,评估海管内腐蚀发生的位置及最大局部腐蚀速率;将南海多条海管的直接检测数据与ICDA结果进行对比。结果表明:ICDA评估方法能够准确地反映海管实际内腐蚀状况,为不能采用智能通球FML内检测的海管提供了一种有效的内腐蚀评估方法。     

红河油田混输管道20钢的腐蚀行为及其影响因素

红河油田油水混输管道出现了腐蚀,通过自制高温高压动态腐蚀评价装置,分别研究了CO₂分压、管输流体含水率、Cl^-含量、硫酸盐还原菌(SRB)含量以及温度等因素对混输管道材料20钢腐蚀速率的影响,并基于试验数据利用灰色关联分析确定了主要影响因素。结果表明：20钢的腐蚀速率随着温度和管输流体含水率的升高而呈幂指数增加,随着CO₂分压和SRB含量的增加,先大幅度上升后以线性趋势缓慢增加,随着Cl^-含量的增加呈线性上升趋势;腐蚀因素影响程度由大到小排序为含水率>温度> Cl^-含量>CO₂分压>SRB含量,其中含水率和温度是影响20钢腐蚀最显著的两个因素。     

长输管道的腐蚀与防护

长输管道的防腐是保证管道安全运行的重要手段之一。本文分析了埋地钢质管道的腐蚀因素，论述了管道的防腐技术，提出了今后的研究及发展动向。     

长输管道外腐蚀控制技术与方法

目前除了第三方破坏,管道腐蚀已成为管道安全运行最大的隐患,如何加强管道腐蚀控制,确保管道的安全运行成为当前管道建设、运行管理部门最重要任务之一,本文通过对输气管道腐蚀控制基本方法与评价技术的介绍,提出从建设期及运行期各阶段腐蚀控制的重点与基本对策,以确保管道的安全、平稳运行。     

基于多相流模拟的大牛地气田集输管道腐蚀速率预测

针对大牛地气田集输管道面临的腐蚀问题,通过OLGA软件中内置的Norsok 506模型和De Warrd95模型对气田内某集输管道开展腐蚀速率预测研究,并结合挂片监测速率、管道倾角、流型和持液率对模拟结果进行分析。结果表明,Norsok M506模型模拟全线平均腐蚀速率为0.105828mm/a,与2022年现场挂片监测腐蚀速率的相对误差为17.36%,且该模型模拟结果与管道倾角、流型和持液率作用规律吻合。     

天然气长输管道腐蚀特性及控制对策

1 前言在不同地质土壤环境中钢制埋地长输管道外腐蚀机理、成因、形态及特征经国内外防腐界数十年研究及工程应用实践已基本为人们所认识。并在此基础上 ,制定了相关管道外防腐技术对策及设计、作业标准 ,形成了多种外防腐涂层复合电化学保护的防腐蚀技术体系。管道腐蚀失效的研究方向也由环境土壤对金属的腐蚀转入环境土壤对外防腐层非金属层的腐蚀及如何更好地发挥电化学保护作用方向上来 ,其中特别注重新型外防腐保护层技术的研究开发及复合保护技术的研究开发。因此 ,本文将着重讨论非金属外防腐层的相关腐蚀与防腐蚀问题。2 天然气长…     

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。     

油田集输管线介质多相流腐蚀规律研究

本文介绍了在多相流条件下如何对油田集输管线介质进行腐蚀因素研究和数学模型建立，并研究了集输管线介质流速、含氧、pH值、矿化度、温度、二氧化碳分压、含水共七个因素对20#管材的腐蚀影响趋势。本文研究内容采用的多相流腐蚀评价装置获国家专利，其设计思路和评价方法对相关领域的研究具有很好的指导作用。     

