秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测
油田输油管道腐蚀检测技术研究与应用
油田输油管道腐蚀检测技术研究与应用摘要：现如今油气集输管道的腐蚀问题已成为油气集输系统中的重要问题之一，其建设质量严重影响着油气输送的使用效果。
油气输送检查井对于油气输送同样具有重要的影响，其建设质量严重影响着油气管道工程的整体质量。
我国社会不断发展，对油气的使用需求越来越高，尤其是对油气输送来说，往往提出了更高的要求。
鉴于此，本文主要分析油气管道腐蚀检测技术与应用，以供参考。
关键词：输油管道；腐蚀；防腐层检测1油气集输管道腐蚀原因1.1管内腐蚀油气管道被腐蚀的原因之一就是管内腐蚀，由于油气管道内存放的物质大部分为成品油、天然气等，在运输的过程中，管内存在的气体与管内液体产生反应，形成酸性物质，由于在运输的过程中，油气管道在不停的运动，导致管内酸性物质在不断产生，这种酸性物质对管内的腐蚀是相对均匀的，久而久之，管道内发生腐蚀现象。
1.2土壤腐蚀由于我国工业发展迅速，油气管道质量在不断提高，导致油气管道使用年限不断增加，油气运输管道被埋在地下，由于土壤中含有水、氧气、微生物等，形成具有腐蚀性的电池，对油气管道外壁产生一定的影响。
另外一些土壤中还含有杂散电流，这种电流通过与微生物、水等物质接触，会产生反应，再与油气管道接触，形成腐蚀现象。
1.3化学腐蚀化学腐蚀是由于管道接触某种物质，产生化学反应，形成管道腐蚀。
油气中含有氧气、硫化物、碳化物等化学物质，这些物质在管道内与铁产生化学反应，会对油气管道产生腐蚀作用。
具体来说，管道内的二氧化硫与铁和氧气会产生化学反应，形成硫酸亚铁，硫酸亚铁通过电离反应生成游离酸和氧化物，管道会由于游离酸加速腐蚀，管道内会通过其他化学反应生成新的硫酸亚铁，这种循环往复的方式，使管道不断被腐蚀，最终管道发生破损，油气泄露。
2油气管道腐蚀的检测技术分析2.1外防腐层检测技术在针对油气管道进行腐蚀检测的过程之中，外防腐层尤为关键，外防腐层检测技术要检测油气管道的外防腐层，利用相应的检测技术，可以直接展现出来油气管道出现腐蚀的具体情况。
秦京线输油管道土壤腐蚀的模糊综合评判_范强
值等各种环境因素 ,按照一定的方法计算出相关的 评价总分 ,再按评价总分或有关指数判断土壤的腐
蚀性。 但由于影响土壤腐蚀的大多数因素具有不确
定性和不精确性 , 即既有随机性 ,又大多 属于模糊
平均腐蚀速率与土壤的含水率存在极值现象。 实验测得: 当含水率在 15% 时 ,其腐蚀速率最大 ,小 于 15% 时 ,随含水率的增加 ,土壤的腐蚀速率升高 , 当含水率超过 15% ,随土壤含水率的增加 ,土壤的腐 蚀速率反而降低。 1. 2 土壤的含氧量
土壤中氧的存在也是管线土壤腐蚀的一个重要
因素 ,它使管线与土壤间形成氧浓度差电池 ,导致腐 蚀发生。就管材而言 ,含氧愈高 ,腐蚀速率愈大 ,因为 氧的去极化作用是随着到达阴极含氧量的增加而加
弱 - - - 强 - - - 中等 强
0. 33
8 66# - 67# ( 41) 秦京 线昌黎站 较弱
弱
强 弱 中等 弱
0. 444
9 106# - 107# ( 6) 秦京 线迁安站 中等
弱 - - - 较强 中 等 中等 0. 581
10 145# - 100M 秦京 线迁安站
弱
弱 - - - 强 较弱 弱
秦京线
弱 - -- - -- 弱 强 弱
0. 53
19 36# ( 东 )
