X52管材土壤腐蚀速率测试及结果分析

根据土壤中的含水率和土壤环境中阴离子Cl-、SO2-4、HCO-3、CO2-3的浓度,通过正交设计配置了25种土壤,利用改进的电阻法,测定了X52管材在不同组成土壤中的腐蚀速率.分析了土壤组成对X52管材土壤腐蚀速率的影响.结果表明:土壤含水率是影响X52管材土壤腐蚀速率的主要因素,而且当土壤含水率小于14%时,腐蚀速率随土壤含水率的增大逐渐增大,当土壤含水率超过14%时,土壤腐蚀速率随土壤含水率的增大而下降很快;土壤溶解盐中的阴离子Cl-、SO2-4、HCO-3、CO2-3对X52管材土壤腐蚀速率的作用相对较小.     

城镇燃气管道腐蚀检测案例分析

为优化城镇燃气管道的防腐措施，提高钢质管道的防腐效率，通过对某燃气公司城镇燃气管道检测中发现的典型腐蚀案例分析，找出了其腐蚀形态主要有土壤电化学腐蚀、微生物腐蚀、杂散电流腐蚀等，总结出可采取的防腐措施有管道外壁加装防腐层、安装阴极保护设施、增设排流装置等。对检测中发现的腐蚀缺陷，采用局部挖补、防腐层补口、接地排流技术处理，运行结果表明：修复后的管道阴极保护参数测试正常，土壤表面电位梯度0.4 mV/m,管地电位正向偏移值35 mV,无防腐层损坏、剥离及杂散电流腐蚀现象，解决了该条管道的防腐控制问题。     

埋地钢管的土壤腐蚀速率计算及防腐措施

埋地钢管发生泄漏的主要原因为土壤侧的腐蚀.埋地钢管土壤侧的腐蚀主要影响因素包括土壤性质、操作温度、涂层效力、阴极保护和杂散电流.依据API581,综合讨论上述因素的影响因子,并结合相关算例分析了阴极保护对土壤腐蚀速率的影响程度.针对土壤侧的腐蚀,提出了涂层防护和阴极保护的防腐措施.根据土壤腐蚀速率预测出埋地钢管的剩余使用寿命,从而合理安排检验检测时间,保障埋地钢管的安全运行.     

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.     

大型储水罐内壁防腐蚀的强制电流法阴极保护

大型钢质储水罐的内壁要受到水中腐蚀介质 ,如Cl- 和SO4 2 - 的腐蚀。尽管有防腐涂层保护 ,但由于涂层在水流的冲刷和浸泡下 ,会逐渐老化而失效 ,产生裂纹和孔隙 ,使罐内壁产生局部腐蚀。为减缓和克服水对罐壁的腐蚀 ,介绍了强制电流法阴极保护在大型钢质储罐上的应用     

埋地输油管道外防腐层的检测与评估

运用RD-PCM地探仪对某机场埋地输油管道的外防腐层进行不开挖检测,检测外防腐层老化程度,确定外防腐层的破损处(露铁点)。检测管道外环境土壤的腐蚀情况,确定土壤的腐蚀等级。对露铁点选择性开挖,了解露铁点的现状。分析牺牲阳极的保护情况,计算确定牺牲阳极的保护年限。对该输油管道的现状进行系统评估,确保管道在设计年限内可靠运行。     

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。     

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。     

川气东送管道沿途土壤腐蚀性评价

可靠的腐蚀评价方法及先进的防腐措施是确保管道安全运行、防止腐蚀泄漏事故的关键。针对川气东送管道距离长、情况复杂的特点,采用室内外实验相结合的方法,对整条管道进行土壤腐蚀评价。通过管道沿线土壤埋片试验、土壤性质分析测试、电化学实验,分析了钢试片的宏观腐蚀产物,测定了主要盐离子的含量,评价了含水量对腐蚀的影响。利用室内外实验相结合的方法对土壤腐蚀方面进行了有效的评价。     

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.     

辽河特石超稠油输油管线腐蚀预测与评价

以辽河油田埋地管道土壤腐蚀实测数据为例,同时引入灰关联分析原理及处理方法来描述土壤腐蚀因素对管道腐蚀的影响程度.通过计算各采样的关联度,可以知道管道的腐蚀轻重情况,沿途中的腐蚀情况为BB03＜Z001＜Y3＜Z010＜兴-转＜石材市场＜Z012.另外,又引用了侵蚀性指数法,通过计算侵蚀性指数来判断腐蚀液(除Z010外)的腐蚀倾向.结果表明腐蚀液有中等侵蚀性.     

含水率对X70钢在滨海土壤中腐蚀行为的影响

X70钢作为新型管线钢,目前正大量地应用于输气管道的建设。对X70钢的土壤腐蚀问题进行了实验研究,采用极化曲线、交流阻抗技术对相对含水率在38％-100％（WHC）的青岛滨海土壤中的腐蚀行为进行研究,分析了含水率对土壤腐蚀的影响。结果表明：X70钢在不同含水率土壤中的腐蚀受阴极极化控制。土壤的密实程度和可溶性盐的离子化程度导致不同含水率的土壤腐蚀规律如下：中高含水率对腐蚀速率影响显著,相对含水率小于等于45％时腐蚀速率较小且变化不明显,高于45％时腐蚀速率呈现先迅速升高后降低的趋势,在65％时达到最大;高含水率的土壤中有中间腐蚀产物膜形成。     

X80管线钢在鄯善土壤模拟溶液中的腐蚀行为

利用失重法、电化学测试、扫描电镜、能谱分析等方法,研究X80管线钢在鄯善土壤模拟溶液中的腐蚀行为。结果表明：X80钢在3个测试点模拟土壤溶液中以全面腐蚀为主,局部位置发生点蚀;60 d浸泡期内,其在不同模拟溶液中的腐蚀速率大小依次为：AN000〉AN065〉AN016;随着浸泡时间的增加,Ca2＋吸附在X80钢表面并形成Ca的产物层,有效地减缓了X80钢在AN016模拟溶液中的腐蚀。在含盐量较高的土壤环境中,富集在钢基表面的结晶盐对钢的腐蚀具有一定的减缓作用。     

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...     

固废材料磷石膏的工程特性研究

本文从探究磷石膏含水率在不同温度下的变化规律;参考《公路土工试验规程》(JTG E40-2007)中的试验方法,研究磷石膏的物理力学性质,测定磷石膏的液塑限、最大干密度、最佳含水率、比重等物理参数,开展不同压实度下磷石膏的渗透试验、压缩试验、三轴剪切试验等,对磷石膏的工程特性进行分析评价。结果表明:磷石膏物理力学特性类似于土类,但磷石膏的结构和土不同,磷石膏是规则的板状晶体结构,主要成分是CaSO4·2HO2。总体分析磷石膏是一种良好的工程材料,工程应用中控制和掌握好磷石膏含水率,尽可能的提高磷石膏的压实度,压实度越大,磷石膏的工程性质越好。     

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.     

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...     

CO2腐蚀影响因素研究

CO2对井下、地面设备及管道会产生不同程度的腐蚀作用,造成经济损失和环境污染。详细介绍了影响腐蚀速率的各种因素,包括环境因素、物理因素及材料因素,最后结合实际可知,CO2分压、温度、pH值、腐蚀膜特性、流速、合金情况是主要的腐蚀影响因素。