某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

内腐蚀管道最小剩余壁厚有限元分析

针对内腐蚀管道缺陷处泄露失效问题,建立三维管道有限元模型预测管道的失效压力,并求解最小剩余壁厚,探究管道壁厚、管道内压、缺陷尺寸对最小剩余壁厚的影响。研究结果表明:缺陷深度和长度是主要影响失效压力的因素,宽度影响较小,可忽略宽度方向尺寸的变化;有限元计算的最小剩余壁厚结果与实验结果吻合较好,结果可以满足工程实际应用。     

热电部6号锅炉水冷壁炉管开裂原因分析

热电部锅炉水冷壁的炉管发生开裂失效。装备研究院对开裂炉管进行了宏观检验、壁厚测定、化学成分分析、金相组织检验、硬度检测、力学性能试验、扫描电镜检验及水质分析,认为水质超标是腐蚀和结垢形成并快速发展的主要因素,管内壁酸洗未形成有效的保护膜,是腐蚀发生的诱因;两者共同作用导致炉管向火面焊缝附近产生材质劣化、裂纹和壁厚减薄,使得炉管在工作压力下产生应力腐蚀,最终发生开裂。结合失效原因向生产厂提出了有针对性的建议。     

高含硫气田湿气集输管道冲蚀风险预测研究

通过对普光气田集输管道现场检测发现,管道多处发生明显的冲刷腐蚀,造成壁厚减薄。基于湿气集输管流流体动力学数值模型,开展气液两相冲蚀风险预测与评价研究。结果表明,普光气田集输管道气液相交界面上剪切应力较大,易发生冲蚀;上倾管段为段塞流流型,其下部管底区域剪切应力较大,流动腐蚀风险较高,是腐蚀监测的重点区域;集气站内集输管道环形障碍物后、分流支管入口、接管两侧及管汇主管中下部区域冲蚀风险高。研究结果为普光气田集输管道腐蚀监测与控制及安全管理提供了技术参考。     

阿姆河右岸异常高压含CO2气田采气井口节流管段的腐蚀失效分析

阿姆河右岸B气田采输管道内CO 2分压0.6 MPa,采气井口节流管段的内壁腐蚀严重。对腐蚀管件进行电镜扫描、能谱分析、XRD组分分析、金相分析、硬度分析和动态分析。结果表明:腐蚀管件硬度满足材料性能要求,腐蚀产物主要成分为FeCO 3,含有Ba和Si等其他成分;管件失效的主要原因是天然气中的CO 2在适宜温度、含水的条件下导致碳钢管道内壁发生电化学腐蚀反应,节流效应导致流体形成强大的冲刷作用,缓蚀剂无法在节流管段内壁形成保护膜,腐蚀产物难以附着成膜;流体自井底携带的泥砂加剧了对节流管段的冲蚀作用,管道内壁的金属暴露在腐蚀环境中,腐蚀速率将大大增加。提出了采用耐腐蚀合金堆焊材料的治理建议。     

焊接弯头下游腐蚀穿孔有限元分析

某焊接输油管道在服役中发生了腐蚀穿孔失效,宏观检查发现弯头与直管段间对焊焊缝余高严重凸起,弯头处堵塞14 mm的煤焦油层,弯头下游管壁明显减薄并且有局部穿孔现象。通过ANSYS有限元分析软件对流体模拟并进行失效分析,结果表明,现场焊接中采用不当的焊接工艺,使管道内壁焊缝严重凸起是导致管道腐蚀穿孔失效的根本原因。最后提出厚壁管道焊接时应进行带钝边的V形坡口加工。     

某天然气长输工程外腐蚀失效分析

文章针对油气长输管道易发生腐蚀失效的问题，对某天然气长输工程中管道腐蚀失效区域进行宏观和扫描电镜观察以及腐蚀产物能谱分析；对管子进行金相和化学成分分析、力学性能检测；并对管道周围敷设土壤进行分析。分析结果表明，管子外部机械损伤首先导致管壁产生极大的损伤缺陷和壁厚减薄，同时造成管道外防腐层的破损；其二，该损伤点直接暴露在土壤电解质环境中，进一步发生化学或电化学腐蚀，直至发生局部壁厚减薄失效。上述分析揭示了管道安装过程中的机械损伤和运行期间的腐蚀作用共同诱发管道失效的一般现象。文章针对失效原因，提出了在采购、施工安装、运行维护阶段的相关建议措施，对相似问题的处理具有一定的参考价值。     