秦京线
弱 - - - - - - 中等 强 强
0. 33
20 36# ( 东 )
秦京线
弱 - -- - -- 强 强 强
0. 6- -- 弱 强 弱
0. 53
22 迁安出 口处
秦京线
弱 - - - - - - 中等 强 强
快的。 1. 3 土壤的含盐量
通常土壤中的可溶盐含量一般在 2% 以内 ,约为 0. 08- 1. 5m L /L。 它是形成土壤电解液 的主要因 素 ,含盐量愈高 ,土壤电阻率愈小 ,腐蚀速度愈大。土 壤中的可溶盐的种类很多 ,与腐蚀关系密切的阴离 子类型主要有: 碳酸根、氯和硫酸根离子。 其中以氯 离子对土壤的腐蚀促进作用较大。阳离子主要有钾、 钠、镁、钙离子 ,一般来讲对腐蚀影响不大 ,只是通过 土壤溶液的导电性来影响土壤的腐蚀性。另外 ,在非 酸性土壤中钙、镁的离子能够形成氧化物和碳酸盐 , 在金属表面形成保护层 ,能够减轻腐蚀。 1. 4 土壤的酸碱度
油管道的腐蚀原因和防腐措施探讨
油管道的腐蚀原因和防腐措施探讨油管道的腐蚀原因可以分为两大类，一类是外部腐蚀，一类是内部腐蚀。
外部腐蚀往往是由环境因素引起的，如土壤湿度、土壤化学成分、气候条件和地质条件等。
这些因素会导致外部腐蚀物质如水、氧和酸等接触到管道表面，从而引发腐蚀。
内部腐蚀则主要是由输送的流体中含有的腐蚀性成分引起的，如硫化氢、二氧化碳和酸性化学物质等。
这些物质会损害管道内壁，从而导致内部腐蚀。
为了防止油管道的腐蚀，各种防腐措施被采用。
其中，常见的方法包括防腐涂层、防腐油漆、防腐土壤覆盖、防腐电流和防腐合金等。
防腐涂层是油管道最常见的防腐措施之一、它通过在管道表面涂覆一层特殊的涂料，形成一个防护层，隔绝了外部环境和管道金属之间的接触。
防腐涂层可以选择各种合适的材料，如环氧树脂、聚乙烯和聚胺脂等。
这些涂料具有耐腐蚀、耐磨损和耐高温的特性，能有效地阻止腐蚀物质对管道的侵蚀。
防腐油漆是一种在管道表面形成的一层薄膜，类似于防腐涂层。
它通常是一种油基或溶剂基的液体材料，可以通过喷涂或刷涂的方式施工在油管道表面。
防腐油漆具有极强的抗腐蚀性能，可以防止外部环境对管道金属的侵蚀。
防腐土壤覆盖是防止外部腐蚀的一种重要措施。
在安装油管道时，通常会在管道下方铺设一层特殊材料的土壤，称为防腐土壤。
这种土壤富含抗腐蚀物质，可以隔离管道与环境的接触，减少腐蚀的风险。
防腐电流是一种通过施加外部电流来保护管道免受腐蚀的方法。
它利用电流作用于管道表面形成一层保护膜，阻碍腐蚀物质的侵蚀。
这是一种被广泛应用的技术，特别适用于埋地管道。
防腐合金也是一种有效的防腐措施。
通过添加抗腐蚀元素如钼、铬和镍等，可以增强管道金属的抗腐蚀性能。
这些元素能够与腐蚀物质产生化学反应，形成物理上的屏障，阻止腐蚀的发生。
总之，油管道的腐蚀原因多种多样，需采取一系列的防腐措施来保护管道的完整性和安全性。
防腐涂层、防腐油漆、防腐土壤覆盖、防腐电流和防腐合金等都是常见的防腐措施。
通过对不同情况的综合考虑和合理选择，可以有效地减少腐蚀对油管道的影响，确保其长期安全运营。
某油田输油管道腐蚀检测结果分析
某油田输油管道腐蚀检测结果分析发表时间：2018-11-13T21:09:20.773Z 来源：《基层建设》2018年第27期作者：鱼少波[导读] 摘要：随着我国石油的使用量不断攀升，石油行业对开采安全的问题越来越关注。
陕西宇阳石油科技工程有限公司摘要：随着我国石油的使用量不断攀升，石油行业对开采安全的问题越来越关注。
