论阴极保护条件下管道涂层剥离后的腐蚀状况

从沧临线腐蚀穿孔的实例出发,分析了在阴极保护条件下,埋地带涂层管道产生腐蚀的原因。进而得出剥离涂层下的阴极保护“死角区”是最易发生管道腐蚀穿孔的部位,并讨论了这种“死角区”的形成条件和影响“死角区”腐蚀的主要因素。最后提出了采用雨季和旱季阴极保护电流的变化以及腐蚀穿孔位置与时间频数图的方法来发现阴极保护下的“死角区”,并及时加以修补以减少埋地管道突发性穿孔事故的发生几率。     

旧管道检测修复技术

道主要是通过涂层防止腐蚀的,其次是依靠阴极保护预防其缺陷或裸露部位的加剧腐蚀。输送油、气、水等介质的埋地管道在运行多年以后,其管内防腐涂层就会逐渐老化和变质,失去保护作用。此时,对管道提供所需的阴极保护电流量就会增加,有时涂层从管道内剥离或脱落,使屏蔽阴极保护电流不能到达管体的表面,加剧了管道内壁的腐蚀。由于管道保护措施失效对经济、环境及安全造成影响,为此,精明的管道输送公司已制定出一定措施。主要是建立管道的一系列检测机具、检测方法和检测标准,尽可能将管道损坏降低到最小程度,并对发现的隐患及时进行处理。尤…     

阴极保护系统运行及效果评价

埋地钢制天然气管道会受到化学腐蚀和电化学腐蚀作用。榆林南区集输支干线均采用阴极保护(CP)和防腐涂层相结合的方法进行腐蚀防护。简单阐述了埋地管道腐蚀产生的原因和阴极保护的原理、系统组成。重点对榆林南区阴极保护系统运行现状进行简要分析、评价,并提出了优化意见。     

西南山区油气并行管道腐蚀速率分析

西南山区管道埋设地质条件复杂,多条管道在同一管道廊带并行敷设,每条管线均采用独立的阴极保护系统,线路阴极保护系统之间存在相互干扰的风险。对西南山区并行管道阴极保护系统通断电后目标管线阴保系统产生的影响进行了研究,并对相互干扰的管地电位进行了长达数月的连续监测,选取2个典型并行管段共计5处测试点进行腐蚀速率分析。结果表明,5处位置的土壤自然腐蚀速率为0.080~0.217 mm/a,阴保下的腐蚀速率为0~0.126 mm/a,阴极保护效果良好处腐蚀风险低,土壤自然腐蚀速率是阴极保护下腐蚀速率的几倍、十几倍,在阴极保护良好的条件下并行管道阴极保护间的相互干扰对管道的腐蚀影响效果并不显著。      

埋地输气管线腐蚀综合评价

为了保证输气管道的安全平稳运行,通过对某沙漠地区输气管线的腐蚀情况进行综合评价,包括PCM检测,阴极保护有效性检测,管体内腐蚀缺陷检测、成像与剩余强度评价以及剩余寿命评价。结果表明,该埋地输气管线的外防腐层存在漏点80个,阴极保护全部达标,管体外表面腐蚀是由防腐层破损而引起的,管体壁厚减薄处最小值为5.45 mm,该管道腐蚀缺陷在接受范围内,管道平均腐蚀速率较低。     

低温条件下管道外涂层的性能研究

石油和天然气行业中,管道过度阴极保护的危害非常大.在环境温度下,过度保护可能会导致外部涂层的阴极剥离.对低温条件下管道的阴极剥离和阴极过度保护之间的关系进行了研究,试验表明,阴极保护电流的增加可以加速涂层的阴极剥离;对于自腐蚀电位条件下,低温环境管道涂层阴极剥离相对较小;盐溶液中产生的阴极剥离大于土壤泥浆的测试结果;冷...     

