花格线腐蚀原因分析及处理

花格线全长435km,管径为273mm,采用加热输送,出站温度为70～80℃,进站温度为30～40℃,该管道采用“管中管”方法进行防腐保温。沿线经过戈壁、沙滩、草地、沼泽,穿过格尔木河、那陵格勒河、小灶河,地质条件复杂,环境恶劣。该管线自1990年底投入运营至今,已先后发生5次腐蚀漏油事故(见表1),其事故率之高,创管道输油史的记录。     

输油管道中不稳定流动分析

输油管道中油品的不稳定流动问题，可以采用各种数值法并借助计算机进行有效分析。目前最广泛采用的数值法有特征线法，显式差分法和隐式有限差分法。分析了各方法的特点：特征线法和显式差分法能对各种边界条件进行处理，但时间步长取值必须很小，计算次数多；隐式有限差分法能采用匠时间步长，相应减少计算次数，但需求解非常庞大的非生方程组。因此提出根据管道的长度，复杂性，边界条件，精度要求等，交错使用特征线法和隐式差分     

中碳钢管敷设野外输油管道的实践

根据中碳钢管敷设野外输油管道的实践，提出了用中碳钢管替代低碳钢管必须解决的问题，论述了解决方法。中碳钢管材（Ｊ－５５）的化学成分，含碳量介于４０＾＃与４５＾＃钢之间，含硫量明显低于低碳钢，含锰量变化区间较大，计算出的碳当量大于０．６％，表明管材的呆焊性较差；其机械性能，抗拉强度和屈服极限比低碳钢高，冲击韧性相对较上，延伸率变化区间大；其机械性能，抗拉强度和屈服极限比低碳钢高，冲击韧性相对较小，延伸     

格拉输油管道存在的技术问题

格拉输油管道存在的各种技术问题主要是管道防腐绝缘保护层损坏老化严重；全线阴极保护处于失效状态；站内管道焊缝缺陷严重；站外管道穿越公路段和穿跨越河流段成了管理上的薄弱处；高原冻害对管道安全造成严重威胁；高原季节性洪水威胁管道安全；高原的建设发展使管道的生存环境变得严劣。针对这些问题提出了具体措施。     

输油管道支座处的腐蚀及对策

油库输油管道腐蚀穿孔多发生在管道与支座接触处,从而影响整个管道的正常使用。针对这种现象,油库技术人员采取了一些措施,如用加固法、防腐绝缘法等来提高支座处输油管道的使用寿命。从理论上讲这是可行的,但实际上往往由于设计、施工等原因反而加速了腐蚀。     

安全低耗输油的基础在于实现优化运行

管道运输是新兴的运输方式。它同铁路、公路、水运、民航并列为国民经济的五大运输系统。液体、气体、固体等三种形态的物资均可用管道输送。管道运输在国外受到高度重视,全世界的管道运输业每年以较高的建设速度向前发展着,到目前为止,全世界管道总长已超过200 Xlo4km。70年代初期,我国在东北兴建了第一条大口径、长距离输油管道。相继在全国进行了输油管道建设,现已初步建立起管道运输网络。管道运输已明显地缓和了国家运输紧张状态。管道所输油量已占全国原油总产量的65%以上。全国石油运输结构已有很大变化。60年代向80年代相比,铁路原…     

格拉管道的故障原因及处理方法

格拉成品油管道的故障主要有防腐层劣化,阴极保护度较低,焊接质量缺陷和人为破坏。为此提出了处理方法和预防措施,建议对管道腐蚀与防护系统的技术现状和管道整体安全性进行科学评价;对干线管道进行内外腐蚀,壁厚分布,损伤变形等方面进行检测;引进国外先进的管道泄漏探测系统,以及提高公众保护管道的意识等。     

秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测

针对秦京输油管道存在的土壤腐蚀、应力疲劳腐蚀、杂散电流腐蚀、管体材质不均匀产生的腐蚀问题,进行了腐蚀机理分析,对该管道外防腐层、内腐蚀进行了检测。根据腐蚀机理分析结果评价了秦京输油管道目前的腐蚀状况,认为应将管道防腐层的外检测与内检测相结合,以得出综合结论,有针对性地消除安全运行隐患,对秦京输油管道管网改造提出了建议。     

对海底管道煤焦油瓷漆涂敷工艺的见识

煤焦油瓷漆作为南海油气管道防腐材料已被普遍采用,现对ARCO(中美阿科公司)煤焦油瓷漆涂敷工艺发表如下见识。 煤焦油瓷漆防腐作业线工序 φ711×12钢管检查清扫→电烘干45℃→喷砂除锈Sa2.5级→吸尘→喷涂合成底漆15μm(液态筒装)→自然干燥1.5～2min→     

对库鄯输油管道阴极保护投运的认识

库鄯输油管道沿线不同的地形地貌和土壤分布造成对管道腐蚀性的差异。埋地管道表面在不同部位间存在的电位差是引起金属表面土壤腐蚀的主要原因。介绍了沿线土壤腐蚀环境及库鄯输油管道阴极保护系统的设计、施工及调试情况。阴极保护系统采用强制电流和牺牲阳极两种保护形式。在高电阻率的石方段采用伴随管道同沟敷设的柔性辅助阳极;在山区段采用带状和块状的镁阳极做牺牲阳极。该系统调试运行正常,应用效果良好。由于近年来的输油     

