完备防护系统下的钢质管道外腐蚀控制探讨

通常认为钢质管道在有完备保护系统作用下，管道不会产生外壁腐蚀或李小霞两位专家对榕山一佛荫25．4Km的管线进行检测，对腐蚀作全面细致研究结果表明：管道建设时，涂层施工的质量较差；使用维护过程中失修；管线上明极保护系统长期故障使管道欠保护；执行了有严重缺陷知管线上监测到的保护电位距真实的极化电位的差距有多大。并针对上了控制腐蚀的方法，供管输企业参考，减少因腐蚀产生的巨大经济损失。     

海底管道牺牲阳极更换及腐蚀因子分析

海底管道作为海上的油气运输的生命线,必须对其做好腐蚀保护。牺牲阳极阴极保护是一种控制海底管道电化学腐蚀的有效保护方法,当其达到设计寿命后,必须对其进行更换。本文介绍了海底管道阳极更换技术,并分析了不同腐蚀因子也会对阳极的腐蚀产生影响。以期为海底管道的牺牲阳极腐蚀保护设计和更换提供参考。     

阴极保护有效性评价技术的应用研究

采用美国腐蚀学会NACE Standard RP0169-96《埋地或水下金属管线系统的外部腐蚀控制》评价了目标管线阴极保护电位，研究了目标管线25．4km产生455处外壁腐蚀的原因。采用NACE TM0497－97埋地或水下金属管道系统阴极保护准则的标准测试方法评价阴极保护有效性，结合经典的电流法测试计算涂层平均电阻、采用DCVG－CIPS、PCM测试了管道严重腐蚀段电流、电位，对现场管道取样做涂层整段人工剥离测试管道腐蚀，挖取已埋设16年的管道挂片评价阴极保护保护度，多种腐蚀检测评价方法综合应用的结果：圈定CP保护水平、指出了管段CP管级，确定了目标管道腐蚀原因是电位长期处于欠保护，造成这种不足保护的根本原因与现行行标的一些规定有关。     

某埋地管道阴极保护测量与腐蚀原因分析

对就某埋地钢质管道外腐蚀发生的原因进行了测量研究,并就阴极保护电位的测量方法对真实保护电位的影响作了比较,在此基础上提出了防止管道外腐蚀进一步发生的方法。     

异种金属管道耦接引起的电位分布研究

采用实验与数值模拟计算相结合的方法，研究了异种金属管道耦接条件下在3.5%NaCl溶液中，其管道内表面电位分布规律。结果表明，在静态3.5%NaCl溶液中，当直径为50 mm的碳钢与黄铜管道耦接时，会发生严重的电偶腐蚀。其中，黄铜管道作为阴极受到保护，其受到保护的长度为800 mm；碳钢管道作为阳极，受到加速腐蚀，其腐蚀段长度为260 mm。不管是阴极的保护段还是阳极的腐蚀段，其长度均受浸泡时间、溶液流速及界面状态 (如腐蚀产物) 的影响。一旦介质流动，碳钢管道腐蚀段长度会降低到240 mm。同时，阴极的保护长度也缩短，且与理论计算结果相差小于5.0%。数值模拟计算与实测结果一致表明，理论公式的计算结果可以用于估算异种金属管道耦合后，电位较负管道腐蚀的长度和电位较正管道受保护的长度。同时，还可以用于管道采用牺牲阳极法进行阴极保护时，确定牺牲阳极保护管道的最大长度。     

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。     

老管线改造对阴极保护的影响

老管线改造建设通常指对管道存在严重腐蚀的防腐蚀层进行大修或管道更换。本文在阴极保护原理的基础上,分析了老管线改造建设对阴极保护造成的影响,并结合实践经验,对差异性腐蚀和"假性"充分保护腐蚀提出了相应的解决方法。     

天然气管道壁厚测试在生产管理中的运用

腐蚀是直接影响天然气管道、设备工作可靠性的主要因素之一。管壁厚度变化是表征腐蚀程度的重要指标。利用超声波测厚仪,以管壁厚度作为研究对象,通过理论计算对管道的运行能力进行评估,从而掌握正确评价管道安全的方法,对天然气管道的保护有重要的指导意义。     