海上采油平台井口管道腐蚀失效分析

采油平台井口管道是腐蚀高发部位.通过对井口管道进行材质分析、电镜分析、能谱分析、X射线衍射分析和电化学分析等方法对腐蚀形貌特征和腐蚀原因进行了研究.研究结果表明,导致A06H井失效管段内壁腐蚀的主要原因是紊流形成的冲刷腐蚀和电偶腐蚀共同作用的结果.     

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。     

塑料管插入法修复旧管道

对于内壁遭受大面积腐蚀且壁厚减薄率相当大的输送管道(以下称为旧管道),经常采用的一种修复方法是内衬塑料管法,就是把一层塑料管衬在管道内表面上,达到既增加管道强度又避免内腐蚀的双重目的.文章系统介绍了旧管道内衬塑料管修复技术中的插入法.     

净化装置高速泵叶轮失效原因分析

针对铸态304不锈钢材质叶轮服役期不超过6个月即发生断裂失效现象,采用叶轮化学成分分析、宏观分析或低倍显微镜观察、金相分析及断口电镜分析等手段进行失效分析。结果表明:叶轮断裂失效的主要原因是泵内介质(主要是H_2S)产生冲刷腐蚀,导致局部壁厚减薄形成应力集中;由于交变应力的作用,应力集中处产生疲劳裂纹,逐渐扩展,直至疲劳断裂。     

某油田天然气输送管线泄漏原因分析

某油田天然气输送管线在半年内连续4次发生泄漏,给管线的正常运行带来极大的安全隐患。为了找到管道发生泄漏的原因,截取了部分泄漏管段,对其进行了宏观形貌、理化性能、扫描电镜、能谱分析及X射线衍射等分析研究。结果表明:该输送管道的材质满足GB/T 9711.2—1999对L245MB焊接钢管的要求;管道内壁的腐蚀机理为CO2和H2S腐蚀;发生泄漏的主要原因是管道内外的温度差导致管内水蒸气凝结于管底形成液态水,与管道内腐蚀性气体CO2和H2S共同作用,导致管壁腐蚀减薄直至发生刺漏。     

某站场脱水装置重沸器烟火管开裂原因分析

针对某站场脱水装置重沸器烟火管发生开裂失效问题,采用宏观形貌分析、拉伸性能试验、金相组织分析和扫描电镜及能谱分析等方法研究了该管道失效原因。结果表明其失效的主要原因是：因烟火管的结构特点产生的局部高温和富三甘醇杂质的沉积,使局部高温处形成盐垢;盐垢下的钢管与水蒸汽在高温下发生氧化反应,形成腐蚀,使管体壁厚减薄。局部高温和化学反应热的共同作用,使钢管发生局部的膨胀变形,形成内凹形变。在腐蚀、热应力、管体塑性形变等外因素的共同作用下,裂纹萌生和扩展,最终穿透整个管壁。通过提高副烟火管与主烟火管结构部位处溶液的流动性,减少因杂质的沉积产生的局部高温区域的面积是预防此类失效的有效措施。     

输气管线内腐蚀检测评估技术

输气管线内腐蚀评估参照《输送干天然气管道内腐蚀直接评估标准(DG-ICDA)( NACE SP0206-2006)》,其包括预评估、间接检查、直接检查和后评估四个阶段.以某含CO2输气管道内腐蚀评估为例,对管道发生积水的关键倾角、可能存在的积水部位、易发生腐蚀的部位和发生积水时管道的腐蚀速率等参数进行了分析计算.利用瞬变电磁管壁厚度检测技术对评估结果进行检测复验,结果表明:在管道1 418m之前,共检出15处平均壁厚减薄超过5％的测点,计算预测发生内腐蚀位置与实测内腐蚀发生位置吻合;在管道超过1 500 m以后,即使在1 900 m附近,再无明显壁厚减薄被检出,即1 500 m后管道未发生过积水内腐蚀.     