鉴于此，本研究对某油田东区集输管道外腐蚀检测进行分析，通过从电阻、阴极保护、土壤成分等几个方面分析判断在某油田东区中出现的问题。
旨在为了更好的提升现今某油田东区集输管道外防腐蚀的质量献力。
关键字：某油田；集输管；网外腐蚀；检测结果引言在铺设管道中管道的安全性成为工作的重中之重，一旦管道被腐蚀，石油泄露，会造成能难以估计的后果。
因此，某油田东区集输管道外腐蚀成为现今较热的话题，而如何对其进行工作，成为了相关人员应深思的问题。
1 某油田东区集输管道外保护措施随着技术的发展，当前某油田的防护措施，已经将防腐涂层与阴极保护结合在一起，对埋地钢管进行深度的防腐处理。
主要的方法就是将致密的防腐材料均匀的涂在经过除锈的钢管上，把钢制表面与腐蚀环境隔离，形成防腐蚀的保护膜。
阴极保护就是指，在钢管中，利用阴极极化使金属的电位发生位移的办法，将钢管内部被腐蚀的阳极大幅度减小，从而降低钢管的腐蚀性，甚至可以达到阳极完全消失的效果。
这样的办法，看起来是在物理和化学两个角度对钢管进行防腐蚀的处理，但是完美的计划是不存在的，在应用中，由于钢管自身的老化，防腐层会出现剥落、分离等现象，这种现象的出现都是降低防腐层的使用寿命，而失去防腐层的钢管与保护完好的钢管会形成一个内部自带阴极与阳极的电池，加大了钢管的腐蚀穿孔的伤害。
因此，将两种办法结合应用能够为钢管的防腐工作助力。
防腐涂层保护，要根据钢管的直径对钢管进行不同的防腐层处理。
例如，某油田的钢管直径有300毫米之分，在防腐施工中，对300毫米以上的管道采用PE防腐层进行保护，在涂防腐层的时候，要进行三层的覆盖；对于小于300毫米的管道施工中，可以采用熔结环氧粉末进行涂层防腐。
油田集输管道腐蚀检测与防护措施研究
油田集输管道腐蚀检测与防护措施研究发布时间：2022-09-19T01:16:59.823Z 来源：《科学与技术》2022年10期作者：陈伟伟[导读] 近年来，经济快速发展，社会不断进步，为了适应现阶段油田集输管道的工作要求陈伟伟长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710299摘要：近年来，经济快速发展，社会不断进步，为了适应现阶段油田集输管道的工作要求，必须健全管道腐蚀检测技术及防护技术，以适应当下社会经济的发展要求。
现阶段，油田建设项目的开展，离不开各类油田集输管道的应用。
受到各种工作条件的影响，在集输管道的长久使用过程中，受到各类因素的影响，会出现各类质量问题，都非常容易出现一系列的安全隐患。
该文分析油田集输管道的腐蚀影响因素，从而探讨相应的腐蚀检测技术，并采取相应的防护方案。
关键词：油田；集输管道；腐蚀检测；防护措施引言我国有关行业不断开发和挖掘石油天然气液体矿产，使得石油天然气的生产进入了特高含水生产期，油田地面生产系统的基础组成部分就包含了油田集输管道，建设油田的基础工作就是做好集输管线的防腐蚀工作。
不同的油田有不同的防腐蚀方式，例如中国石化西北油田分公司采取的防腐蚀方式是外防腐补强技术，简单说就是用不锈钢加护集输管道外部，然后用碳纤维补强，做到防腐和补强双重保护。
通过分析环境和运转的实际情况，选用对应的缓蚀剂。
还有一部分油田单位采取了无机非金属防护层这项输油管道防腐新技术，无机防腐材料抗老化、耐高温、耐磨损、防腐蚀，相比有机材料使用年限更加长久。
国外有关的技术人员通过不断的实验，寻找到了H2S在石油、天然气集输设备和输送管线方面产生的腐蚀机理和规律，对于防护措施有了完善的处理方法。
