X52管线钢在偏酸性腐蚀介质中的腐蚀穿孔行为综合研究

本论文用腐蚀漏磁检测仪、超声波测厚仪等仪器及X射线能谱（XRD）等方法,在对新疆某油田一输油长输管线出站36km管段现场开挖、检测验证和实验室试验分析研究的基础上,主要针对该输油管道腐蚀穿孔失效的特点、影响因素、机理及其防护措施进行了全面分析研究。经分析研究发现：管道外表面均光滑、平整,未见明显异常腐蚀点,而地势相对低洼管段的管道内壁发生了严重局部腐蚀,管道钢材自身不存在质量问题,管线较大高程差,起伏多变的地形,引起的管道底部沉降水、泥沙、其他腐蚀性介质（Cl^-、Ca^2＋、Mg^2＋）及低pH值（5．84）酸性环境等是该管道腐蚀失效的主要影响因素;输送介质中水质的高矿化度和高含量Cl^-,也是腐蚀穿孔失效的重要因素。     

核电厂埋地管道的外腐蚀检测与评价

核电厂埋地管道承担工业介质的输送,采用防腐蚀层和阴极保护联合防护措施来减缓土壤腐蚀。随着埋地管道服役年限增长,管道腐蚀失效风险递增。对某核电厂埋地管道沿线土壤腐蚀性、杂散电流干扰、防腐层缺陷及绝缘电阻、阴极保护电位、管体缺陷开展了检测,并进行了探坑开挖验证,首次对核电厂全厂埋地管道外腐蚀状态进行综合评价,评价结果表明该电厂埋地管道外腐蚀状况可控,大部分管段阴极保护有效,局部管段阴极保护欠保护,并提出了埋地管道的防腐蚀措施和建议,为核电厂运行许可证延寿的申请提供技术支撑,同时也为其他核电厂埋地管道全寿期老化管理提供参考。     

石化成品油外输管道泄漏的无损检测

通过对某石化成品油外输管道取样后进行射线检测、超声检测、磁粉检测等方法检测,结合理化性能检测、泄漏处材料金相观察、腐蚀坑内腐蚀产物成分分析等其他方法,对取样管段进行了检测评价。结果表明,该管段发现4处泄漏穿孔及19处相对较明显的点状缺陷;结合管道运行情况进行现场调研以及腐蚀产物分析,确定了该管段失效泄漏产生的原因。     

超设计使用年限海底管线ICDA研究

为探究某输送油水多相介质的超期服役海底管线内腐蚀情况,本文基于内腐蚀直接评价(ICDA)的方法对管道的内腐蚀高风险位置进行预测,采用腐蚀预测模型计算管道的腐蚀速率及剩余壁厚,并通过水下机器人和水压试验验证评估的准确性。结果表明:模型预测目标管道存在一定的腐蚀风险,但处于安全范围,水下机器人及水压试验均证明管道可安全服役。     

多相流动环境中管线钢内腐蚀失效研究进展

油气多相混输工艺具有输送效率高、经济效益好等诸多优势,但是多相混输管材料腐蚀失效问题严重影响工艺的可靠性。总结了多相流动过程中冲刷和空化作用、流动腐蚀作用对管线钢内腐蚀行为的影响;分析了腐蚀性气体、采出液成分及微生物作用在混输管路服役环境中的腐蚀机理。混输管路的内腐蚀失效主要是机械冲蚀与环境腐蚀耦合作用的结果,在不同工况下的致蚀机理有所不同。针对混输管路混输管道内腐蚀机理的研究有助于制定高效防腐措施,提升工艺整体安全性。     

含CO2湿天然气长输管道内腐蚀原因及其防控措施

针对某含CO₂湿天然气长输管道的内腐蚀问题，通过管道运行工况调研、腐蚀形貌观察及腐蚀产物成分分析，明确了该管道的内腐蚀原因，并提出了该类天然气管道的内腐蚀防控措施。结果表明：由于管道的天然气露点控制不严格，在环境气温较低而输送气体温度相对较高时，管道内壁可能出现冷凝水液膜或液滴，冷凝水沉降造成某些低洼位置的管段出现积水，CO₂溶于液态水形成较强腐蚀性的碳酸，从而发生CO₂腐蚀；同时，在管道水压试验过程中，未对试压水进行除氧和杀菌处理，在水压试验结束后，又未及时清理和干燥管道，会导致管道在投产前就存在积水，从而造成溶解氧腐蚀和细菌腐蚀。     

