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。     

海底管线缺陷的模糊综合评判

利用检测服役期间海底管线缺陷检测的有关数据，探讨用模糊理论来评定缺陷等级的划分方法，以便对管线进行检测与雏护。建立了模糊综合评判的数学模型。并讨论了隶属函数和权重的构建方法。应用模糊综合评判来确定管线缺陷级别。实例表明是可行的。     

某油田联络管线腐蚀原因分析

为减少某油田联络管线腐蚀穿孔次数，降低经济损失，有必要对腐蚀原因进行识别。通过对腐蚀穿孔现场的勘察及管线检测结果、运行数据、流体介质参数等资料的综合分析，发现管线内流体介质具有高腐蚀性、防腐层破损、环焊缝金属与本体金属成分不同、施工工艺不科学及复杂应力作用等重要因素，造成了管线本体腐蚀、环焊缝处腐蚀及锚固墩处腐蚀。对某油田联络管线进行了整改：更换起点站库出站5 km管线；拆除所有固定式锚固墩，在必要处安装可更换式锚固墩，做好锚固墩与管线连接部位的防腐措施；做好管线内、外检测，以及修复、补强工作；对强度不达标的环焊缝处进行碳纤维补强，并提升焊接水平。分析腐蚀原因并做好整改措施，可延长管线使用寿命，保障管线安全平稳运行。     

基于可靠度的旧有海底管线试压评估方法

介绍了一种全新的评估海底管线安全可靠性的方法——基于可靠度的海底管线试压评估方法。用经验公式估算了管线腐蚀量，计算了海底管线在原设计条件下的可靠度值。根据DnV2000规范标准，考虑温度和内压对管线的共同作用，依照管线使用前后可靠度相等的原则，按管线壁厚估算了管线等效压力值，得到两者的关系曲线。再根据腐蚀试验报告，采用相应的等效试压值对管线试压，根据试压结果对管线的安全可靠性做出正确评估．该方法费用低，周期短，是对海底管线安全可靠性评估一种新的尝试，并在实际工程中得到了应用。     

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。     

检测管线保温层下腐蚀的新技术

电磁波沿地下钢管线传播 ,当遇到管线外表腐蚀时波形会发生改变。根据这一特性开发研究出一种新型的无损检测技术 ,该技术可以快速评价保温及埋地管线的外腐蚀状态。将宽带电磁波引入使管线励磁 ,电磁波就会沿管线传播 ,当遇到腐蚀时就会改变原有的线路。这种电磁波能够沿管线传播几百英尺 ,并在不需完全接近管线表面的情况下对管线进行全面检测。这是常规无损检测方法所做不到的     

加氢装置分馏重沸炉出口管线腐蚀原因分析及预防

某石化公司柴油加氢装置在运行5 a后发现分馏重沸炉出口管线发生腐蚀减薄。为保障装置安全生产,分析管线减薄原因,对装置进行了停工检修,并对减薄管线进行检测分析。对腐蚀管线内壁进行宏观分析,发现管线减薄均匀,弯头外弯处有冲刷痕迹,判断管线发生了均匀腐蚀和冲刷腐蚀。进行金相分析,发现送检样品材质符合20号钢材质要求,判断腐蚀原因不是本体材质缺陷。进行电镜分析,发现送检样品腐蚀处O,S和Fe三种元素含量较高,判断腐蚀处含有铁的硫化物和氧化物,符合高温硫腐蚀的特征。分析其腐蚀机理后,确定了其腐蚀类型是高温硫腐蚀和冲刷腐蚀,提出了管线材质升级、扩径改造和控制原料油参数等防护措施。     

腐蚀管线剩余强度的三级评估

ＡＮＳＩ／ＡＳＭＥ Ｂ３１Ｇ准则用来评估腐刨管线的剩余强度是一种很有用的工具。然而，高分辨率的检测要求理斩和不太保守的评估方法，以便能够利用腐蚀形状的准确检测结果，而且保留Ｂ３１Ｇ准则的简单性。因为很多变量影响失效，而且老管线的一些数据是不确定的，所以预测腐蚀管线的剩余强度是很困难的。     

