阴极保护系统运行及效果评价

埋地钢制天然气管道会受到化学腐蚀和电化学腐蚀作用。榆林南区集输支干线均采用阴极保护(CP)和防腐涂层相结合的方法进行腐蚀防护。简单阐述了埋地管道腐蚀产生的原因和阴极保护的原理、系统组成。重点对榆林南区阴极保护系统运行现状进行简要分析、评价,并提出了优化意见。     

埋地钢质管道应力腐蚀开裂特征和影响因素

对威胁埋地管道安全运行的两类开裂(高pH应力腐蚀开裂和近中性应力腐蚀开裂)的发生条件和形貌特征进行了比较,具体讨论了溶液环境、阴极保护、涂层、温度、电位腐蚀产物膜、应力应变和钢管材质等因素对埋地钢质管道应力腐蚀开裂过程的影响,为识别和预防管道的这类腐蚀断裂提供了理论依据。     

阴极保护在孤东油田埋地燃气管道的应用

目前，孤东油田的燃气埋地管线一般是钢管，如没有良好的防腐措施，大约2～3年有可能腐蚀穿孔、发生漏气。因此，埋地钢管的防腐是城市燃气管网建设施工中的一个重要部分。介绍了阴极保护在燃气埋地管道防腐中的应用，具有一定的推广价值。     

深入理解涂层和阴极保护间的相互作用

在运行管道的腐蚀控制方面，目前存在着两个问题，一是在涂层和阴极保护间的相互作用上未得到广泛认识和深入理解；二是用于监测阴极保护并依此判断管道涂层状况和腐蚀的常用方法缺乏精确和灵敏的测量手段，而这两个问题存在着直接的因果关系。文章对此全面系统叙述了与阴极保护产生相互作用的有关问题，包括涂层吸潮、缺陷分布状态、涂层老化、无机和有机涂层、保护电流流向、涂层缺陷和阴极保护之间的关系，提出了产生这些问题的机     

长输管道牺牲阳极保护的设计

阐述了造成埋地管道腐蚀的主要因素,说明了其主要为电化学腐蚀;提出了保护埋地管道不受电化学腐蚀的解决方法,着重介绍了牺牲阳极阴极保护的方法及长输管道牺牲阳极阴极保护的设计、计算过程。     

西南山区油气并行管道腐蚀速率分析

西南山区管道埋设地质条件复杂,多条管道在同一管道廊带并行敷设,每条管线均采用独立的阴极保护系统,线路阴极保护系统之间存在相互干扰的风险。对西南山区并行管道阴极保护系统通断电后目标管线阴保系统产生的影响进行了研究,并对相互干扰的管地电位进行了长达数月的连续监测,选取2个典型并行管段共计5处测试点进行腐蚀速率分析。结果表明,5处位置的土壤自然腐蚀速率为0.080~0.217 mm/a,阴保下的腐蚀速率为0~0.126 mm/a,阴极保护效果良好处腐蚀风险低,土壤自然腐蚀速率是阴极保护下腐蚀速率的几倍、十几倍,在阴极保护良好的条件下并行管道阴极保护间的相互干扰对管道的腐蚀影响效果并不显著。      

油气田集输管道阴极保护系统综合测试评价

埋地钢质集输管道腐蚀防护系统由绝缘涂层和阴极保护共同构成。由于埋地管网情况复杂,服役时间长,管道容易发生绝缘失效、金属搭接、阴极保护干扰等现象。为了综合测试评价集输管道所受阴极保护效果,制定了阴极保护系统的测试评价方法。论述了阴极保护系统测试评价方法的基本内容,运用该方法对西南油气田公司某作业区管网的阴极保护系统进行测试评价,对测试出的问题进行修复后,集输管道极化电位均满足-850 m VCSE准则,管道达到保护。     

