局部腐蚀管理的承载能力评估

根据管道在各种外载荷作用下的应力分布情况,结合有关标准,评估了局部腐蚀管道在内压、温度应力及两者联合作用下的承载能力,提出了相应的计算表达式。计算表明,当热流处于稳定状态时,局部腐蚀管道所能承受的内、外壁增温差为最小值。因此,在温度应力作用下,如果排除热冲击效应,只需考虑热流稳定状态,而不必考虑热流未稳定的瞬间状态。     

加热炉炉管局部腐蚀及防治

加热炉炉管是直接式加热炉的关键部件，其壁厚直接影响加热炉的安全运行。分别对方箱炉和弹簧炉的炉管壁厚进行了测试，从分析数据得出结论：炉内单根炉管的腐蚀主要集中的炉管两头及靠近弯头部位０－９００ｍｍ范围内。     

防腐层内管道腐蚀的调查及分析

埋地钢质管道在防腐层、阴极防腐的共同保护下,钢管的某些区域仍会被腐蚀穿孔。这种情况在调查中已得到证实。文中指出发生腐蚀的重要原因,是在基本完整的防腐层下面某些区域的管道表面形成了腐蚀电池,腐蚀进行时,由于防腐层对阴极保护电流的屏蔽作用而使阴极保护对此失去效用。防腐层下面形成腐蚀电池的关键是除锈质量,故对钢管除锈工作应引起高度重视。     

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。     

“管中管”埋地管道的腐蚀分析及防腐措施

通过对“管中管”管道的现场调查和室内分析，发现管体腐蚀主要是由保浊国层内进水致使电化学腐蚀引起的。     

管道现场腐蚀疲劳试验结果分析

以库鄯输油管道现场腐蚀疲劳试验为例,介绍了对API X65 φ610×7.1管道用钢采用人工海水、反复周期加载直至受试钢管螺旋焊缝出现开裂的试验过程,通过进行力学、金相、腐蚀、失效分析,确认根焊角开裂为应力集中所致。试验结果表明,疲劳破裂易发生在母材韧性较差的部位,其焊缝根焊角度至关重要。     

套管内主管道的腐蚀问题

介绍了东北输油管道自７０年代至９０年代穿越段管道套管的防护方式。认为在穿越地段采用套管是当前保护主管道的有效手段。通过分析该输油管道的几起套管内主管道严重腐蚀的实例,指出在穿越公路,铁路,河流的管道外加钢质套管,并在套管内填充热沥青,可以消除聚氨酯泡沫和岩棉填充物所存在的缺陷,并可有效地防止套管内主管道的腐蚀,但长期防护效果还有待实际检验。     

埋地管道防腐层局部剥离失效原因分析

通过分析发现埋地长输管道防腐层局部剥离的主要原因是防腐层老化，阴极剥离和防腐层施工质量及性能差，指出了防腐层局部剥离对阴极保护电流的屏蔽和应力腐蚀的危害，有针对性地在管道设计选材，阴极保护等方面提出了相应的改进措施。     

埋地长输管道腐蚀原因及改进措施

通过对鲁宁（山东－仪征）输油管道的防腐层状况，恒电位仪运行参数和管道本体进行调查分析认为，管道腐蚀的主要原因是由于管道防腐层的老化造成剥离，形成剥离覆盖层对阴极电流的屏蔽，致使剥离覆盖层下的管道处于腐蚀状态中，形成保护死角所致。提出加强管道防腐层检补漏，大修和增设阴极保护装置等措施是延长管道使用寿命的最佳方法。     

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。     

沈抚输油管道腐蚀原因分析

通过对沈抚输油管道的大修，发现管道腐蚀是防腐层进水所致，分析了防腐层进水的原因，主要有保温层发泡不均，空壳，夹克层破损；热收缩套补口没能粘在夹克上形成密封不好，夹克层补伤有缺陷，补口发泡压力不足造成质松，闭孔率低等，指出硫酸盐还原菌的存在，泡沫中阻燃剂的水解及较高的输油温度，是促进腐蚀发展的重要因素，论述了沈抚线发生不可控腐蚀的基本原因，夹克层破损处泡沫中的水分蒸发，使该处管壁上的结晶盐和靠近管壁     

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。     

榕山—佛荫输气管道外腐蚀分析及控制措施

通过对榕山－佛荫输气管道进行智能检测发现，管道石油沥青防腐层损坏严重。从管道膜下腐蚀、环焊缝处“死角区”以及阴极保护极化电位不足等方面，对该条管道外壁产生腐蚀的原因进行了分析，提出了管道外腐蚀控制措施和建议。     

输油气站埋地管道的腐蚀分析与防护

对都乌输气管道鄯善首站埋地管道腐蚀进行了调查分析，根据站区埋地管道的腐蚀特点，提出了相应的防护对策：改善环境，降低土壤腐蚀性；采用非溶剂型覆盖层材料，减少针孔产生；取消玻璃布增强材料，确保涂装质量；实施区域阴极保护技术，有效地控制了埋地管道的腐蚀。     

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     

浮顶油罐底板腐蚀原因分析

针对长岭炼油厂１７号原油罐运行中的腐蚀穿孔问题,分析了该油罐罐底的腐蚀原因,分析结果表明,油品物化性质,焊接质量,施工质量,油罐低液位运行,钢板材质及缺陷等是造成油罐罐底上下表面腐蚀的原因。为解决这些问题提出几项具体的技术措施。     

国内外气田开发中管内CO2腐蚀研究进展

在天然气的开发、加工利用过程中，管道遭受腐蚀是常见的现象，其中ＣＯ２腐蚀占有相当数量，针对管道内ＣＯ２腐蚀问题，综合国内外最新研究成果，重点介绍了挪威能源技术协会（ＩＦＥ）对ＣＯ２腐蚀的研究成果，分析单相及多相流中的ＣＯ２腐蚀机理及腐蚀特征，将腐蚀分为均匀腐蚀、坑点腐蚀、冲刷腐蚀，并指出影响ＣＯ２腐蚀的ＰＨ值、温度、ＣＯ２分压、Ｆｅ＾２＋浓度、流速、Ｃｌ＾－浓度、水物、Ｈ２Ｓ含量等诸多因素。对ＣＯ     

直接式加热炉炉管表面腐蚀原因分析

对直接式原油加热炉进行大修解剖发现,加热炉对流炉管腐蚀严重,通过对对流炉管表面腐蚀产物成分及产生腐蚀的原因进行分析,指出高温燃烧条件下炉管表面发生强烈氧化和硫酸露点腐蚀是造成对流炉管表面腐蚀的主要原因,并提出了防止炉管腐蚀的改进措施,确保加热炉的安全运行。     

储罐内底板腐蚀原因分析

概述了坑道式油库储罐的腐蚀情况,油罐内底板腐蚀的原因主要是罐底部存水,吏罐内底板扭静电防腐层失效、脱落。分析了防腐层完全脱落区域钢板的腐蚀机理,及防腐层未完全脱落部分坑点的腐蚀机理,并在此基础上提出采用外加电流阴极保护法保护罐底板、改造油罐脱水设施结构、在存水中加注缓蚀剂等建议。     

原油储罐加热盘管腐蚀原因分析及对策

针对吐哈油库原油储罐加热盘管腐蚀穿孔的现象,对锅炉使用的软化水、锅炉水以及冷凝水进行了分析,指出加热盘管产生腐蚀的主要原因是二氧化碳腐蚀、电化学腐蚀和氧腐蚀共同作用的结果,提出了减缓二氧化碳腐蚀的措施,建议增加除氧设备,锅炉使用除氧水,以减缓氧腐蚀。