湿天然气CO2顶部腐蚀研究

渤海某海底管道在天然气输送过程中发生顶部腐蚀,导致停产检修。本研究以管道CO_2顶部腐蚀发生的过程和机理为基础,建立海底输气管道CO_2顶部腐蚀的预测计算模型,并进行实验室挂片CO_2顶部腐蚀模拟实验以及现场海底输气管道CO_2顶部腐蚀检测数据验证,实现对海底输气管道CO_2顶部腐蚀速率的预测。     

海底管道腐蚀与防护措施研究现状

海底管道是海上油气集输的主要载体,是海上油气田开发的生命线。腐蚀是影响海底管道可靠性及其使用寿命的关键因素,对海底管道采取有效防腐蚀措施是保障其正常运行的必要措施。本文主要分析了海底管道的腐蚀原因,论述了海底管道腐蚀防护的研究现状。     

国内外管道腐蚀与防护研究进展

综述了输水管道、输油管道和输气管道的腐蚀因素分析、防护技术及腐蚀检测的方法,对相关的防腐技术进行了比较,并对管道防腐技术的研究方向提出了建议。     

某海底输气管道回收段的腐蚀评价

采用宏观检查、X射线衍射(XRD)、化学成分分析、力学性能测试、金相观察、硬度测试等表征手段对我国某海上油田X70高频电阻焊海底输气管道回收段进行腐蚀评价。通过基于现场环境的实验室内腐蚀模拟试验探讨了海管腐蚀的原因,并预测了管道的剩余强度和剩余寿命。结果表明:管道内壁为极严重腐蚀,计算得到该管道剩余强度为33.24 MPa,剩余腐蚀寿命至少为7.06a。同时提出了后续建议及改进措施。     

海底油气管道内腐蚀分析与防护

海底管道是海上油气集输的主要载体,由于管材一般为碳钢,容易遭受内腐蚀,并造成管线泄漏等失效事件。为降低管道运行风险,减小腐蚀危害,从全生命周期完整性管理的角度分析了海底油气管道内腐蚀发生的原因及机理,提出了基于完整性管理下的设计选材、制管、施工、运营维护等各阶段的腐蚀防护措施。     

新旧海底输气管道联网供气的内腐蚀可能性分析

渤海某油田新建的输气管道并入原有输气管道,本文讨论了该联网供气过程中二氧化碳和硫化氢的腐蚀影响,模拟分析了二氧化碳对输气管道用钢的腐蚀,并分析了油田所产气中的二氧化碳和硫化氢对新旧管道腐蚀的可能性.     

川西输气管道土壤腐蚀因素分析

川西输气管道在运行过程中,频繁出现腐蚀穿孔现象。根据管道腐蚀专业调查,土壤是造成该地区埋地输气管道腐蚀的主要原因。土壤腐蚀受土壤电阻率、土壤含水量、土壤酸碱性、土壤氧化还原电位、氯离子含量、硫酸根离子含量等诸多因素影响,是一个复杂的模糊交互影响腐蚀体系。因此,采用灰关联法对土壤腐蚀影响因素进行分析,为该地区埋地管道腐蚀防护提供决策依据。结果表明,该腐蚀体系腐蚀因素的作用大小为:含水率>氧化还原电位>pH值>容重>氯离子含量>硫酸根离子含量>土壤电阻率,含水率影响程度最大。     

华东特高压直流接地极对输气管道电干扰的监测及分析

通过对浙江省省内输气管道电位数据的监测与分析,研究了华东特高压直流接地极单级运行时对管道的影响范围以及绝缘接头隔离防护效果,并结合目前浙江省的输气管道运营现状,提出相关建议以及应对措施。结果表明:高压直流接地极的影响范围远大于标准给出的范围值,绝缘接头用于直流干扰防护具有较好的隔离效果。     

污水管道腐蚀机理及防护措施探析

污水管道由于长时间浸泡在含有各种杂质的污水中,很容易受到各类因素影响所导致的腐蚀问题,进而出现漏点或者裂缝问题,不仅会影响到污水排放效率,更会对环境造成污染影响。本文将首先分析污水管道腐蚀机理,之后以此为出发点讨论了可以采取的积极防护措施。根据我国目前对于污水管道腐蚀防护研究工作及相关成果,认为通过使用涂层技术、电化学防护技术、使用非金属管道施工材料以及添加抑制腐蚀试剂等防护措施将有着突出的效果。     

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.     

