四川输气管道的硫经物应力腐蚀与控制

四川天然气管道总长１４１４ｋｍ，担负西南三省的工业和民用输气任务。近年来因管道腐蚀而爆管的事故不断发生，造成巨大的经济损失和环境污染。通过对大量管道事故的分析研究，指出大部分分管道爆管事故是由硫化物应力腐蚀造成的，而导致管道应力腐蚀破坏最主要的因素是硫化氢浓度、管道内含水和管道压力。针对造成事故的原因，采取了行之有效的控制措施，抑制了不同类型的应力腐蚀，取得了较好的经济效益和社会效益。     

东临复线管道补口防腐失效分析

以东临复线乔庄进站管道爆管事故为例,从现场勘察破裂形貌、现场强制电流阴极保护系统有效性调查、土壤电阻率的测试、管道埋深及失效点的防腐层材料特性等方面,对爆管区域内的补口材料性能及腐蚀影响因素进行了分析.指出管道因埋深浅使得粘接性差的补口材料在温差影响下易产生腐蚀缺陷,当瞬时水击压力超高时易引发爆管,并针对此问题提出了相应的防治方法及建议.     

φ273漏磁腐蚀检测器在输油管道上的应用

为了掌握管道的内外腐蚀情况,在新疆的输油管道上采用了带发讯器的机械清管器和引进的智能清管器,准确地找到了管道管材的缺陷和内外腐蚀管段的具体位置。为预防管道因腐蚀穿孔而造成的跑油事故,提高管道的本质安全找到了一种较理想的方法。此方法大修时间和大修费用,可使过去盲目的大修变为有计划的维修,在长输管道上有广阔的应用前景。     

硫化氢环境中管道钢的腐蚀及防护

分析了硫化氢环境腐蚀原理,考察了管道钢硫化氢环境下应力腐蚀开裂的类型、条件及特点,列举了长输管道硫化氢腐蚀的主要影响因素.根据国内外典型的管道应力腐蚀开裂事故研究结果及其研究状况,提出了采用保护层、电化学保护以及添加缓蚀剂等预防措施.     

油气管道腐蚀检测技术发展现状与思考

通过定期对油气管道实施内外检测,及时、准确地发现管道的腐蚀缺陷,采取相应的维修、更换措施,可有效降低腐蚀事故的发生概率。针对外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂、穿越段外腐蚀等问题,阐述了油气管道腐蚀检测技术及相关标准的发展现状,介绍了瞬变电磁、超声导波、磁应力等非开挖检测技术原理及工程应用,总结了中国在油气管道腐蚀检测技术应用和管理中存在的问题,从管理提升和技术提升两方面探讨了未来的发展需求。在管理提升方面,提出建立统一的技术规范、数据管理平台及专业化腐蚀检测效能评价队伍;在技术提升方面,建议持续开展应力腐蚀开裂检测与评价技术研究,启动微生物腐蚀机理和检测技术研究,开展针孔腐蚀缺陷的检测与验证技术研究,研发组合式内外检测工具。(图4,参27)     

站内埋地管道阴极保护经验介绍

输油泵站内的埋地管道腐蚀问题已引起人们广泛的注意。据我局近几年的调查统计表明:管道腐蚀漏油事故中,站内工艺管网占了80％。原因是人们从设计和管理上重视站外的阴极保护系统,而忽视站内造成的。工程竣工后,站内大量设备接地,而站内管     

油气管道的风险分析

对引起管道事故的腐蚀、设计和操作三方面因素进行了分析评分。腐蚀破坏是管道中最常见的破坏，腐蚀主要指内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀风险的大小与介质腐蚀性强弱及防腐措施有关，其风险分数占腐蚀总分数的３０％，外腐蚀是管道腐蚀的主要因素，与阴极保护、外涂层质量、土壤腐蚀性、使用年限、有无金属埋设物、电流干扰及应力腐蚀等因素有关，分别对这些因素进行分析评分；原始设计与风险状况有密切的关系，设计时为简化计算所选用的设     

基于ANSYS的双点腐蚀缺陷管道剩余强度评价

为了定量评价管道腐蚀缺陷的严重程度,利用ANSYS有限元法对腐蚀管道的剩余强度进行研究,通过对管道腐蚀缺陷的模拟,分析腐蚀区的应力状态.基于含双椭圆凹坑缺陷的管道模型,探讨了腐蚀缺陷深度和缺陷间距对管道剩余强度的影响,定量确定了两者对管道局部应力的影响作用.结果表明:缺陷深度与局部应力成正比例关系,是影响管道局部应力的最主要因素,而缺陷间距对管道局部应力的影响较小.     