油气田集输管道阴极保护系统综合测试评价

埋地钢质集输管道腐蚀防护系统由绝缘涂层和阴极保护共同构成。由于埋地管网情况复杂,服役时间长,管道容易发生绝缘失效、金属搭接、阴极保护干扰等现象。为了综合测试评价集输管道所受阴极保护效果,制定了阴极保护系统的测试评价方法。论述了阴极保护系统测试评价方法的基本内容,运用该方法对西南油气田公司某作业区管网的阴极保护系统进行测试评价,对测试出的问题进行修复后,集输管道极化电位均满足-850 m VCSE准则,管道达到保护。     

大港油田多点保护技术的研究与应用

多点阴极保护技术解决了油田长输管线阴极保护中部分管段的保护电位低和涂层电阻不均匀性影响保护效果的问题，同时可不需采用涂层大修、小修或更换管线来解决阴极保护电流漏失严重的问题，也解决了需建站或管线大修或设专人管理的问题，降低了管道的维护成本，节约了工程投资。多点阴极保护技术弥补了我国管道阴极保护技术的不足，减少管道维护和管理成本，提高了油田的管道运营效益，具有良好的应用前景。     

油气管道阴极保护常见问题分析

目前,管道均采用涂层防腐和阴极保护联合防护技术,并在油气管道养护中发挥了重要作用。但在阴极保护运行中,还应注意以下几个问题:①管/地电位测量中IR降的消除;②公路、铁路穿越套管内部钢质管道的阴极保护;③钢筋混凝土固定墩的绝缘防护;④阳极地床的选址;⑤防腐层剥离后的屏蔽;⑥牺牲阳极保护电位的测试;⑦由接地极引发的电偶腐蚀。     

天然气管道智能清管技术及应用

管道在输气过程中，因管道内部受到冲刷和腐蚀等会造成壁厚减薄；管道外壁则会因绝缘层的缺陷、阴极保护不能达到要求等因素造成化学腐蚀、电化学腐蚀；还有随着生产年限的增长，天然气管道还有可能遭到第三方破坏；加之由于城镇化建设速度的加快，部分管道所处的地区类别升级，管道运行风险增加。因此，全面了解和掌握管道现状，将管道风险降到最低是至关重要的。天然气管道智能检测技术是我国最近引进的高新技术，它是掌握管道缺陷情况的重要手段，其结果是对管道进行大修改造、消除管道安全隐患、完整性评价的重要依据。文章主要介绍了目前天然气管道的智能检测技术以及在中国石油西南油气田分公司重庆气矿的应用情况，并分析了应用过程中存在的问题，提出了今后的改进措施。     

埋地钢质管道应力腐蚀开裂特征和影响因素

对威胁埋地管道安全运行的两类开裂(高pH应力腐蚀开裂和近中性应力腐蚀开裂)的发生条件和形貌特征进行了比较,具体讨论了溶液环境、阴极保护、涂层、温度、电位腐蚀产物膜、应力应变和钢管材质等因素对埋地钢质管道应力腐蚀开裂过程的影响,为识别和预防管道的这类腐蚀断裂提供了理论依据。     

油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

油气集输管道的腐蚀主要分为外壁腐蚀和内壁腐蚀两种。对管道外壁腐蚀主要采取环氧涂层与阴极保护技术。油气管道内的腐蚀化学成分会慢慢与管道内壁发生化学反应,是管道内壁发生严重腐蚀的重要原因,目前采用的还是内涂层防腐蚀措施。我国的生态环境比较脆弱,而且自净能力也和先进的国家有一定的差距,所以对油气集输管道耐腐蚀检测必须加大力度。在管道建设初期,就必须建立科学的管道防腐计划,前期对于管道损伤应及时修复,并且要确定好科学的中后期管道维护方案。     

