油浆管线弯头泄漏失效原因分析

针对某单位催化裂化油浆系统管线上弯头频繁出现渗漏的情况,对弯头开展了壁厚测量、宏观检查、金相检验、扫描电镜以及能谱分析,并利用计算流体动力学软件FLUENT模拟了流场特性。分析结果表明:弯头截面厚度存在明显减薄。弯头泄漏是油浆介质的冲刷与油浆中硫腐蚀共同作用的结果。弯头靠内弧侧、内外弧两颊部位冲刷腐蚀较严重,生产过程中应给予重点监控。适当降低介质在弯管内的流速,能显著降低冲刷腐蚀效果。     

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。     

单缝推制弯头工艺试验

哈夫弯头在内弧和外弧存在两条焊缝,为了减少内弧的一条焊缝,优化弯头的结构设计,采用两种不同焊材的卷管进行了热推制工艺试验,得到了单缝弯头推制工艺关键参数:焊缝置于弯头外弧偏侧弧约10°的位置能够满足推制工艺的要求,不会产生焊缝缺陷。对推制弯头进行取样分析,分析结果表明:R307和R407两种不同焊材的焊缝,推制后其性能均满足相关标准的要求,但R307焊材的抗拉强度余量较小。     

高含水原油集输管道内腐蚀检测监测技术

国内油田开发后期,原油集输管道含水率高,由内腐蚀导致管体腐蚀穿孔问题凸显,对于高含水原油集输管道,分析其内腐蚀影响因素,预测管体易腐蚀位置,采取有效的检测手段及具体监测方法解决。文中对高含水原油集输管道内腐蚀因素进行分析;建立典型管段模型进行FLUENT多相流模拟,得出水滴在弯头出口外侧及两颊处有沉积,为易腐蚀位置的结论。     

管道弯头爆裂失效分析

对粗混胺工艺管道弯头爆裂处,通过宏观检查弯头裂口外观、测厚检查弯头减薄、化学分析弯头化学成分变化等情况,分析了弯头爆裂失效的原因。结果表明:介质对管壁长时间腐蚀及介质流动对弯头冲刷造成管壁减薄是粗混胺工艺管道失效的原因。文中的分析给工艺管道的设计和管理提供了可靠的依据,避免同类事故的再次发生,确保化工生产安全经济运行。     

某输油管道刺漏调查分析

某输油管道在5天之内发生了2次泄漏事故,造成了巨大的经济损失。对两次泄漏事故和抢修过程进行了深入调查,对导致输油管道泄漏的各种原因进行了分析。依据管道刺漏形貌及位置,认为内壁腐蚀导致管道穿孔。对管道铺设轨迹进一步调查,研究结果表明管道两次刺漏位置均发生在低谷位置。认为密度较大的水等腐蚀介质容易在管道低谷位置积聚,其液面位置容易腐蚀。根据调查分析结果,对防止输油管道穿孔提出了建议。     

放空阀法兰焊缝断裂失效原因分析

针对某压气站压缩机下游放空阀法兰焊缝断裂的情况,采用外观检测、无损检测、化学分析、金相分析和有限元计算等方法,对该失效法兰进行了失效原因分析。结果表明:该焊缝断裂属于多源断裂,焊缝上部放空装置较重,在较大风力的作用下,在立管焊缝附近产生很大弯曲载荷,内焊趾处产生应力集中,最终导致裂纹扩展并发生断裂。结合现场施工和设计情况,提出了防止发生类似事故的建议。     

裂解炉炉管吊耳弯头焊接裂纹产生原因分析

由于在更换文丘里管的施工中,吊耳弯头两端焊缝及母材不断产生裂纹,导致施工无法进行。通过研究吊耳弯头材质化学成分及焊缝的金相组织,找出产生焊接裂纹的原因。利用金相检验、化学成分分析、渗透检验等方法分别对母材及焊缝的开裂原因进行分析。结果表明：母材与焊缝附近开裂本质一致,都是源于热应力,在焊接状态下由于母材中碳和铜含量超标,造成母材脆性开裂。该批次吊耳弯头为不合格品,不能使用。     

俄罗斯原油对蒸馏装置塔顶系统的腐蚀分析

随着国内炼制俄罗斯原油企业数量的增加,常减压装置的腐蚀逐渐加重,由此带来的不利影响越来越明显,因此急需开展俄罗斯原油加工过程中的腐蚀特征及防护技术研究。以某炼油厂常减压塔顶冷凝冷却系统为研究对象,对该系统炼制俄罗斯原油前后过程进行腐蚀分析。利用RBI技术进行有针对性的计算和分析,找到最有可能发生腐蚀的位置,即原油-常顶油气换热器油气出口管段,并应用该技术开展工艺防腐的可行性分析,提出了控制腐蚀的措施和方法。通过应用RBI技术、在役检验技术与腐蚀在线监测技术,能够及时有效地筛选出准确的腐蚀部位和腐蚀发展趋势,保证装置的长周期安稳运行。     

