埋地输油管道腐蚀缺陷分析及修复工艺

以东北输油管道为例,分析了埋地输油管线腐蚀特点及原因,认为管道的腐蚀主要是由于防腐层老化、剥离,导致出现阴极保护死区,该部位在土壤中氧浓差及细菌的作用下发生了电化学腐蚀;另外,管体表面膜不完整、阴保系统本身缺陷等也最终会加剧管道的腐蚀.提出了防腐层修复、管体补强(开挖技术如套袖补强、非开挖修复如内衬法等)的管道修复工艺要点及适用情况.     

直埋热力管道土壤腐蚀与防护(五)

(接上期) 2.1.3.4温差原电池对常见的土壤腐蚀而言,大多数金属腐蚀的原因是前述的浓差电池和氧浓差电池,但对于直埋热力管线,温度的存在使问题变得复杂化,我们经常遇到的腐蚀电池就有温差原电池.如图11所示,两个电极是同一种金属,由于环境原因导致一个电极比另一个电极具有更高的温度,通常情况下,具有较高温度的电极将成为阳极.     

直埋热力管道土壤腐蚀与防护(四)

(接上期) 2.1.3.2浓差原电池将由同一种金属材料组成的二个电极,分别置于同一种类但浓度不同的电解质中就可能形成电池.例如,将金属铁为材料的二个电极分别置于NaCl稀溶液和NaCl浓溶液中,就构成了一个原电池.这是因为电解质的浓度改变了电极的电极电位,使同种材料的两个电极形成电侵差,这类原电池的电池总反应中通常没有化学变化,只有一种物质从高浓度状态向低浓度状态的转移,故将此类原电池称为浓差原电池.     

KRC延迟焦化装置电脱盐换热器腐蚀分析

针对KRC延迟焦化装置电脱盐换热器严重腐蚀问题,通过对其工艺介质分析、腐蚀形貌分析、腐蚀产物X射线能谱分析,认为换热器壳程主要是因为新鲜水中含有泥沙等杂质,在换热器壳程形成软垢和细菌,造成垢下、垢外介质成分、含量、电化学电位差异,形成电化学腐蚀微电池,发生垢下腐蚀和细菌腐蚀,严重的造成管道穿孔;换热器管程则是因为注脱钙剂期间存在一定程度的脱钙剂酸性物质造成的均匀腐蚀.对此问题,提出了对应的防腐措施.     

溶解在注入水中的气体对管线的腐蚀作用

注水水质指标的制定不仅要考虑地层的损害,还应考虑降低对地面注水设备的腐蚀破坏作用.在注水开采过程中,由于水处理设备本身问题,处理效果差.注水管线中的钢铁材料与具有腐蚀性的注入介质水接触过程中,在其接触表面必然产生一定程度的电化学腐蚀,管道表面微电池阳极上的铁受到腐蚀介质作用而溶解,影响管线的寿命.为此,通过室内挂片实验对注入水中溶解的O2、H2S、CO2等气体对管线的腐蚀机理进行了研究.     

基于管道完整性管理的输气管道内腐蚀分析

为确认管道内检测发现的内部金属损失是否为内腐蚀缺陷并分析内腐蚀成因,基于管道完整性管理的大数据分析理念,将内检测数据、内腐蚀发生位置数据、开挖直接检测数据、腐蚀形貌3D建模分析数据、内腐蚀产物理化分析成果、超声导波监测数据等进行整合并分析了内腐蚀发生的原因。分析结果表明:内腐蚀是由于管道内壁与H_2S、CO_2和管道内部的水发生电化学腐蚀而形成的。依据腐蚀成因,开展了生产清管作业内腐蚀控制,并通过对比多轮超声导波监测数据,确认管道清管对内腐蚀控制的有效性。介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向。     

直埋热力管道土壤腐蚀与防护(二)

2直埋热力管道土壤腐蚀的特点 2.1金属腐蚀电化学原理 金属在土壤里所发生的腐蚀要比暴露在空气中的腐蚀严重多,人们在经过多年的探索研究,尤其是前苏联腐蚀科学家卓有成效的工作发现,金属在土壤中发生的腐蚀大多是由电池作用引起,属于电化学过程.所以我们在讨论金属的土壤腐蚀时,首先应该了解金属腐蚀电化学原理.     

输油管道绝缘法兰附近内腐蚀原因分析

为了分析输油管道出站埋地绝缘法兰附近的泄漏腐蚀机理,文中对材料质量、外输油品含水、管道运行工况、管道高程、阴极保护电位等方面进行调查和分析。结果表明:绝缘法兰处存在矿化度很高、腐蚀性较强的沉积水,受两侧较大电位差影响,未保护端和保护端形成了局部电化学腐蚀电池,最终致使绝缘法兰附近处出现了严重内腐蚀穿孔泄漏。最后从生产运行、腐蚀防护等方面提出了相应的对策。     

直埋热力管道土壤腐蚀与防护(六)

(接上期) 2.1.3.6点蚀点蚀属于金属的一种局部腐蚀,是金属表面微电池效应的作用导致其产生小的蚀孔.对以钢为外壳的直埋蒸汽管道,由于制造、远输、安装等原因导致钢外壳防护层局部破损而保护不完全时将引起点蚀.尽管点蚀穿孔发生时腐蚀掉的金属量很少,但却可能给直埋热力管道带来致命的后果.     

