集输管道外腐蚀检测评价技术优选

外防腐层和阴极保护系统是否完整是目前影响在役钢制油气管道腐蚀的主要因素,根据直流电位梯度法、交流电位梯度法、多频管中电流法、密间隔电位测量法的特点进行分类,选取了3种不同类型集输管线进行检测,并通过直接开挖进行了验证:对于无阴极保护的单井及站间管道的外腐蚀检测可采用交流电位梯度法加多频管中电流法技术;对于有阴极保护的站间管道可采用直流电位梯度法加密间隔电位测量法技术。不同检测方法的组合可有效地检测评价外防腐层的腐蚀缺陷情况和阴极保护的有效性,为管道管理者提供科学、精确的防腐数据,也为后续的修复提供科学依据。     

在役油气管道外腐蚀检测评价技术简析

腐蚀是影响管道完整性和可靠性的重要因素,目前中国的在役油气管道在投产1～2年后普遍会发生不同程度的腐蚀穿孔现象,造成油、气泄漏。针对该问题,有计划地开展在役油气管道的外腐蚀检测评价显得尤为重要。通过对直流电位梯度法(DCVG)、交流电位梯度法(ACVG)、皮尔逊法(Pearson)、多频管中电流法(PCM)、密间隔电位测量法(CIPS)等检测技术进行梳理和比较,并对间接检测结果进行了分级,检测结果可以为下一步直接检测、开挖验证提供数据指导,为管理者提供科学、系统的防腐系统数据。     

油气管道腐蚀检测评价技术及应用

本文系统阐述了油气管道的内外腐蚀检测技术。对某油田油气管道站场内的架空管道开展了常规检测及新技术的综合检测评价。对于埋地管道,分别从腐蚀环境、腐蚀防护系统非开挖检测、开挖直接检测进行外部腐蚀评价。依据输送介质、工况及管道分布进行流场分析及开挖直接检测对内腐蚀危害进行评价。     

污水管道腐蚀检测与评价

对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司埕岛油田中心二号平台污水系统三相分离器进污水罐管道进行了壁厚检测,在此基础上对管道的特殊腐蚀形态和腐蚀原因进行了探讨.通过检测评价与分析,确定了被检管道不同腐蚀程度的具体部位,为被检管道的更换、维修和维护提供了科学依据.     

埋地管道外腐蚀检测评价方法与标准探析

埋地管道外腐蚀检测是保障管道完整性的重要工作内容。由于检测方法的局限性,部分高电阻率环境、杂散电流干扰段、深埋管段等特殊地段的管道外腐蚀检测还存在瓶颈和盲区。本文着重介绍了最近修订的石油行业标准SY/T 0087.1中新增的试片断电法和防腐层电导率法,用于特殊地段的管道外腐蚀检测与评价,为解决特殊地段检测难题提供了指导方法。     

埋地钢质管道外腐蚀检测技术

介绍了埋地钢质管道外腐蚀检测技术中的Pearson检测法、管中电流测绘法、密间隔极化电位法、直流电位梯度法.分析了这几种常用检测方法的原理及应用情况,认为实际应用中应根据需要选择合适的联合检测方法,以获得更全面的检测效果.     

石油管道腐蚀检测评价技术研究

任何防腐措施都存在失效的可能,腐蚀是不可避免的。尽早准确地发现管道腐蚀出现的区域、时间及破损状况,通过管道腐蚀检测评价技术理论及工程事例来对管道的运行、维修和更换方案,提供理论依据,这对石油管道的腐蚀治理具有很好的指导意义。     

天然气管道腐蚀检测与评价体系

为了保证天然气管道的安全运行,确保对在役管道运行存在的安全隐患早发现早治理,塔里木油田开展了多年的天然气管道运行状况的评价工作,初步形成了一套较为完善的管理体系,这一管理体系为保证天然气管道的安全运行提供了保障。     

储油罐及管道外腐蚀机理分析及对策

以丽水莲都油库为考察对象,分析了成品油储罐及输油管线的外腐蚀原因、机理,提出了防腐对策。认为外腐蚀主要是在自然环境中,受积水浸泡、热胀冷缩应力、风力侵蚀、冰冻和输转油过程中机械震动引起的表面有机涂层翘起剥离所致。为此,提高外防腐层施工质量、优化罐顶、罐底和管道钢底座的结构,采用热喷涂技术是防止外腐蚀的主要措施。     