电站金属结构及设备腐蚀检测方法

介绍了水电站金属结构包括压力钢管、闸门及启闭机等设备的主要腐蚀类型及发生部位，并按相关规范的要求介绍了安全检测时腐蚀检测内容、方法及数据处理，以确保在进行安全校核时提供准确的数据。同时有关内容也可供电站进行常规维护检查时参考，通过对腐蚀类型分析和腐蚀数据处理，找出其主要腐蚀原因和腐蚀部位，并采用相应正确的防护方法加以保护，延长电站金属结构的使用寿命。     

站场管道的在线检测技术

研究了站场管道在线检测的技术手段.建立了以超声导波、超声相控阵、TOFD和管道防腐层及管体外壁腐蚀直接调查等检测手段为一体的站场管道在线检测系统.详细阐述了各个检测手段在站场管道在线检测中的实施及其具有的作用,对输油站场管道防腐层和保温层性能、管体腐蚀情况及管道对接环焊缝质量进行调查.结果表明,几种检测方法的组合使用能...     

输油管弯头腐蚀缺陷应力分析

针对输油管弯头以及管壁上的缺陷,用有限元法对其进行了分析计算,找出了输油管弯头的危险部位,给出了管壁危险部位腐蚀缺陷处的应力分布规律以及危险点,并研究了缺陷的长度、宽度和剩余壁厚对应力的影响;同时拟合了缺陷处应力的计算公式,为工程技术人员的设计计算和现场管道安全运营动态管理提供了依据.     

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。     

海上钻井管线腐蚀原因分析和防治对策

调查和分析了南海某油田钻井管线典型腐蚀案例,得出结论为:流速导致磨损腐蚀、CO2腐蚀和高腐蚀性井下流体共同造成了钻井管线的严重损伤,其中流速是最主要的因素,它们在内部空间几何形状变化剧烈的管子内形成剧烈紊流并造成严重磨损腐蚀.关键控制方法是保持井下实际流速低于临界流速.讨论了流体含沙量对临界流速的影响,并提出其他可以采用的降低腐蚀/磨损的防护方法.     

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。     

浅谈U型管式换热器腐蚀穿孔的原因及对策

作者根据太阳升站Ｕ型管式换热器在使用中发生的腐蚀现象，依据氧腐蚀的机理，从腐蚀的部位和腐产物的外观特征进行了分析，并从换热介质的条件入手，找出腐蚀的主要原因。确定了氧腐蚀是造成换热器腐破坏的重要原因。在分析了加速腐蚀的影响因素后，提出了初步解决腐蚀问题的办法和改进意见。     

管道腐蚀速率机理及预测方法

为控制管道腐蚀,减小管道腐蚀速率,对腐蚀机理开展研究,以进一步预测管道腐蚀速率与趋势。通过分析管道腐蚀的各种因素及其相互作用,结合现场管道运行工况、输送介质组分分析及管道腐蚀产物测试结果,确定管道腐蚀主要为CO2腐蚀,从而合理选择腐蚀预测模型。通过对CO_2腐蚀预测模型与计算公式的分析,利用软件建立管道腐蚀预测模型,找到管道腐蚀速率范围与位置,进而确定腐蚀控制手段。     

长输天然气管道内腐蚀直接评价应用研究

文中基于标准规定和研究成果，论证了气质工况参数、高后果区与风险评价结果等输入数据对长输天然气管道内腐蚀直接评价结果有重要影响；针对丘陵地区某天然气长输管道，用PipePhase软件进行多相流模拟计算开展间接评价预测，并对预测内腐蚀敏感管段进行了直接检测，验证了ICDA的有效性。应用实例分析表明，针对部分长输管道，仅依据临界倾角分析不能确定需直接检测的内腐蚀敏感度点，应进一步开展多相流动分析，为更高效地开展长输天然气管道内腐蚀直接评价提出了建议。     

油气管道焊接接头的应力腐蚀及防护

焊接过程引起焊接接头组织和力学性能的不均匀性。通过研究焊接接头应力腐蚀的规律,发现焊缝比母材具有更高的应力腐蚀敏感性;焊缝硬化层越宽对应力腐蚀越敏感;工作温度越高应力腐蚀敏感电位区间越宽;适量的加入合金元素可提高焊接接头的抗应力腐蚀能力;改善介质条件也是很重要的方面。     

数值模拟技术在管道内腐蚀损伤防护中的应用

文中研究了数值模拟技术在内腐蚀损伤防护中的应用现状,从内腐蚀损伤机理、内腐蚀损伤位置预测、内腐蚀损伤评价方面介绍了数值模拟技术的优势。以山东省天然气管道有限责任公司即将开展的管道内检测为例,初步设定了可以应用数值模拟技术的方向和方法,为内腐蚀检测工作提供参考。