锅炉低温受热面管的腐蚀及防护

研究表明 ,烟气中SO3的形成和硫酸蒸汽的凝结是工业锅炉运行时低温段受热面管道腐蚀发生的根本原因。介绍了低温受热面管道的腐蚀过程 ,并对降低腐蚀提出了可行的预防措施     

长输管道腐蚀分析及控制

针对我国目前长输管道腐蚀现状，介绍了在涂敷涂层和外加强制电流阴极保护这种表观有效的双重保护体系下，管道发生的一种腐蚀现象即阴极保护死区腐蚀，阐述了形成阴保死区和产生腐蚀的原因，结合阴保死区腐蚀的特点分析了腐蚀发生的机理，提出了在实际工作中减轻阴保死区腐蚀的有效技术措施，对今后管线建设和在役管线的腐蚀控制具有较高的参考价值。     

管线钢应力腐蚀开裂

介绍了管线钢应力腐蚀开裂(SCC)的概念、类型、形成机理、影响因素及预防措施.介绍了应力腐蚀开裂类型,即近中性pH-SCC和高pH-SCC,比较其发生条件和形貌特征.阐述了SCC的影响因素,主要包括环境因素、力学因素和材料因素.探讨了SCC形成机理,高pH-SCC的形成机理的普遍解释为阳极溶解机理,近中性pH-SCC的形成机理尚未达成共识.最后得出应力腐蚀开裂的预防措施,即采用性能优良的防腐层及建立管道寿命预测和SCC控制等措施.     

酸性条件下国内外用管情况及金属防腐分析

在酸性条件下,管道腐蚀相当严重,产生的危害也很大.因此,进行金属防腐分析具有重要意义.文中对国内外天然气管道的使用情况进行了介绍,并对这些管道的材质以及特点进行了说明.针对腐蚀发生的不同原因,介绍了采用涂防腐绝缘层、阴极保护和连接线等有效延缓管道腐蚀的防护措施,并分析了各自的优缺点.实际上,既经济可行又有效的防腐方法是...     

川西集输管道外腐蚀防护技术研究

川西气田集输管道投运年限较长,敷设地区大气、土壤腐蚀性较强,造成管道外腐蚀引起的穿孔、泄漏。针对管道外腐蚀问题,通过对川西地区腐蚀环境调研,分析管道外腐蚀特征,并根据气田实际开展了管材、防腐层、阴极保护,修复补强技术及腐蚀检测等腐蚀控制措施研究,形成了川西管道外腐蚀防护体系,有效延长管道平均剩余寿命,保障了气田安全平稳生产。     

地热水开发利用中的管道腐蚀及其控制

针对地热水开发利用过程中经常遇到的腐蚀结垢问题,介绍了常用于判断地热水腐蚀的雷诺兹指数和拉申指数.结合工程实际,经过理论计算及采用碳钢挂片实验,对地热水存在的腐蚀问题进行了分析.结果表明:地热水中的氧腐蚀、pH值过低、CO2腐蚀、SO42-;和Cl-等离子是致使地热水管道出现严重腐蚀的主要原因.通过调整水处理工艺,取得了较好的效果.同时,给出地热水防腐的一些建议.     

天然气管道腐蚀穿孔成因分析

某天然气管道发生腐蚀穿孔泄漏事故,利用理化实验分析、微观分析（SEM）和X射线衍射（XRD）等技术手段,分析了事故管道的拉伸性能、冲击性能及腐蚀产物等,确定了腐蚀穿孔的诱因,并推理得出管道内发生CO2腐蚀的机理。针对这一现象,结合管道的运行工况,从管道清管、气质处理、管道内检测及介质流速等方面给出了几点防腐建议。     

埋地管道的腐蚀与防护综述

将埋地管道的腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀2类,综述了影响埋地管道内腐蚀及外腐蚀的因素,介绍了常用的埋地管道内腐蚀及外腐蚀检测技术,给出了埋地管道内腐蚀及外腐蚀的控制措施.     

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。     

原油管道内腐蚀检测技术研究

某输油站内原油管道过路埋地段在使用过程中,发生了内腐蚀穿孔泄漏。文中针对该条原油管道内腐蚀泄漏情况,通过使用超声相控阵内腐蚀检测技术对该条管线进行内腐蚀缺陷扫查,并结合管段相对高程和管内原油介质成分分析结果,对该条原油管道内腐蚀穿孔现象进行原因分析。结果表明,该条管道属于典型的静置管道,管内原油含水量大,氯含量较高,油品呈弱酸性,内腐蚀多发生于该条管道局部低洼位置底部6点钟附近,腐蚀失效主要原因为静置管道原油沉积水造成的电化学腐蚀。     

城市天然气管道的腐蚀风险与检测

通过对城市天然气管道所面临的腐蚀风险的阐述,并结合国内外油气管道事故的危害,对管道腐蚀检测的必要性进行了说明.文中提出了腐蚀内检测作为管道信息采集的一种方式,将为完整性管理提供科学有效的数据,并为管道的维修维护提供依据,为管道的安全有效运行提供保障.从工程应用的角度,结合实际工作经验,对城市燃气腐蚀内检测过程中的难点进行了分析,同时提出了解决方法,对腐蚀检测技术服务具有现实的指导意义.