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西南油气田的输气干线有１８１０km,新建管线还在不断增加,正在使用和新建管线全部采用埋地方式,管线外防腐采用石油沥青涂层和制电流的阴极保护。目前沥青涂层开始出现龟裂、破损、剥离、老化、甚至一些管段涂层已粉化失去保护作用。管线漏电点增多,阴极保护（ＣＰ）的负荷加大,一些管段电位难以达到最低标准。由于保护不足造成管线阳极溶解严重。油气田管线沥青涂层大部分已使用２０年以上,现面临的难题是涂层缺陷检测和查清真实的ＣＰ极化电位分布及腐蚀状况,只有当涂层缺陷被检出并修复后,ＣＰ的电位才能满足标准要求,外腐蚀才可能抑制,因此需要一种能满足工种使用的检测技术,文章通过腐蚀检测技术的现场应用优选,推荐采用清管理智能检测和电流绘系统ＲＤ－ＰＣＭ技术,附带介绍其它涂层缺陷检测技术优缺点。     

辽河油田在线监测硫化氢腐蚀

<正>技术人员将一种特制探头接入外输管线并固定好电池,含硫化氢气体对管线的腐蚀状况即一目了然。以往硫化氢气体对管线的腐蚀检测是在室内模拟进行,检测结果与实际情况偏差很大。为纠正检测偏差,技术     

油田埋地管线腐蚀检测与防护

文章全面总结分析了胜利油田腐蚀与防护研究所多年来从事油田埋地管线腐蚀检测与防腐蚀技术评价研究工作的成果与经验,对目前国内油田埋地管线常见的腐蚀类型、防腐蚀层老化、破损原因以及管体腐蚀原因进行了分析,针对管线腐蚀原因的不同,分别从管线的选材、设计施工、防腐蚀工艺技术、避免不合理生产工艺等方面提出了相应的腐蚀防护措施,展望了油田管线腐蚀与防护研究发展方向。     

超声导波检测系统在油田管道检测中的应用

超声导波检测技术以其检测距离长、可对被检管线实施100%的全面检测等区别于其它常规无损检测技术的显著优势,将为目前油田乃至全国大量存在安全隐患或出现事故可能导致严重后果的埋地占压、穿跨越管线的检测评价提供技术支持。利用中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司某架空φ273 mm混输管线,对Wavemaker G3超声导波检测系统进行了试验应用。结果表明:管道局部腐蚀及壁厚减薄情况与检测结果完全吻合,在管线总体质量较差,对导波传播的影响较大的情况下,Wave Marker G3对被试验管线确保检出精度的单项检测距离达40m以上。     

小管径油、气管线现场磁漏检测系统

统计资料表明，腐蚀是造成油、气管线事故的主要原因。管线老化和输送更强的腐蚀性流体会增长管线腐蚀和事故率。管线事故所造成的环境影响、安全问题和清理管线泄漏油、气的昂贵费用是相当大的。美国和加拿大的大部分油、气管线的管径为60～168mm，管长一般小于3km。有效的现场检测油、气管线技术是非常有限的，同时没有可以采用的检测管径小于114.3mm管线的满足要求工具。现已研制出一种用于检测小管径管线的磁漏式检测系统。     

测定小直径厚壁管线的内腐蚀

针对海底出油管发生破裂这一情况，开展了一系列对管线腐蚀的调查工作，以对管线的现状作出评价，介绍了有关检测设备和检测方法，并对检测结果进行了分析，表明此项试验是成功的。     

海底管线腐蚀检测与控制

针对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司胜利埕岛油田（以下简称胜利埕岛油田）47条海底管线急需进行检测评价、但目前国内外海底管线检测技术研究与应用尚不成熟的现状,通过综合各种腐蚀检测、分析与控制技术的优势,为在役及新建海底管线提出了相应的腐蚀检测、控制与管理方案。包括：平台采出液腐蚀性测试与缓蚀剂评价;管线内检测及水下成像技术检测海底管线的腐蚀、损伤、变形与悬空;海底管线防腐蚀选材设计以及管线基础液化监测等。     

小管径油气管线现场磁漏式检测系统

腐蚀是造成油气管线事故的主要原因，而有效的现场检测油气管线技术是非常有限的，本文介绍了一种用于检测小管径管线的磁漏式检测系统，通过实例证明了该检测系统在小管径的应用中能够获得精确的腐蚀数据，大大减少了管线事故和维修费用。     

天然气管道腐蚀分析与对策

对于埋地管线而言,腐蚀问题始终是贯穿其安全生产的重要因素.天然气管输过程中,管道内外壁普遍发生腐蚀,含液条件下还会使涂层及缓蚀剂失效.管道腐蚀的应对措施包括以下几方面:管线材质的选择,内部腐蚀防治,外部腐蚀控制,加强腐蚀检测等.金属遭受腐蚀的环境是多种多样的,影响腐蚀过程的因素纷繁复杂,其腐蚀机理也是各不相同的,因此,应根据腐蚀体系的具体情况采取合理的防腐蚀措施.     

涡流和内窥镜检测技术在换热器管束腐蚀检测中的应用

针对炼油企业换热器管束出现腐蚀、泄露等问题后缺乏现场检测手段,提供了一种实用的换热器管束检测方法。该方法先通过涡流检测的快速定位功能确定管束内壁出现腐蚀的部位,再利用内窥镜观察腐蚀部位的具体情况,有效融合了无损检测技术中涡流和内窥镜检测各自的优点,为换热器的腐蚀原因分析和预估使用寿命提供了技术支持。