水驱在用埋地钢管腐蚀失效原因

大庆某采油厂水驱管道穿孔、泄露。穿孔处出现环向裂纹,给油田生产带来巨大损失。对该穿孔失效管道的成分、显微组织、腐蚀状况、裂纹及断口进行分析。结果表明,该管道材质为无缝钢管20#,热处理工艺满足要求;造成管道失效的主要原因是S、Cl-共同参与造成的局部腐蚀及存在较大轴向应力,最终形成裂纹失效。为防止发生水驱Cl-和S的共同作用而引发的腐蚀失效,建议采用新型耐腐蚀材料及阴极保护技术。     

阴极保护技术在埋地管道中的应用

输送石油天然气的钢质管道大都处于复杂的土壤环境中,输送的介质也具有腐蚀性,管道内壁和外壁均可能遭到腐蚀,一旦管道被腐蚀穿孔,将造成事故,发生极大危害。本文就阴极保护技术在埋地钢质管道中的应用进行了探讨,具有一定的参考价值。     

花格管道交流干扰影响及其防护对策初探

青海油田花格线改扩建工程，埋地钢制管道埋设在高原沉积岩地质条件、土壤环境十分复杂，有具备腐蚀条件的地段。新线建设又首次引入长距离110KV电力线路，实施了“油改电”等设施优化。为最大程度减少管道与地下周围介质的化学作用，对能引起管线腐蚀的缺陷及电流保护进行了分析，对110KV电力线路等对管道与阴极保护的交流干扰进行了探讨，并提出了相应的保护方法。     

阴极保护在埋地燃气管道的应用

天然气管道埋设在地下,处于相对复杂、恶劣的环境条件下,很容易受到腐蚀和破坏,为了解决这一问题,可以将阴极保护应用在埋地燃气管道中,发挥保护作用。本文分析了阴极保护的功能和意义,并分析了其在埋地燃气管道的应用。     

喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理及防治对策

通过电镜、X射线衍射分析,以及室内模拟实验技术手段,对喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理进行了分析研究,初步确定了内外腐蚀的主要因素。金属管道内腐蚀主要是三种细菌作用下的电化学腐蚀,占比75%。由于内防腐涂层失效,导致细菌进入形成菌瘤,加快了管道腐蚀,最终导致管道穿孔。外腐蚀的主要原因是喇嘛甸油田土壤电阻率低,土壤腐蚀性强,由于施工、外力破坏、外补口等质量因素,造成外防腐层破损,导致管体土壤中形成电化学腐蚀。为此提出,应加强管道完整性管理,建立全过程质量控制体系,开展管道质量检测和双高管道识别评价,建立埋地管网管理平台;在内腐蚀控制上推广应用新型涂料及内补口配套技术,在外腐蚀控制上推广应用站场区域阴极保护技术。上述措施的应用可以有效控制埋地管道失效率,提高埋地管道运行维护水平。     

埋地管道腐蚀机理及应对措施

介绍了埋地管道的腐蚀机理,分析了影响腐蚀的因素,从内、外防腐蚀、阴极保护等方面论述了防腐蚀的应对措施,并指出了防腐蚀层、阴极保护并重的防腐蚀措施的重要性。     

新型管道“防护衣”

目前，美国的PoLYgu9rd产品公司开发出了一种Polyguard RD—6涂层系统。在涂层损坏时。能提供足够的阴极保护，即所谓“故障防护”作用，“故障防护”的含意是指：倘若涂层受到损坏，由防腐涂层保护的金属层不会遭受腐蚀，或者在有足够的阴极保护时会使腐蚀程度减小。这种以土工布作衬里的涂层十分坚固，而且在土壤应力状态下也不会发生伸缩变化，涂层的网格状衬里使其不会屏蔽阴极保护电流。     