1油田集输管道开展腐蚀检测的重要现实意义众所周知，一旦发生严重的集输管道腐蚀事件，会造成油气的泄露，对周边的空气和提让会造成严重的污染，甚至会发生火灾造成人员的伤亡，对社会和经济造成不可挽回的损失。
油田企业应当基于社会科学发展的主流趋势，积极引入一系列防止管道腐蚀的先进技术，但也不能对潜在的安全风险掉以轻心，因此，也必须及时引入相应的管道腐蚀检测技术，采用一定的手段和措施进行深入验证，分析不同的腐蚀状态应当采取的技术手段及解决措施，从而有针对性地对不同腐蚀情况的区域进行精准的定量定性检测，最大程度地实现投资资源使用效率最大化。
输油管道的腐蚀原因分析及防护研究
输油管道的腐蚀原因分析及防护研究摘要：目前我国石油与天然气输送主要依靠长距离埋地钢质管道来实现，因此管道防腐及维护管理是保障其输送安全的重要措施。
掌握管道腐蚀的规律并加以有效控制，对确保国民经济“地下大动脉”的安全运行具有十分重要的现实意义。
关键词：油气管道腐蚀防护一、油气管道防腐意义现阶段我国石油天然气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，管材一般为钢制管道。
有人预计，以西气东输工程为标志，在2015年前我国将进入一个油气管道建设的高峰期。
但是输送石油天然气的管道大都处于复杂的土壤环境中，所输送的物质其腐蚀性各异。
因此，管道内外壁均有被腐蚀的可能性，一旦管道被腐蚀穿孔，就会造成油气泄漏，不仅运输中断，而且会污染环境，还可能引发灾难性事故，造成经济损失难以估量。
油气管道的防腐对于保障能源的运输乃至于对国民经济的发展至关重要。
二、管道腐蚀原因分析长输管道腐蚀现状埋地钢质管道发生腐蚀有三大影响因素：即土壤、防腐层、金属材料。
管道的腐蚀破坏是上述诸因素相互影响的结果。
1.土壤腐蚀因素土壤腐蚀绝大多数情况下都是由于埋在地下的金属管线与土壤这种十分特殊的电解质进行电化学过程所引起的。
土壤是引起石油长输管线外（壁）腐蚀破坏的主要原因。
土壤是一个由气、液、固组成的多相体系，其透气性和含水性构成了埋地金属的电化学腐蚀环境，且大多数属于氧去极化腐蚀，只有在强酸性土壤中，才会发生氢去极化腐蚀。
其电极反应为：阳极反应：金属溶解并放出电子：fe→fe2++2e阴极反应：介质中的离子吸收电子的还原过程：2h++2e→h2↑（强酸性介质中）o2+4h++4e→2h2o（酸性介质中）o2+2h2o+4e→4oh（-中、碱性介质中）在土壤腐蚀中，阴、阳极过程受土壤结构及湿度的影响极大。
若土壤疏松、干燥，则阳极过程不易进行因为这时缺乏使金属成为水化离子的必要的水分，而氧的渗透和流动比较容易，即阴极反应容易进行。
整个腐蚀过程受阳极控制；而在潮湿的粘性土壤中，氧的渗透和流动速度均较小，但水分充足，所以腐蚀过程主要受阴极过程控制。
典型输油生产事故案例及分析
典型输油生产事故案例及分析案例1、1977年7月29日，秦京线进行正输时，上级调度通知秦皇岛管理处、北京管理处调度，秦京线11：00全线停止正输，12：00由石楼站启泵反输。
北京管理处调度接到调度令后，认为白天电压低，要求推迟到20：00启泵反输。
由于问题没有落实，秦京线11：00没有停止正输。
但是石楼泵站职工认为12：00启泵反输，积极作了准备，站领导请示北京处调度同意，于11：45通知操作工关闭秦京来油阀门，造成秦京线憋压达到5.4Mpa，将石楼站反输泵房过滤器憋漏，三组换热器垫子憋刺。
由于当班工人及时发现采取泄压，避免了一场恶性事故发生。