渤海某高含二氧化碳油气田海管腐蚀研究

渤海某油气田海管目前采用油气水三相混输.由于采出气高含二氧化碳,海管可能发生二氧化碳腐蚀.本文介绍了通过在该海管入口及出口安装旁路式海管内腐蚀监测系统,对该海管在油气水三相混输状态下的内腐蚀情况进行了研究.     

某湿气海底管道内腐蚀防护措施探讨

本文对某湿气海底管道的内腐蚀防护措施进行探讨,运用理论分析、预测软件模拟计算和实验室实验等方法,对包括材料选择为碳钢、合金钢内衬和合金钢内衬加碳钢组合的三种方式进行探讨。     

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。     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。     

煤气管道局部腐蚀原因及应对措施

对煤气管道局部腐蚀原因进行了分析,认为管内局部腐蚀的主要原因是由于煤气中杂质的存在而形成的电化学腐蚀,管外局部腐蚀主要是大气腐蚀;提出了预防和减缓管道局部腐蚀的措施。     

天然气长输管道腐蚀分析与防控措施

对山东肥城段天然气长输管道腐蚀穿孔的原因进行分析。结果表明:腐蚀穿孔的主要原因是该管段在敷设后底部长期存有水,管道敷设完成后1a内未投产,产生了氧腐蚀;投产后,天然气中CO_2溶于水,进一步对管道产生腐蚀;在氧腐蚀和CO_2腐蚀共同作用下,管道最终造成穿孔失效。针对腐蚀问题,提出相应的建议,并制定了腐蚀预防与控制措施。     

廉溪大道并行天然气管道腐蚀风险检测与分析

天然气管道廉溪大道段与高压输电线路、通讯光缆、输水管道等并行,且多处与其它管道交叉,存在较高腐蚀风险。通过对廉溪大道并行天然气管道沿线土壤腐蚀性、管道外防腐蚀层状况、阴极保护效果以及交流杂散电流干扰情况检测,并对监测数据分析整理,对廉溪大道并行天然气管道的腐蚀风险有了全面的认识,并对存在的问题提出了处理措施。     

长输天然气管线的腐蚀与防护

文章分析了在我国南方天气和地质环境下长输天然气管线的腐蚀与防护技术.针对中国海洋石油某管网公司的长输天然气管道检测了腐蚀状况,并对该长输管线进行了防腐蚀阴保改造,使该段长输管线达到了保护状态,保障长输管线的安全运行.最后,对埋地天然气长输管线的腐蚀与防护技术提出了建议.     

基于混合分布模型的海底管道腐蚀特性分析

目的 针对海底管道长期腐蚀损伤的随机性、多态性等问题,研究不同服役年限的海底管道腐蚀损伤分布特性及演化规律。方法 提出了一种基于混合分布模型的海底管道腐蚀特性分析方法,该方法以老龄海底管道腐蚀损伤实测数据为基础,通过对不同服役年限下的海底管道腐蚀损伤特征进行统计分析,确定出海底管道腐蚀损伤的最佳分布模型,建立基于混合分布模型海底管道腐蚀损伤随机过程模型。进一步使用ARIMA方法对模型参数进行持续修正,并对管道腐蚀损伤进行预测。结果 不同服役时间下的腐蚀损伤最佳分布不同,Weibull、Gumbel及Gamma分布模型均具有较好的拟合优度,且各分布模型随服役时间的增长呈现出不同的变化趋势,相应分布模型参数呈现出动态变化。结合ARIMA模型修正方法,充分利用实测数据能够不断降低模型的不确定性。结论 海底管道的腐蚀损伤具有明显的多态性和随机性特征,很难采用单一分布模型对管道腐蚀损伤数据进行普遍性描述,既有的腐蚀损伤模型存在一定的不确定性及局限性,而基于混合分布模型的分析方法更能准确地反映海底管道长期腐蚀损伤的实际分布规律。