超声C扫描技术在油气管道检测中的应用

由于输送介质具有腐蚀性或介质对管道存在冲刷作用,随着服役期的延长,油气管道的内腐蚀问题日益突出。对其的检测,目前以单点超声检测为主,该方法无法覆盖管道腐蚀区域,易发生漏检且无法准确了解管道的腐蚀状况。对此,对超声C扫描检测技术进行了研究,调研了国内外知名的检测设备,进行了室内试验和现场检测,结果表明:超声C扫描技术具有更高的检测精度和图像分辨率,更高的缺陷检出率和检测效率,为检测点蚀缺陷提供了一种新的检测方法,检测结果能够为管道腐蚀监测、剩余强度评价和剩余寿命预测提供有力的技术支撑。     

某油田低压集输管线腐蚀穿孔失效分析

采用理化性能检测及扫描电镜、X射线衍射方法对某油田集输管线腐蚀穿孔管段进行了失效分析,结果表明,该管段腐蚀穿孔主要原因是由腐蚀介质所引起的电化学腐蚀,管线内输送介质中的H2S和氯离子对于腐蚀穿孔起到了重要作用。     

埋地油气混输管道的腐蚀机理与防护策略

埋地油气混输管道的腐蚀都是油气输送工作中十分棘手的问题.埋地管道具有外环境复杂的特点,且管道内部需要输送高温高压的多相流体,所以发生腐蚀的可能性较大.本文对埋地油气混输管道的腐蚀机理进行分析,同时提出相应的防护策略,以供参考.     

前大——松原分输站输气管线外腐蚀状况检测与评价

埋地钢质管道因为所处环境介质和输送介质的特性,会因腐蚀而失效,管线腐蚀失效多来自于外腐蚀。通过对管道外腐蚀状况进行检测和评估,可以为制定科学合理的维修计划提供依据,大大减少或避免事故的发生。前大分输站至松原分输站天然气输气管线,始建于1995年,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。     

某海底管道失效原因

某海底管道在投产3a后发生了腐蚀穿孔,通过检测数据分析、腐蚀速率模拟计算、实物管段检测分析、内腐蚀模拟试验及缓蚀剂有效性分析等方法对其失效原因进行了分析。结果表明,投产后CO2和H2S含量增高,缓蚀剂未达到预期效果,产生严重的CO2局部腐蚀,这是造成海底管道腐蚀穿孔失效的主要原因。针对类似的失效情况,提出了海底管道安全运行的应对措施。     

腐蚀数据综合分析方法在长输原油管道完整性管理中的应用

根据Q/SY 1180.4-2015和SY/T 0087.5-2016标准给出的方法,以国外某条长输原油管道为研究对象,收集竣工资料、巡线资料、运维资料、漏磁检测、防腐蚀层检测、阴极保护测试、开挖验证、腐蚀评价和完整性评价等数据,对18类与管道完整性管理相关的数据进行数据对齐,并对主要的管道腐蚀数据进行综合分析。结合管道沿线高程、防腐蚀层补口范围、防腐蚀层绝缘电阻和完整性评价情况,判断并识别出需要积极响应的11处管道漏磁检测内部腐蚀缺陷点、15处管道漏磁检测外部腐蚀缺陷点和7处“双高”管段。针对不同类型的管道缺陷点和管段,提出相应的风险防控措施。     

某海底单层保温管道腐蚀原因分析

海底单层保温管道比双层海管具有节省钢材、施工速度较快的优点,近年来在国内的海底管道中有着一定的应用。某海底单层保温管道在投入运行后,发现腐蚀较为严重,无法继续安全运行,因此对腐蚀严重的管段进行了维修更换,同时对打捞上来的管段进行了腐蚀原因分析,分析结果对以后同类管道的设计与完整性管理具有重要的指导意义。     