卤水管道绝缘接头整改方案探讨

输送卤水的管道经常发生绝缘接头非保护侧管道内腐蚀穿孔事故,本文根据某采输卤管道绝缘接头非保护侧经常腐蚀泄漏的具体情况,论证了将绝缘接头更换为绝缘短管以及将绝缘接头跨接两种方案对于减缓绝缘接头非保护侧管道腐蚀泄漏的可行性。     

微生物腐蚀机理及对埋地管道腐蚀防护的影响

本文简要叙述了产生微生物腐蚀的几类茵落及相应腐蚀的机理,并叙述了微生物腐蚀与埋地管道所处的环境、表面涂层及辅加的阴极保护的相互影响关系,这对于从事埋地管道的防腐蚀研究和实施保护有一定的参考作用。     

16Mn管线钢的焊缝表面冲蚀机理研究

目的在管道工程中,16Mn管线钢异径接头-管体焊缝(简称焊缝)表面冲蚀行为是引发失效的主要原因之一,通过研究焊缝余高和管体流体作用,以此来探究焊缝表面冲蚀机理。方法以16Mn管线钢为研究对象,针对焊缝区表面冲蚀行为开展基础研究,通过电化学和腐蚀模拟实验,研究了流体初期焊缝区表面腐蚀行为,并通过流体模拟实验,研究了焊缝余高和流体速度对焊缝区冲蚀过程的影响,揭示了管线钢焊缝的冲蚀机理。结果在腐蚀模拟实验中,焊缝、接头母体和管体的开路电位分别为-0.717、-0.686、-0.687 V,焊缝区发生电化学腐蚀的倾向在模拟腐蚀液中最严重,焊缝的自腐蚀电流密度为7.9μA/cm^2,母材的自腐蚀电流密度为3.2μA/cm^2,焊缝的电化学腐蚀倾向性更大,焊缝区金属腐蚀速率最大,在焊缝表面形成了疏松的FeO产物层。在流体模拟实验中,流体在焊缝余高作用下形成了湍流,流速的增加也提高了湍动能,流速为15 m/s和30 m/s时,焊缝凹槽的深度分别为3 mm和8 mm,焊缝凹槽相差5 mm。湍动能在焊缝余高的FeO腐蚀产物表面产生了变形磨损和切削效应,使得焊缝表面疏松的FeO产物层脱落,加速了腐蚀过程,最终形成了冲蚀凹陷区。结论16Mn管线钢焊缝的冲蚀行为是腐蚀和流体冲蚀共同作用的结果,可分为初期的腐蚀和流体冲蚀两个阶段,形成了腐蚀与冲蚀循环交替过程。焊缝余高和流体速度对冲蚀影响较大,内焊缝余高和流体速度的增加将导致余高处的湍动能急剧增加,加速焊缝金属腐蚀产物层剥离,导致焊缝表面冲蚀。研究结果可以为管道失效行为和安全服役设计提供理论基础。     

管道缺陷漏磁场和缺陷尺寸关系的研究

针对油气管道腐蚀缺陷定量分析精度很难提高的现状，根据腐蚀缺陷评价标准，定义缺陷外形尺寸，设计现场检测试验，并制作大量不同类别的样本缺陷用于实际检测试验。分析了大量缺陷漏磁场数据，选取了量化缺陷外形的漏磁场特征，给出了缺陷外形和漏磁场特征的关系曲线。试验得出这些特征可有效量化缺陷外形尺寸。     

弯管固体颗粒冲蚀理论与防冲蚀研究进展

在石油化工领域,管道输送系统的弯管非常容易遭受管内固体颗粒的冲蚀,使管道承压能力降低,增加管道输送的安全风险.首先对油气行业广泛采用的API RP 14E和DNV冲蚀准则进行了描述和分析,进而概述了国内外被较多专家学者提及的弯管固体颗粒冲蚀理论和模型,包括经典的微切削理论模型、变形磨损理论模型以及适用性较强的E/CRC冲蚀模型和Oka冲蚀模型.并在此基础上,对不同冲蚀理论和模型进行了对比和分析,指出各个冲蚀理论模型之间的内在联系,以及各自的优势和缺陷.在工程应用方面,对近年来工业中常见的防冲蚀涂层和防冲蚀几何结构进行了系统的归纳和总结.其中,防冲蚀涂层包括金属防冲蚀涂层、非金属防冲蚀涂层以及复合材料防冲蚀涂层,防冲蚀几何结构包括涡旋结构和各种形式的仿生肋条结构.最后,对弯管固体颗粒冲蚀理论模型的研究方向、纳米防冲蚀涂层以及仿生学防冲蚀肋条结构的发展前景进行了展望.为油气管道系统完整性管理、油气储运安全和流动保障等方面的研究提供借鉴.     