油气输送管道阴极保护系统影响因素与解决对策

腐蚀因素是引起管道事故最为常见的原因,阴极保护作为一种有效、方便的管道防腐措施得到了大力推广,但是近几年来却出现了管道阴极保护失效的问题。针对管道阴极保护中出现的各种问题,首先对阴极保护的原理进行分析,统计影响油气管道阴极保护的主要因素,由此提出两大类解决阴极保护失效的主要措施,为我国管道安全建设提供建议。研究表明:由于我国油气管道所处环境较为复杂,所以影响阴极保护的因素较多,只有从提高管道本质安全和接地排流两个角度入手,才能减小阴极保护失效的概率,全面保障油气管道的安全。     

长输管道阴极保护技术难点及应对方法

中国新建管道多敷设于恶劣环境地区,对管道安全运行提出更高要求,腐蚀是管道失效的重要原因.阐述了近年来管道腐蚀防护的技术难点和瓶颈问题,包括阴极保护准则、阴极保护电位测试、高寒区管道阴极保护、阴极保护系统维护、三层结构聚乙烯(31LPE)防腐层剥离、保温层下腐蚀、含套管穿越管道阴极保护等方面.结合国内外管道工程实践、标准...     

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。     

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天然气输送管道在长期运行过程中，存在介质对管道的内部腐蚀，此外，施工质量，绝缘层的缺陷，土壤，阴极保护不足等诸多因素还会引起外腐蚀，且内、外腐蚀会随着管道运行年限的增加而逐年加重，事故隐患逐渐增大。因此，如何对管道内、外腐蚀进行检测、评价，确保管道安全平稳运行便成为了管道输送企业所面临的重大课题。西南油气田分公司在国内首次引进国外漏磁式智能检测技术，对所属的部分管道进行了智能检测。章分析了该项技术的原理、检测参数、准确性、置信度、经济效果和存在的不足，论述了管道内、外腐蚀的原因，提出了减缓腐蚀的各项建议和措施。     

油管道的腐蚀原因和防腐措施

作为油气输送最重要的方式,管道输送能够有效提高油气输送效率。减少腐蚀对管道的影响,对于提高油气输送质量以及延长油气管道寿命有十分重大的意义。结合管道腐蚀原因种类,将管道腐蚀分为电化学以及化学两种腐蚀类型,列举常用的多种检测技术,结合管道腐蚀原因,提出使用阴极保护、更换管道材料、涂层保护、缓蚀剂等防腐手段。     

油气集输管道内涂层金属腐蚀失效机理研究

为防止集输管道内壁腐蚀并提高输送效率,常常使用内涂层。但由于涂层缺陷的存在,在腐蚀介质的作用下管道内涂层会逐渐失效剥落,使金属大面积腐蚀。为此,对内涂层的失效机理和涂层下金属的反应过程进行了探讨,并找出两者之间的内在联系。     

埋地管道阴极保护电位测试方法研究进展

石油化工行业对于一个国家、地区经济的发展具有重要的促进作用,随着科学技术的不断进步,时代的不断发展,石油化工产业具有良好的发展前景。在其发展的过程中,尤其是城市化进程的不断加快,管道建设也是随着进入了高速发展的阶段。值得注意的是,由于我国地形、环境特征存在较多的类型,埋地管道所处的地段地形特征较为复杂,并且在环境中存在较多的水、酸、水溶性矿物盐以及微生物等与管道之间发生了较多的作用,在不同程度上对于管道产生了腐蚀。阴极保护电位是降低埋地管道腐蚀最为安全可靠的技术,因此,本文针对埋地管道阴极保护电位进行研究,指出当前较为先进的阴极保护电位测试的方法,进一步降低对于埋地管道的腐蚀。     

大直径顶管工程的管道强制电流法阴极保护

沉井顶管是管道穿越工程常用的施工方法，由于管道在顶管过程中与地下的砂石摩擦，外防腐涂层会受到不同程度的损伤，而且埋地深度10m以下的大口径（D2～3m）穿越管道在地下所受的腐蚀是不可抵估的，实施强制电流法阴极保护是有效的防护手段。该文结合D2．6m管道顶管穿越工程介绍强制电流法阴极保护的设计要点和施工方法。