格拉成品油管道腐蚀问题及其对策

通过对格尔木－拉萨的成品油管道进行全面腐蚀情况检测和防腐补漏工作，发现该管道腐蚀问题比较严重，一方面，防腐层老化、剥离并遭到破坏；另一方面，穿跨河流、冰丘、冰锥、盐碱滩、沼泽地段的管道出现腐蚀穿孔。出现严重腐蚀的原因是设计、施工的缺陷、复杂的地理地质条件和管理使用方面的问题。介绍了采取的相应措施，即加强阴极保护系统的管理、管道防腐检漏、补漏以及管道水工保护工作。同时还就格位管道防腐问题提出了看法和     

原油改性处理的管道输送工艺

介绍了原油管道加热输送工艺存在的缺陷、原油改性处理输送工艺的发展史及我国应用化学改性处理工艺的概况。原油改性处理工艺的基本原理是控制条件或添加某种化学的来影响蜡的形态,消弱蜡结合趋势和结构强度,从而推迟原油胶疑的发生。其方法可分为的物理(热处理)和物理化学(添加化学刘)两大类。指出唯有石蜡基或混合基原油一含蜡多者,才有可能用化学剂降凝。有效的降凝剂基本都具有长烃链和极性基的聚合物。其单体中的碳原子数要和原油中的蜡主体部分碳数相适应,才能达到最好的效果。加剂温度、处理温度、降温速率和方式、处理最终温度等是取得最佳效果的工艺条件。对于改性效果的评定,除遵照中国石油天然气行业标准外。还必须做更全面的考察。比较详细地介绍了改性处理工艺实施中的特殊问题。     

长呼原油管道优化运行分析

长呼原油管道为保温管道,在投产运行的首个冬季,没有成熟的运行经验可供参考。为此,梳理了运行影响因素,进而通过对沿线油温、地温及物性进行跟踪统计分析,逐步调整优化运行方案,在确保安全运行的前提下,实现了节能降耗。通过优化运行方案,由全线各站全部启炉（运行6台加热炉）调整为仅需3站启炉（运行4台加热炉）,全线温降相比设计和投产初期温降数值大幅降低,降凝剂用量节约25％,实际运行平均总传热系数低于设计值。由此可知,保温原油管道结蜡现象不明显,生产单耗小,节能优势明显。     

秦京输油管道防腐层劣化原因分析

秦皇岛－－北京输油管道外包缠改性石油沥青防腐绝缘层，同时采用外加电流及局部牺牲阳极的电化学防护方法进行防腐，由于管道埋地近２０ａ，防腐层已逐渐劣化。根据管道防腐层现状，详细分析了防腐层老化的原因，（１）防腐层施工质量差；（２）预制管子在安装、运输、储存及下沟回填过程中的损坏；（３）管道热油运行的影响；（４）沥青材料随埋地时间的增长而劣化等。提出在加强防腐层施工质量、预制管道同时，对热油埋地管道的运     

仪长原油管道清管实践

仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6）     

黄青管道蜡油输送技术

对黄青管道蜡油输送技术进行了研究,通过试验与分析,确定了含海底管道的长输管道输送蜡油的实用技术,给出了试验实例。根据黄青管道的实际输送工况,提出了蜡油安全输送工作应重视的问题。     

格拉输油管道水击分析与保护措施

输油管道运行中发生水击现象易造成管道局部超压、液柱分离和泵汽蚀.针对这一问题在格拉输油管道上采取了水击多重保护措施,即各站泵出口汇管处设置调节阀调节、机械式泄压阀保护及其紧急停泵措施.并对非正常停泵、意外关阀等事故工况进行了分析,阐述了该管道的水击保护过程.提出了增加水击超前保护系统,提高该管道的检测能力、具备可靠的控制和通讯手段,编制开发工况分析与水击保护的控制软件和专家诊断系统,防止和减少因设备误操作及设备故障引起的水击等项建议.     

沧临线腐蚀穿孔与阴极保护的关系

沧临线有采用沥青玻璃布普能级防腐，全线实施阴极保护。由于该线系抢建项目，施工期间缺乏严格的质量管理，所以投产以来，管道穿孔漏油频繁，根据历年漏油情况统计资料，绘制空孔漏油频率曲线，分析了曲线中三个峰值产生的原因：出现第一个高峰值的原因是原材料及施工焊接缺陷，第二，三个高峰值均为腐蚀穿孔所致。又结合管道的阴极保护情况对曲线的第二，三个高峰值进一步分析。由于阴极保护站投用不及时，在管道穿孔已经发生后，     

东辛含硫原油管道超压试验及应力检测

东辛含硫原油管道已运营２０余年，管道状况较好，腐蚀程度较轻。为充分考察管道现有状况及进一步利用管道承载能力，进行了６００ｍ管道超压强度试验，并用电测法对试压管道进行了现场应力，应变检测，初步分析结果认为，管理整体强度尚有一定储备，可供继续使用多年，具备增压运行的可能性，并给出了初步的增压范围（３．０～４．０Ｍｐａ）。     

石空-兰州含蜡原油管道运行方案优化

根据石空-兰州原油管道沿线油温、地温数据以及油品物性,采用常温、加热及加剂综合热处理3种输送工艺,其下游进站油温应分别不低于22℃、20℃和17℃。将全年分为春夏秋冬4个运行时段,对不同输量下的运行方案进行细化,给出了详细的油温控制要求、异常工况应对方案,以及加剂输送时加剂系统故障工况下的保障方案。运行方案要求：进站油温须高于凝点3℃;沿线启炉加热出站油温不低于50℃;1、2月份综合热处理加剂量不低于25g／t,其他月份不低于12．5g／t。此外,在经济性方面,加剂综合热处理输送工艺明显优于加热输送工艺。（图1,表2,参12）