多相流动状态下缓蚀剂对X70钢CO2腐蚀的影响

目的 研究在多相流动状态,尤其是段塞流动条件下,各种浓度的不同缓蚀剂对X70钢腐蚀的影响.方法 采用自制实验装置模拟起伏管路段塞流动条件,通过电子显微镜、挂片失重等方法,对挂片表面形貌、腐蚀速率进行分析,数值仿真了多相流动状态下缓蚀剂乙二醇对X70钢CO2腐蚀速率的影响.结果 自制实验装置的挂片表面形貌、挂片失重速度与真实环道实验相似.实验用缓蚀剂的质量浓度超过35 mg/L后,均匀腐蚀缓蚀效率提升明显,继续提高缓蚀剂的浓度,均匀腐蚀缓蚀效率变化不大.多相流动条件下,缓蚀剂对局部腐蚀的缓蚀效果不明显.仿真用缓蚀剂乙二醇的质量浓度达到250 mg/L后,缓蚀效率变化与实验结果类似.结论 自制实验装置可以模拟起伏管路内气液两相流动状态,实验结果可靠.缓蚀剂的最佳缓蚀效率存在临界浓度,小于临界值时,对挂片的缓蚀作用甚微,超过临界浓度时对挂片表面的腐蚀速率影响不大.段塞流动状态下,缓蚀剂的缓蚀作用仅针对挂片均匀腐蚀,对局部腐蚀影响不大,甚至会促进局部腐蚀的发展.     

天然气压气站内腐蚀挂片监测管道内腐蚀

使用腐蚀挂片可以对管道内腐蚀进行较为全面和准确的监测.本文基于腐蚀挂片在天然气压气站管道的内腐蚀监测应用,详细地介绍了腐蚀挂片的类型、结构、选用、使用步骤和腐蚀速率的计算.     

常用集输管线钢在CO_2多相流中的腐蚀行为

用高温高压釜考察了动态条件下温度、CO2分压和油水比等因素对X65、Q235B、16Mn三种钢的CO2腐蚀行为的影响;用扫描电镜对腐蚀试样进行了表面形貌观察,对腐蚀产物进行了能谱分析与X射线衍射分析。结果表明,钢在CO2多相流腐蚀介质中的耐蚀顺序为:16Mn,Q235B,X65。随着含水量、压力的增加,三种钢的腐蚀速率增加;随着温度的升高,钢的腐蚀速率先升高,60℃时最大,90℃时腐蚀速率最小。     

Problems of Hydrodynamic Corrosion in Multiphase Pipelines

Protection of Metals and Physical Chemistry of Surfaces - This article analyzes the causes of corrosion and erosion processes in multiphase pipeline systems for collecting and transporting...     

管道内腐蚀实时监测系统研制

为了更好地掌握管道内腐蚀状态,应用传感器结合计算机技术开发了管道内腐蚀实时监测系统,通过监测管道内部流质流经管道的腐蚀能力的变化,根据法拉第定律计算管道内壁的平均失厚,评估管道内壁腐蚀状态.以DG-OF3型腐蚀监测仪、腐蚀传感器为核心硬件,以VB及SQL Serger 2000为开发工具,基于TCP/IP的客户机与SQL Server网络数据库技术,实现了在远程客户端实时获得现场采集数据并且以图形方式和数据表格方式显示管道内壁腐蚀状况的功能,从而为管道设备的安全运行监测和管理提供保障.实验室试验证明,系统能对管道内壁腐蚀状态进行高效、可靠的在线监测.     

输气站场埋地管道的腐蚀与防护

输气管道站场在天然气管网中有着极为重要的位置,腐蚀是造成站场泄漏事故的主要因素之一;因此,在天然气管道站场应用适宜有效的腐蚀防护技术对确保天然气管道系统的安全运行有着极为重要的意义.根据天然气站场的特点,针对性选择适宜的涂层材料和阴极保护方式是确保天然气站场免于腐蚀威胁的最有效手段.     

输变电设备腐蚀状况调查与分析

调查了我国27个省 (自治区、直辖市) 的135座110 kV以上变电站和输电线路的输变电设备腐蚀现状,统计了不同类型的输变电设备腐蚀案例,重点总结并分析了输变电设备主要材质、腐蚀原因、主要防腐措施及其有效性。结果表明,服役环境是造成输变电设备腐蚀的主要成因,重环境腐蚀地区输变电设备缺乏有效的差异化腐蚀设计与防护措施是导致设备腐蚀加速的重要原因。