长输油气管道内腐蚀研究进展

针对长输油气管道的内腐蚀问题,总结了国内外油气管道内腐蚀研究现状、内腐蚀主要机理,并从输送介质、管材成分、输送工艺等方面对管道内腐蚀影响因素进行了分析。同时,结合国内外调研情况,介绍了长输油气管道内腐蚀控制标准和主要的防控技术,并对内腐蚀监测和直接评价技术进行了研究。在此基础上,介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向,为油气管道完整性研究和内腐蚀研究提供参考。     

油气管道腐蚀预测方法研究

文中介绍了3种常见管道腐蚀缺陷及2种腐蚀失效模式,简要分析了油气管道腐蚀预测的国内外研究现状,介绍了油气管道腐蚀预测模型存在的问题及解决途径,针对这些问题提出了建议,对油气管道的腐蚀预测研究提供参考。     

基于损伤模式的站场管道检测方法及应用

站场管道是油气输送系统的重要组成部分,目前国内没有针对性的站场管道的检验标准。针对站场管道的特点,介绍了站场管道的典型损伤模式,分析对比了压力管道常用的腐蚀检测技术、焊缝检测技术、应力腐蚀检测技术和疲劳损伤检测技术在站场管道检测中的适用性,提出了站场管道针对性的检测方法。工程实践表明,该检测方法能够对站场管道进行有效检测,但是由于站场管道的特殊性,该方法仍存在一些局限和不足。     

油气站场埋地管网腐蚀控制技术

介绍了国内外站场管道的腐蚀情况,并分别从防腐层、区域性阴极保护、在线监/检测角度进一步对比分析了国内外油气站场埋地管道的腐蚀控制情况;从防腐层和阴极保护两方面总结了站场埋地管道腐蚀的主要原因,制订了相应的腐蚀控制对策;并根据国内站场腐蚀的具体情况,从表面处理、防腐材料性能指标、防腐层结构和防腐等级设计几方面对优化站场管道防腐层提出了相应的建议.     

管道清管器缓蚀剂预膜技术与应用

油气管道的内腐蚀是管道常见的破坏形式,涂抹缓蚀剂可以延缓管道的腐蚀。对利用清管器进行管道缓蚀剂预膜作业的工艺技术进行了总结和介绍,并提供了清管预膜所需的技术指标的计算方法。实践应用表明,利用清管器对管道进行缓蚀剂预膜具有成膜性好、操作简单、在役修复的优点,为管道防腐提供了一种便捷方法。     

基于灰色马尔可夫理论的油气管道腐蚀剩余寿命预测

以灰色理论的标准GM（1,1）模型和马尔可夫TPM理论为基础,提出了基于灰色马尔可夫理论的油气管道腐蚀剩余寿命预测方法。利用灰色马尔可夫理论预测腐蚀油气管道剩余寿命的步骤主要包括：最大允许腐蚀深度的确定,腐蚀速率的预测以及剩余寿命预测。并基于该方法,采用VB系统开发了实用软件,简便可靠。该方法可以在腐蚀速率波动比较大的情况下预测油气管道的剩余寿命,为油气管道腐蚀检测周期的确定提供了科学依据。     

高含水集输管道内腐蚀预测与检测技术及应用

高含水油气管道内腐蚀穿孔频发,严重影响生产和环境。因此,油气管道内腐蚀的预测与检测是亟待解决的问题。常规检测耗资大,且效果差,结合美国腐蚀工程师协会内腐蚀直接评价标准和流体数值仿真技术(CFD)预测管道内腐蚀模型并与现场管道高程数据相结合,实现对高含水油气管线积水与易发内腐蚀位置的预测,针对该位置开展管体腐蚀检测,该方法在现场得到成功应用。通过现场检测数据来验证和修正预测模型,为解决高含水油气管道内腐蚀提供一种方法。     

地面集输用20#与20G管抗腐蚀性能对比研究

采用通H_2S试验、高温高压反应釜模拟、电化学试验等方法,对20#/20G无缝集输钢管进行了腐蚀性能对比,研究发现,20#/20G试样管的抗氢致开裂(HIC)和抗硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)性能均比较优异,在高温高压两种工况下,腐蚀速率为0.281 9~0.333 7 mm/a,极化曲线和电化学交流阻抗谱结果进一步证明试样管腐蚀速率依据工况环境略有不同。研究结果表明,20#/20G试样管可完全满足含硫工况下酸性油气的安全输送,并依据类似工况进行合理选材。     

油气站场管道腐蚀检测方法及节点控制

通过引进先进的超声导波检测技术和借鉴现有标准的做法,提出了针对站场管道腐蚀缺陷、外防腐层、区域阴极保护、土壤腐蚀性、杂散电流干扰的综合检测与评价方法,建立了输油气站场管道的腐蚀检测方法体系,明确了油气站场管道腐蚀检测中的关键节点.现场应用表明：该方法体系能够帮助检测人员实现对站场管道的非开挖或局部开挖检测,帮助管理者及时掌握站场管道的腐蚀状况.     