输气管线外腐蚀状况检测与评价

储运销售公司前大分输站至松原分输站天然气输气管线始建于1995年,投产于1996年,外防腐层采用石油沥青防腐,未施加阴极保护,经过10余年的运行已经频频发生腐蚀穿孔泄露事件。本文介绍了该管线的外腐蚀调查情况,分析了引起腐蚀的原因和机理,并提出处理意见。     

长输管道腐蚀及检测技术

文章分析了长输管道的腐蚀原因,由外及里的土壤腐蚀和由里及外的输送介质腐蚀是长输管道失效的主要原因。介绍了长输管道腐蚀的常用检测技术,比较了常用检测技术的优缺点,指出对管道进行外防腐蚀层、阴极保护效果和内壁检测是全面评价管道腐蚀状况的有效手段。开发智能检测爬行机、管道腐蚀风险评估和预测技术应成为国内管道监检测技术的研究重点。     

长庆油田油气管道腐蚀检测与剩余寿命评价

埋地油气管道发生腐蚀将会导致油气管道穿孔、泄漏甚至破裂,造成巨大的财产损失,因此有必要对存在腐蚀缺陷的油气管道进行检测并对其剩余寿命进行预测。以长庆油田油气管道为研究对象,分析其管道的腐蚀特征及防护措施,结合各检测技术的优缺点,采用CIPS与DCVG联合检测方法对管道腐蚀进行检测,效果较好。同时在管道剩余寿命预测方法的研究基础上,提出采用灰色理论预测和人工神经网络相结合的方法来预测油气管道的剩余寿命。     

基于内检测数据的腐蚀管道完整性评价

完整性评价是完整性管理中的重要环节。GB 32167-2015《油气管道完整性管理规定》中建议优先采用内检测数据对管道的完整性进行评价。基于工程实例,对某管线内检测检出缺陷进行分级、分类评价,并根据评价结果制定相应的维修响应策略。结果表明,该管道的内腐蚀较为严重,且集中在5~7点钟方向,可采用预估维修比(ERF)作为缺陷是否需要进行维修响应的判定条件。通过综合分析,所有缺陷ERF均小于1,剩余强度满足要求;应立即响应的缺陷共有6处,可在1 a内计划响应的缺陷共有85处;应在2024年7月13日前再次开展内检测作业。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

油田埋地钢质管道腐蚀检测与安全评价

1．油田埋地管道检测方法的初步认识 1.1 常用检测方法的优缺点分析 （1）变频—选频法。该检测方法的优点是：现场应用方便，不受测量管段外有无分支或绝缘法兰的影响，不用断开阴极保护电源，而且测试距离长，能够对测量管段进行绝缘层电阻的综合评价。缺点是：只能测试一段距离的管线的防腐层绝缘电阻值，无法准确确定破损点的位置。     

集输管道腐蚀评价及剩余寿命预测

基于大庆油田石油集输管道局部腐蚀检测数据，对利用极值分布方法预测油田集输管线腐蚀剩余寿命进行了探讨。利用概率统计方法对腐蚀深度数据进行了分析处理，通过极值分布概率统计给出了腐蚀管道理论最大腐蚀深度，并依据局部腐蚀进展经验公式，预测了管道腐蚀后的剩余寿命。     

隧道内管道外腐蚀的控制

榆林—济南输气管道工程共有十多处隧道,其中山体隧道长11 278.23 m,隧道内管线低墩敷设,两端封闭;黄河隧道长825 m,隧道两端封闭,隧道内灌满水。对隧道内的管道采用加强级三层PE防腐,并对黄河隧道内的管道采用特殊的铝基牺牲阳极进行保护。经计算,特制铝合金牺牲阳极直径为200 mm,长为1.2 m,单支重101.7 kg,共需要4支,阳极的工作寿命为17.4年。电缆与管道及牺牲阳极的连接必须保证电流的连续性,且焊接强度应大于60 kg,检查合格后,电缆与管道及牺牲阳极的连接处用环氧树脂密封绝缘。     

外腐蚀管道玻璃钢补强有限元分析

文章论述了用有限元方法建立的外腐蚀管道玻璃钢补强力学分析模型，以及与该模型计算结果基本吻合的实验验证数据。分析了影响玻璃钢补强的因素，即，补强材料的特性、腐蚀管的材料性能、缺陷程度、输送参数等。计算表明，钢管和缺陷尺寸决定了补强片的最小厚度；相同内压和相同的缺陷下，管径越大，其要求的补强片厚度越大。为满足工程需要，文章讨论了2种外腐蚀管道补强的安全评价线图，在实际应用中，可以根据不同的管径和具体缺陷，对玻璃钢补强建立安全评价线图。