基于实验和CFD模拟的煤气化黑水处理系统管道失效分析

目的分析煤气化黑水处理系统管道的失效行为,明确失效特征,分析失效机理及影响因素,指导弯管的失效预防,延长其服役寿命。方法采用扫描电子显微镜(SEM)对管道进行微观形貌检测,并采用能量色散谱(EDS)和X射线衍射(XRD)对腐蚀产物进行检测分析,最后通过计算流体动力学(CFD)仿真分析其流场情况。结果失效管道内壁面有着明显的流水冲蚀形貌,且布满小凹坑及疏松多孔的褐色腐蚀产物。EDS结果显示,腐蚀产物主要由Fe、S和O元素构成,XRD进一步测得腐蚀产物多为FeS、Fe3O4及FeO等。CFD仿真结果与实际失效工况吻合,二次流、粒径、速度以及斯托克斯数的变化对固体颗粒运动轨迹影响较大,并进一步影响管道冲蚀的高危区位置。结论管道失效的主要原因是黑水中的H2S腐蚀和煤粉颗粒冲蚀的耦合作用,其弯管区域外拱出口位置和下游水平管底部位置为主要高危区,同时管道高危区位置受多种因素影响,相应部位要提前做好预防准备,实际工况中适当减小流速可以实现一定减磨防护作用。     

螺旋流和缓蚀剂协同作用抑制管道冲刷腐蚀

目的 探讨螺旋流和缓蚀剂协同作用下的减蚀机理,为开发基于螺旋流的新型冲刷腐蚀控制方法提供理论支撑。方法 利用循环式管流冲刷腐蚀试验装置,结合失重测试法、电化学测试法、形貌分析、高速摄像和XPS腐蚀产物分析开展非螺旋流和螺旋流条件下加入水溶性咪唑啉缓蚀剂的管道冲刷腐蚀对比试验研究。结果 失重法和电化学测量结果一致表明:在非螺旋流和螺旋流条件下缓蚀剂对20号钢冲刷腐蚀的纯冲刷速率、纯腐蚀速率、腐蚀促进冲刷速率和冲刷促进腐蚀速率均具有有效的抑制作用,但对纯冲刷的缓蚀率均小于对其他三者的缓蚀率。螺旋流和缓蚀剂协同作用对纯冲刷速率、纯腐蚀速率、腐蚀促进冲刷速率和冲刷促进腐蚀速率4个分量的协同缓蚀率均高于缓蚀剂单独作用对4个分量的缓蚀率。其中对冲刷促进腐蚀分量的缓蚀率最高,达到93.75%。高速摄像结果表明扭带产生的螺旋流使砂粒切向速度增大,产生砂粒悬浮效应,改善了砂粒的分布状态。从形貌观察来看,螺旋流和缓蚀剂协同作用下工作电极表面腐蚀产物层最为完整致密且蚀坑数量最少。XPS分析证明了螺旋流和非螺旋流条件下缓蚀剂在电极表面的吸附且螺旋流促进了氧气和缓蚀剂的传质。结论 螺旋流产生的砂粒悬浮效应和传质增强效应进一步促进缓蚀剂对纯冲刷速率、纯腐蚀速率、腐蚀促进冲刷速率和冲刷促进腐蚀速率4个分量的抑制,更充分地发挥了缓蚀剂的缓蚀效果。螺旋流与缓蚀剂的协同作用在降低管道冲刷腐蚀方面具有潜在的优势。     

Erosive wear behaviour of HVOF-sprayed Ni-20Cr2O3 coating on pipeline materials

The present work describes the application of High-Velocity oxy-fuel spray process with Ni-20Cr₂O₃ powder deposition on the various pipeline steels namely SS 202, SS 304, and mild steel. The slurry erosion wear tests were performed on coated and uncoated steels by considering slurry concentration, impact velocity, and erosion time as input parameters. It was concluded that for all materials, rpm (impact velocity of erodent's) influences on erosion wear the most. It was also noticed that the erosion resistance has been improved with SS 202 steel followed by to SS 304 and mild steel. Further, Ni-20Cr₂O₃ coatings showed maximum enhancement in slurry wear resistance of mild steel, followed by SS 304 steel and SS 202 steel.     