湿H_2S环境中碳钢管道的硬度检测与风险评估

由于输送介质原因,大量碳钢管道面临湿H2S应力腐蚀威胁,应当有效防范碳钢管道的湿H2S应力腐蚀。硬度检测和风险评估技术均被用于某企业延迟焦化装置的管道检测。通过讨论存在湿H2S应力腐蚀机理且硬度、风险偏高管道的检测及评估结果,分析了高硬度、高风险的成因和控制措施。结论对防止或减少碳钢管道发生湿H2S应力腐蚀提供了有益参考。     

硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析

在天然气集输过程中,H2S引起的管线内腐蚀问题普遍存在,往往导致管道发生严重局部减薄,甚至穿孔,引发事故。文中以某含S气田管件试样内腐蚀为例,对试样腐蚀产物形貌及成分进行了EDS与XRD分析,分析结果表明该试样具有典型的H2S腐蚀特征。揭示了影响H2S腐蚀的H2S分压、CO2分压等因素的影响机理。同时,指出H2S腐蚀机理复杂,影响因素众多,通常多种因素协同作用。     

高含硫气田集输管线腐蚀因素分析

川东北产天然气硫化氢含量高,易使集输管线产生硫化物应力腐蚀开裂( SSC)、氢诱发裂纹(HIC)以及电化学腐蚀,影响集输管线的安全运行.通过对腐蚀因素(如土壤盐分、土壤电阻率、输送介质H2S含量、氯离子、CO2含量、输送压力、管材因素等)进行研究,并利用腐蚀分析软件OLI Corrosion Analyzer对川东北某...     

油气管道的腐蚀与防护技术研究

国内大多数油田在开采过程中,油井伴生气通常含有成分不等的CO2、H2S等腐蚀性气体,同时由于油气集输系统也不可能完全密闭,造成大气中的O2等腐蚀性气体进入油气生产系统,因此油气生产系统存在的腐蚀类型多种多样。针对油气管道的腐蚀现状,简要综述了CO2腐蚀、H2S腐蚀、氧腐蚀机理及其影响因素。并在此基础上介绍了阴极保护技术、耐蚀材料防腐技术、工程防腐技术、化学防腐技术等几种国内外常用的防腐措施。     

腐蚀监测技术及其在油气田的应用

腐蚀监测可以在设备正常运行的情况下,测量各种工艺气液流状态的腐蚀性。腐蚀监测技术是全面认识油气田生产系统腐蚀因素,制定防腐蚀措施的基础;是监测评价防腐蚀措施效果的有效手段;能起到掌握油气田生产的腐蚀现状、腐蚀动态的作用。文中从腐蚀监测的目的、意义及技术内涵入手,与现场实际应用实例相结合,对腐蚀监测技术在油气田的应用情况进行研究。     

机械复合管在海底管道中的应用

原油、湿气含有CO2或H2S是造成海底管道内腐蚀失效的主要原因之一。机械复合管作为一种新型管材,可以有效解决CO2或H2S造成的内腐蚀问题,在国际上得到了广泛应用,但其在国内油气田开发海底管道中,尚无应用先例。文中介绍了机械复合管的制造原理、设计制造规范、用作海底管道的技术要求、海上安装技术特点以及应用前景。文中研究了机械复合管在海底管道中应用对设计制造和安装技术的要求,以推动其在国内油气田开发海底管道中的应用。     

Microcor腐蚀监测技术及其应用

腐蚀监测可以在设备正常运行的情况下,测量各种工艺气液流状态的腐蚀性.为了全面认识油气管道腐蚀因素,制定防腐措施,介绍了Microcor腐蚀监测技术的工作原理、技术特点、监测步骤等.通过与挂片失重法、线性极化电阻法、电阻法等常用腐蚀监测技术的比较以及Microcor腐蚀监测现场应用实例,发现Microcor腐蚀监测具有灵敏度高、适用范围广、性能稳定、响应速度快、分辨率高等优点. Microcor腐蚀监测是腐蚀过程监测、腐蚀过程控制,特别是对缓蚀剂效应评价的理想测试技术.     

油井爆炸事故原因分析

对某油井爆炸事故进行了深入细致的调查研究,对爆炸的井口设备和井下管材残片逐一进行了分析检查。认为油井爆炸发生于油管内部,爆炸性质属于化学爆炸。爆炸原因是在油管里注入了H2O2,且关闭了所有与油管连通的阀门。H2O2在密闭的油管里分解出大量氧气和热量,并与油管内的油、气发生剧烈反应,最后发生了燃烧爆炸。对分析结论用油管实物进行了水压验证试验,对油井管化学爆炸和物理爆炸的特征用金相分析和断口微观分析方法进行了验证。     

埋地输油管道腐蚀调查及改造设计

针对龙鞍埋地输油管道的腐蚀现状 ,通过检测数据 ,对管线的腐蚀环境、防腐层状况、管体腐蚀等情况进行分析和评价 ,探讨腐蚀原因和机理 ,并提出了管道改造的设计方案 ,对方案的优缺点及经济因素进行了分析和比较     

油田轻烃回收前期伴生气测量

为了提高油田开发的整体效益,综合利用伴生气资源是可行的途径。但在投入轻烃回收装置前,需要对其进行可行性论证。为了给可行性论证提供可靠的依据,需要对产气量、气体主要组分进行分析,其中集输站场和单井伴生气产量、轻烃含量是最重要的依据,它将为下一步轻烃回收系统的选型提供可靠的依据。对油田轻烃回收前期伴生气测量的流程以及测量过程中的影响因素进行了研究。     

油气管道外检测技术现状与发展趋势

介绍了国内长输管道的现状,分析了油气管道常用的5种外检测方法：PCM管中电流法、直流电位梯度（DCVG）方法、标准管/地电位检测技术（P/S）、电流梯度检测技术（CGDT）、CIPS密间隔电位法。比较了它们在四川地区应用的优缺点,并对其适用性进行了简要阐述。最后,对油气管道外检测技术发展趋势进行了展望。