天然气长输管道腐蚀机理及检测技术研究

为了进一步做好天然气长输管道的防腐工作,保证管道输送的安全性和可靠性,对不同地理环境下埋地管道的腐蚀机理及腐蚀原因进行了分析,并针对不同的腐蚀机理给出了相应的检测方法。管道外防腐一般采用外防腐层加阴极保护的联合防腐方式,可采用电流电位检测法、密间隔电位检测法、人体大地电容检测法、直流电压梯度检测法、多频管中电流检测法等方法来检测埋地管道的外部腐蚀情况。在役管道内腐蚀的检测难度较大,建议在原有超声波检测和漏磁通检测的基础上,进一步开发新的检测方法,以期达到更好的检测效果。     

某油田注水管道环焊缝腐蚀穿孔失效分析

针对某油田注水管道腐蚀穿孔问题,采用宏观形貌分析、理化性能检测、腐蚀产物微观形貌及电化学分析等方法,试验分析了管道环焊缝腐蚀失效原因。失效管道环焊缝为内腐蚀穿孔,穿孔起始于根焊部位,并沿着焊缝与热影响区交界区域扩展,表面腐蚀产物主要为FeO(OH)。恒电位极化测试结果表明,根焊部位、焊缝以及热影响区交界区域优先溶解,在服役过程中根焊部位发生腐蚀后,沿着根焊与热影响区界面扩展,导致腐蚀穿孔。建议针对环焊缝管道进行补口处理,同时选择适用的抗氧缓蚀剂。     

埋地原油输送管道腐蚀穿孔原因分析

金陵石化分公司由于所炼原油中的硫含量不断增加 ,致使埋地钢质原油输送管道的腐蚀问题日趋严重。文章对腐蚀机理进行了分析 ,指出管道内部H2 S -H2 0腐蚀环境和管道外部的土壤腐蚀是造成管线穿孔泄漏的主要原因。采取阴极保护措施和加强对外防护层监测、进而建立起数据库 ,对埋地原油输送管道实行动态化管理 ,可有效防止泄漏事故发生。     

阴极保护对高强度埋地管道应力腐蚀影响的研究进展

通过对国内外相关文献的梳理,综述了阴极保护对高强度埋地管道应力腐蚀影响的研究现状。基于对相关文献SCC试验数据的统计分析,从涂层剥离、裂纹萌生、裂纹扩展速率等方面,探讨了阴极保护对高强度埋地管道应力腐蚀的影响。分析结果表明:过负的阴极电位和过高的强制电流会大幅增加涂层剥离;在裂纹萌生阶段,阴极保护有利于抑制X80和X100在近中性环境下的裂纹萌生,随着阴极电位的负移,裂纹萌生的数量增加,但裂纹深度降低,在相同试验条件下,X100的裂纹深度较X80更深;在阴极保护对SCC裂纹稳定扩展阶段的影响还有待进一步研究;在裂纹快速扩展阶段,随着阴极电位的负移,管线钢的SCC敏感性增加,强度越高越敏感,在近中性pH环境下,     

胜利油田典型区块埋地混输管道腐蚀结垢原因分析与防护措施

胜利油田临盘采油厂盘7—1站埋地混输管道结垢严重,腐蚀穿孔频繁。通过利用X射线衍射分析（XRD）、扫描电镜能谱分析（SEM／EDX）等方法对该管道内、外壁腐蚀产物和垢物进行综合分析,确定了导致被检管道腐蚀穿孔的主要原因是CaCO3结垢引起的垢下氧浓差腐蚀和SiO2引起的冲刷腐蚀,这为管道的更换、维修及腐蚀防护提供了科学依据,对保障管道安全运行具有重要意义。     

输油管道腐蚀与保护

大庆原油储运公司通过对所辖地区土壤的取样、化学分析确定土壤的ｐＨ值、ＨＣＯ３、Ｎａ＋为管道腐蚀的最主要因素，并利用这３个因素建立了地区管道沿线土壤腐蚀分级的回归方程。根据此地理环境下的腐蚀机理，采用外加隔离防腐层和外加电流阴极保护收到了好的效果。所管辖的５条长距离输油管线，从投入阴极保护５年以来，至今无一穿孔，每年可节约应急维修费５０～８０万元