管道缺陷漏磁场和缺陷尺寸的关系

针对油气管道腐蚀缺陷定量计算精度难以提高的现状，依据腐蚀缺陷评价标准，定义缺陷外形尺寸，设计现场检测实验，并制作大量不同类别的样本缺陷用于实际实验检测，分析大量缺陷漏磁场数据，选取了量化缺陷外形的漏磁场特征，给出了缺陷外形和漏磁场特征的关系曲线，实验得出这些特征可有效量化缺陷外形尺寸。     

椭圆歧型三通冲蚀磨损数值模拟

目的 解决石油化工行业中高压三通管汇因冲蚀磨损导致失效率高的问题,降低石油化工生产中的不可控成本,提高歧型三通管的使用寿命和管汇区的安全系数。方法 采用 模型,基于固–液两相流冲蚀理论建立椭圆截面歧型三通管冲蚀磨损数值模拟模型,预测椭圆截面歧型三通管在工作时发生冲蚀磨损的几何位置。研究椭圆截面歧型三通管的椭圆形状和方位夹角对管道最大冲蚀率的影响,对比i=0.85时的椭圆截面和i=1时的普通圆截面2种歧型三通管在不同质量流率、颗粒直径、液体流量、流体黏度下对管道最大冲蚀率的影响。结果 夹角为60°时,管道最大冲蚀率最大,夹角为50°和70°时,管道最大冲蚀率比较接近,夹角为40°时,管道最大冲蚀率最小。不同夹角时均满足:当i由0.76增大至1过程中,管道最大冲蚀率先缓慢减小,后迅速增大,在i=0.85附近有最小值,最大值比最小值增大3.66倍;i=1减小至i=0.76过程中,相贯线处冲蚀率逐渐减小,主管中部的冲蚀率逐渐增加,且冲蚀区域逐渐由主管中部转移到主管上部,冲蚀最严重的区域由相贯线处转变为相贯线附近的回旋涡流区(低流速区)。i=1时,在不同固相颗粒质量流率和主管流量下,最大冲蚀率均明显大于i=0.85时的,增大倍数分别为1.9倍和1.93倍;在不同固相颗粒直径和流体黏度下,最大冲蚀率均明显大于i=0.85时的,增大倍数分别为2.74倍和2.36倍。结论 椭圆截面歧型三通管i值由0.76增大到1过程中,最大冲蚀率先减小后增大,且在i=0.85附近有最小值;i=0.85时,最大冲蚀率在不同工况下的变化趋势与i=1时基本一致,但冲蚀率的降低效果十分显著。     

注水海底管道穿孔原因分析

采用宏、微观形貌观察,化学成分、腐蚀产物分析等方法对某油田平台注水穿孔海底管道的穿孔原因进行了分析。结果表明:穿孔弯管段碳含量超标,管道内壁疏松的腐蚀产物为Fe_2O_3和Fe_3O_4,是氧腐蚀产物;弯管段穿孔由冲蚀和垢下腐蚀共同作用引起,垢层下的穿孔则是由于垢下腐蚀导致的。     

Oblique Y-groove cracking test of the welding cold cracking susceptibility of domestic X-70 pipeline steel

“Gas Transmitting From West to East Project“ is significant.it should ensure the welding quality and safety of pipeline.The task is very arduous to guarantee the quality of the projcet in the condition of long line.complex weather and geolgy features.in this paper,the welding cold cracking susceptibility of domestic X-70 pipeline steel adopted by the project, which is one of the most interesting questions of welding quality about petrol pipeline,was studied by means of oblique Ygroove cracking test.The crack ration of surface and section was tested under the conditions of different welding materials and preheat temperature.The thickness of plate stell was 14.7mm and 10.3mm.The results reveal that X-70 pipeline steel has good crack resistance.The research has important value for the construction of large-scale pipeline engineering and the application of domestic X-70 pipeline steel.