L485M输气管道水压试验泄漏原因分析

针对某L485M钢级输气管道在水压试验中发生泄漏的现象,对泄漏部位进行了外观检验、理化性能及腐蚀产物分析。结果显示,该管线泄漏点位于管道6点钟位置,管线内壁腐蚀严重,主要表现为全面腐蚀及较深的腐蚀坑;泄漏的主要原因是由于土壤及水等进入管道,钢管内壁受腐蚀减薄,钢管承载能力下降,当试验压力大于钢管承载能力时,钢管开裂泄漏。对于新建管线,建议及时进行管道内部清理,避免对钢管内壁造成腐蚀,对于不能及时投入使用的新建管线,应在内部清理、干燥后进行封堵,避免泥土及水分等进入管线内部而导致腐蚀。     

保温管道脉冲涡流检测U型探头的试验研究

针对有包覆层铁磁性管道壁厚减薄缺陷的不拆卸在线检测,提出两种U型脉冲涡流检测探头,分别对有外部腐蚀及内部局部腐蚀的管道进行检测。研究结果表明:对于带包覆层的外部缺陷采用半圆形U型探头的检测效果更佳;而对带包覆层管道内壁局部减薄缺陷检测,建议采用直角形U型探头。当腐蚀深度大于2 mm的缺陷建议采用半圆形U型探头;当腐蚀深度小于2 mm局部缺陷建议采用直角形U型探头。     

基于超声波检测的管道内缺陷剩余强度研究

利用超声波检测装置对管道内壁的标准缺陷进行检测,将检测结果与标准缺陷的尺寸数据进行对比分析。建立管道内缺陷的三维模型,采用有限元软件ANSYS对其失效压力和等效应力进行研究,分析不同尺寸的缺陷对管道失效压力的影响;同时利用ASME B31G评价准则对缺陷数据进行分析,获得腐蚀缺陷的失效压力和剩余强度。结果表明:超声波检测技术在管道内腐蚀缺陷检测具有可行性与可靠性;当缺陷深度为壁厚的65%以上时,随着缺陷长度的增加,非线性随机有限元预测结果与ASME B31G分析结果比较接近;当缺陷深度约为壁厚的35%时,随着缺陷长度的增加,两者结果相差较大。     

杏北油田聚驱注入系统管道腐蚀因素分析

为揭示油田聚驱注入管道严重腐蚀原因,以杏北油田为例,对聚驱注入系统失效管道进行了宏观观察及微观分析,并根据现场工况设计了室内模拟实验。观察了失效管段内涂层及基材,分析了腐蚀坑的形貌、成分及腐蚀产物,探讨了聚驱注入介质流速、含氧量、聚合物质量浓度对腐蚀速率的影响和作用。实验结果表明:管道内涂层失效是导致管道穿孔的重要因素;管道基体存在原发性缺陷大大降低了管道的使用寿命;细菌,特别是硫酸盐还原菌的存在加速了管道腐蚀;溶解氧的存在显著增加了腐蚀速度。以上几个因素是导致杏北油田注入系统严重腐蚀的主要原因。     

蒸汽发生器炉管失效分析

对刺穿失效的蒸汽发生器炉管对流管段进行了宏观分析、材料及腐蚀产物成分分析、金相分析及扫描电镜分析。分析结果表明,蒸汽发生器炉管失效主要源于向火面一侧的内表面腐蚀。腐蚀产物主要为Fe2O3,表明炉管内存在较为剧烈的汽水腐蚀、氧腐蚀和电解腐蚀;冲蚀和气蚀是导致炉管表面产生裂纹、脱落,不断减薄以至失效的重要原因。研究分析认为,要延长炉管寿命,应从严格进行水处理,选择耐腐蚀的炉管材料,实行腐蚀保护或在线监测等方面着手解决。     

脱硫装置再生压力管道的定期检验

基于对脱硫装置再生压力管道失效因素的风险分析,制定了针对性的检验方案。依据检验方案对压力管道进行宏观检查、壁厚测定、硬度检测、射线检测、超声波检测、表面无损检测及金相分析。结果表明,该装置压力管道主要存在的问题为安装时焊接遗留缺陷及在使用过程中出现的腐蚀减薄问题。