GP—1输气管道缓蚀剂的研制

由于管输天然气中硫化氢和水含量较高,管道内壁腐蚀程度呈增长趋势,近年来未保护管道的腐蚀穿孔及硫化物应力腐蚀开裂事故时有发生,严重影响了输气生产。为提高抑制局部腐蚀能力及综合性能,研制了GP-1输气管道缓蚀剂。该缓蚀剂是酰胺化合物复配其他缓蚀组分的复合型缓蚀剂。通过室内评定(挂片失重法和电化学方法)及现场模拟试验,认为GP-1缓蚀剂浓度为100×10~(-6)时,其缓蚀率已达97.7％,且抑制坑蚀能力较强,综合性能良好,适用于抑制含硫化氢的天然气集输管道的内壁腐蚀。     

埋地管道运行整体性评估

在对影响管道运行可靠性和整体性原因分析的基础上,重点提出了由腐蚀原因造成管道事故的评价方法,指出应用Ｂ３１Ｇ及其修正系数可较准确地确定腐蚀管段的允许安全强度,采用电化学腐蚀理论可成功解决预测泄漏时间,腐蚀速率和剩余使用寿命的问题。     

关于输气管道氢致裂纹的研究

输气管道用钢氢致裂纹的研究源于两个方面:输送压力的提高,造成硫化氢的分压P_(H_2S)的提高,使得氢致裂纹问题突出;世界范围内的天然气需求量增加,许多含硫化氢较高的气田正在开发之中,客观上促进了此项研究和抗氢致裂纹钢材研究的开展。认为减少氢致裂纹发生的可能性,应在两个大的方面采取措施:①输送介质脱硫、脱水;避开产生氢致裂纹的输送温度;输送介质的pH值应大于5。②提高管材起裂时最低氢含量C_(th)控制锰Mn和磷P含量,以减少管材偏析。     

我国输气管道应力腐蚀开裂的调查与研究

对我国中西部3条输气管道进行了应力腐蚀调查,调查的内容主要涉及3个方面,即针对老管道有目的性地开挖了21个探坑,进行了土壤环境、防腐层和阴极保护状况以及管道表面情况等一系列调查,分析了老输气管道上没有发生应力腐蚀的原因;通过慢拉伸试验和其它试验,初步评价了3条输气管道在实地土壤环境溶液和模拟土壤环境溶液中的对应力腐蚀的敏感性;分析了西部输气管道的土壤环境条件和运行条件,指出了产生管道外部应力腐蚀开裂的条件因素.研究成果对预防已运营及新建输气管道的外部应力腐蚀具有一定的借鉴作用.     

液体性无溶剂涂料的研究

传统涂料在管道内防腐的应用上存在着许多缺陷,而且内补口问题始终没得到解决。介绍了液体性无溶剂涂料的技术关键,研究进程和结果,以及在油,气田管道内防腐应用上的优势和前景。     

压气站YH-901气相缓蚀剂的研制与应用

分析了某压气站离心机组及输气管网腐蚀产生的原因,研制开发出了YH-901气相缓蚀剂.介绍了该缓蚀剂试验测定方法及现场试验,通过对各种防腐蚀方案进行经济比较表明,输气系统中应用YH-901缓蚀剂可减缓硫化物和二氧化碳对设备和管道的腐蚀,降低其腐蚀速度,保证压气站的安全生产.     

Cr^＋＋Er^＋重叠注入电机护环钢的抗SCC性能研究

The effects on stress corrosion cracking (SCC) resistance of 50Mn18Cr4 retaining ring steel by overlap-implanting chromium and erbium ions have been studied. The results of high temperature SCC comparative tests show that the resistance of 50Mn18Cr4 steel     

管道硫化氢应力腐蚀破裂的原因分析

采用SEM、TEM、EDX及金相分析等手段,对某气田集气干线工程的输气管道一直管与弯管焊接处发生爆裂件进行了取样分析,发现该集气管道破裂失效属硫化氢应力腐蚀开裂,裂纹起源于焊缝附近的直管母材内壁,与该直管的淬火、回火态的贝氏体 马氏体组织相关.     

输气管道内腐蚀速度BP神经网络预测模型

人工神经网络是模护人脑神经元结构、特性和大脑认知功能而构成的新型信号、信息处理系统。利用实验获得的输气管道在气相或液相中含有H2S、CO2、缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值，采用Levenberg-Marquardt算法建立了输气管道内腐蚀速度BP神经网络预测模型。利用该模型对输气管道内腐蚀速度进行了预测，取得了比较满意的效果。     

管道钢在土壤环境中应力腐蚀模拟溶液进展

综述了国内外管道钢土壤环境应力腐蚀开裂试验室模拟溶液体系,结合我国土壤腐蚀性分布特点,探讨了管道钢在我国实际土壤环境中应力腐蚀开裂(SCC)研究体系的确定等问题,为我国管道钢土壤应力腐蚀开裂研究提供了思路,并根据我国土壤理化性质给出了鹰潭和库尔勒两种土壤环境的模拟介质。     

开展油气管道风险分析的重要性和建议

《油气储运》杂志１９９５年刊载的《油气管道风险分析》一文提出了一个重要课题，对我国开展油气管道风险分析工作具有现实的指导作用。在长输管道运行中，常常由于第三方的破坏，管道腐蚀，设计中存在问题及误操作等因素而造成事故，影响安全运行，甚至危及人们的生命财产，例举了这些因素造成的一些事故，说明开展管道风险分析的重要性。     

磨溪气田气体流速对腐蚀的影响

气体流速大小对气田的腐蚀有重要影响。采用雷诺准数Ｒｅ判断了磨溪气田的气体流动类型，分析了气体临界流速，它是表征流体携带腐蚀产物能力大小的参数，磨溪气田的集输设备内气体流速都小于１．５ｍ／ｓ，因此导致部腐蚀严重。当气体中有液体存在时，只有能使流体在管道设备内呈雾状流动的流速才对管道设备的防腐最有利。同时雾状加注缓蚀剂能使缓蚀剂扩散均匀，提高缓蚀效率。