濮城油田混输管线防腐措施

混输管线输送的介质十分复杂，一般含有油、气、水、砂和CO2、H2S等腐蚀性介质。为有效控制管线腐蚀，延长其使用寿命，针对管线内腐蚀的特点，主要采取了如下做法：对新建和更新改造的管线确定其最佳流速，对已建成的金属管线投加缓蚀剂．对产出水矿化度高的区块，采用非金属管线。通过采取上述防腐措施，节约了投资，延长了管线的使用寿命。     

桩11—8井外输管线腐蚀与防护

利用材质分析、金相检验、腐蚀速率测试等手段对中国石化胜利油田有限公司桩西采油厂桩11—8井外输管线样品进行了测试分析，最终确定腐蚀原因为：该管线输送介质腐蚀性极强，20钢不适用于输送该介质，且1号管线存在的D3e级大块非金属夹杂物为引起1号管线局部腐蚀穿孔的主要原因。治理措施为：对该环境下的新建管线应采取适宜的内防腐蚀技术，推荐采用表面处理技术或添加缓蚀荆；对于目前已投入运行、尚未出现穿孔的管线，应采用非开挖内涂衬技术，以提高管线运行可靠性。     

湿气管道内腐蚀直接评估法在靖边气田的应用

靖边气田属于中含CO_2,低含硫气藏。采出天然气中含有CO_2,H_2S和高矿化度水等腐蚀性介质,会对管线内部产生一定的腐蚀,随着投运年限的不断增加,腐蚀程度也随之加剧。本文主要阐述了WG-ICDA(湿气管线内腐蚀直接评估方法)在靖边气田天然气管线上的应用效果,并通过管线取样检测方式对检测结果进行准确性验证,明确了WGICDA在靖边气田采气管线全线内腐蚀检测中的适用性。     

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。     

谈加氢裂化装置高压临氢管的腐蚀

针对加氢裂化高压临氢管线的分类、腐蚀机理做一简要说明，着重介绍管线的检测与修复。     

原油管线腐蚀原因分析

概述了原油长输埋地管线的腐蚀情况，管线腐蚀主要原因是因玻璃纤维布严重破损而发生的由外及里的微电池腐蚀、由里有外的含硫原油中的二氧化碳腐蚀及H2S－H20型腐蚀、耗氧腐蚀和二氧化碳腐蚀，分析了管线腐蚀的腐蚀机理，提出了防腐蚀措施及对策。     

成品车间90号汽油管线穿孔原因分析

对中国石油化工股份有限公司长岭分公司油品管理处成品车间付陆城码头90号汽油管线穿孔原因进行了详细分析,指出主要是由于管线防腐层局部损伤,致使防腐层抗渗透破坏能力减弱,从而发生小孔腐蚀和硫酸盐还原茵腐蚀,最终导致管线局部腐蚀穿孔,并非人为破坏。作者建议更换防腐层材料、优化管线吊装方法,加强埋地管线运行中的防腐检测可使问题得到解决。     

管道检测评价技术在真联输油干线的应用

通过PCM在线漏电探测仪及壁厚探测仪，对停用真联输油干线外防绝缘损坏情况及管线剩余壁厚进行检测，并参照美国ASME 31G-1991国家标准《确定已腐蚀管线剩余强度手册》，对该干线进行计算评价，为该管线保留再利用提供决策依据。     

非金属管材在油田集输系统的应用

在油田开发过程中，油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损使管线使用寿命缩短。为了正确了解油田集输管线使用情况，为制定油田管线下步发展规划提供依据，对孤岛采油厂地面输油管线的腐蚀原因从流体流速、矿化度、含水、含砂等情况进行了详细分析，认识到管线材质是管线腐蚀的内因，输液量的不断增加是管线腐蚀的外国。指出了非金属管材是油田管线更新换代的必然选择，详尽地介绍了非金属管材在孤岛采油厂的应用情况及使用效果，并对下一步工作提供了建设性意见。     

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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。     

南海番禺气田海底管线内腐蚀评价与预测

通过对海底管线天然气中腐蚀性气体含量、残留水的矿化度、盐含量和总铁离子含量分析发现：南海HZ21-1平台至珠海陆地终端的海底管线存在一定的内腐蚀倾向；利用美国OLI公司的Corrosion Analyzer腐蚀预测软件对海底管线的内腐蚀倾向进行了预测，预测结果表明：海底管线的腐蚀速率随温度的升高而增加，随输送压力的升高而增加，腐蚀速率受温度的影响较大，受压力的影响较小，腐蚀速率预测值均小于0．0764mm／a，属于轻微腐蚀。