内腐蚀在线监测技术在输气管道的应用

输气管道因输送介质含硫化氢、二氧化碳和水等腐蚀介质，均存在腐蚀问题，特别是在含卤水的积水管段，管内壁电化学腐蚀穿孔、管道开裂事故时有发生。本工作选用先进的电化学技术设备，应用于输气管道的实时腐蚀监测和防腐蚀技术的评价，并与经典挂片法测定的腐蚀速度进行了对比。     

BZ34油田油气水混输管线腐蚀穿孔原因与控制建议

通过对BZ34油田油气水混输管线腐蚀的现场调研和对运回陆地的腐蚀泄漏管段的处理,采技服技术人员对管段腐蚀穿孔原因进行了具体分析。BZ34油田油气水混输管线腐蚀穿孔的原因是内腐蚀、外腐蚀并结合材质缺陷造成的结果,其中局部外腐蚀是主要原因,并根据分析结果提出了腐蚀控制的建议。     

某集气站埋地管道腐蚀失效原因分析

对某集气站埋地管道的失效管段进行了宏观检查、腐蚀产物分析、管道材质与金相分析等,并开展了管道内部气/液两相流动计算和腐蚀模拟实验,综合分析了埋地管段腐蚀失效原因及腐蚀机理。结果表明：埋地管道的水样中存在大量的SRB,铁细菌和腐生菌,管道内流态为层流,管道底部5~7点钟部位发生了严重小孔腐蚀。细菌腐蚀和垢下腐蚀是导致管道腐蚀穿孔的主要原因,水中的Cl^-加速了腐蚀穿孔的发生。     

雅克拉气田天然气西气东输管道腐蚀与检测评价

针对雅克拉气田天然气西气东输管道巡检开挖过程中发现的典型腐蚀案例,应用超声波测厚及管壁探针测深技术对开挖点腐蚀管道进行了检测,结合管道介质工况、周围土壤及地形条件,对腐蚀管道的外防腐蚀层情况、腐蚀产物、腐蚀特征、腐蚀因素及原因等进行了观察、测试及分析.结果表明,管道腐蚀原因为防腐蚀层及阴极保护失效状况下的含水土壤溶解氧腐蚀.结合管道设计、运行参数及检测数据,进行了管道安全性评价及剩余寿命预测.结果表明,该管道上游3.5 km以内管道处于非安全区,需及时开展腐蚀治理.针对管道腐蚀问题,提出了针对性治理措施.     

浅谈安全评价法在油气长输管道腐蚀防护方面的应用

油气长输管道是国民经济的大动脉。截至2010年底,我国铺设的100km以上的原油长输管道已有60多条,总里程已超过8.5万km,随着服役时间的延长,管道陆续进入了腐蚀事故高发期,特别是对于输送含有CO2、H2S等有害成分的输气管道,一旦发生泄漏或爆裂将引起不可估量的损失。根据美国有关部门统计资料显示,在长输管道失效原因中管道的腐蚀占43.6%。本文对我国油气长输管道的现状进行了介绍,对管道腐蚀的种类原因进行了分析,提出了一套适合油气长输管道腐蚀的安全评价法,为确保原油长输管道安全输送提供参考。     

一种海底管道多相流内腐蚀直接评价的方法

提出了一种适用于海上油田海底管道多相流内腐蚀直接评价(ICDA)方法;基于海底管道基础数据、生产工况以及油气水检测数据,对介质流态的热力学、动力学和水力学影响因子进行分析,评估海管内腐蚀发生的位置及最大局部腐蚀速率;将南海多条海管的直接检测数据与ICDA结果进行对比。结果表明:ICDA评估方法能够准确地反映海管实际内腐蚀状况,为不能采用智能通球FML内检测的海管提供了一种有效的内腐蚀评估方法。     

长输管线特殊部位防腐分析

长输管线特殊部位的腐蚀是长期存在的一个现象,这些管段的钢管腐蚀明显比其它管段严重。作者分析了长输管线特殊部位腐蚀的实例和原因,提出了固定墩、套管、架空管道、弯头、强电线路段埋地管道在设计、施工中的一些改进措施。