案情分析：该事故发生的关键点在于石楼站领导请示北京处调度要关闭秦京来油阀门时，北京处调度没有请示上级调度或和秦皇岛处调度落实是否秦京线已停输完毕，必须双方确认后方可执行操作；其次，秦皇岛管理处、北京管理处调度对上级调度令有疑异，应对上级调度提出，上级调度给予明确答复，做好记录，按上级调度令执行；三，石楼站操作工在关闭秦京来油阀门过程中，如有专人监视进站压力变化，发现压力异常升高，停止关阀并紧急打开该阀，事故可终止。
案例2、1980年2月15日晚，秦京线滦河东阀室，自1995年投运后（阀室压盖垫子使用的是石棉垫，耐压不耐油），经过5年运行，老化突然刺油，使迁安泵站出站压力下降。
迁安泵站向管理处调度汇报检查原因，处调度误判断是提温后结蜡情况好转，未能进一步检查原因和进行过细参数分析，直至社员报告阀门漏油后，才采取措施处理。
由于延误了发现漏油时间，结果造成跑油480吨。
案情分析：该事故发生的关键点在于阀室压盖垫子使用的石棉垫老化；但管理处调度判断失误造成事态扩大。
一般管道漏油计算机显示压力历史曲线有以下3种情况：停输再启动、提量、提温运行后，管道内原油结蜡情况逐步好转，由于腐蚀等原因造成的小的渗漏，这两种情况通过压力参数变化很难确定是那种，一般压力历史曲线都出现图A情况，遇到这种曲线，没有把握确定，只能安排人员巡线，该种情况，一般基于“负压波”原理的泄漏检测软件也很难准确判断；原油管道出现较大量的泄漏或者盗油造成跑油，一般压力历史曲线出现图B情况，该种情况，一般基于“负压波”原理的泄漏检测软件能够较准确判断漏油点，确定漏油点位置后，调度人员立即通知巡线人员对该位置巡线，并根据经验扩大巡线范围；管道被打孔盗油成功，一般压力历史曲线出现图C情况，与图B情况明显不同的就是压力下降一段时间（取决于盗油现场压力、被盗原油量等，一般持续10－20分钟）后，盗油分子装完一车，关闭盗油阀门，压力又回升至正常运行压力。
油气管道腐蚀机理及措施分析
油气管道腐蚀机理及措施分析【摘要】油气管道是仅次于公路、铁路、空运、水运的第五大运输工具。
目前我国油气管道大都是以金属管道为主，随着我国对油气资源消耗的不断飙升和油气管道建设的不断增加，管道的腐蚀与维护问题也日益突出。
【关键词】油气管道腐蚀原因防护措施1 油气管道腐蚀原因分析管道可分为金属管道、非金属管道和复合管道三大类。
随着人们对腐蚀的认识过程不断深入，对腐蚀的定义也有多个版本。
目前一致认可的定义是：材料腐蚀是材料受其周围环境的化学、电化学和物理作用下引起的失效破坏现象。
金属腐蚀是金属与其周围环境（介质）之间发生化学或电化学作用而引起的破坏或变质。
如铁在自然环境中的锈蚀。
非金属腐蚀是指非金属材料由于在环境介质的化学、机械和物理作用下、出现老化、龟裂、腐烂和破坏的现象。
例如涂料在阳光下的开裂、鼓泡现象。
这是由于化学键在紫外线作用下断裂而导致的。
金属腐蚀是在四周介质的化学、电化学作用下所引起的一种破坏现象。
按管道被腐蚀的部位，可分为内壁腐蚀和外壁腐蚀；按管道腐蚀形态，可分为全面腐蚀和局部腐蚀；按管道腐蚀机理，可分为化学腐蚀和电化学腐蚀等。
金属管道内壁因输送介质的作用而产生的腐蚀被称为内壁腐蚀。
内壁腐蚀主要有水腐蚀和介质腐蚀。
水腐蚀指输送介质中的游离水，在管壁上生成亲水膜，由此形成原电池条件而产生的电化学腐蚀。
介质腐蚀指游离水以外的其他有害杂质，如：二氧化硫、硫化氢等，直接与管道金属作用产生的化学腐蚀。
硫化氢遇水很容易分解形成电离反应，会产生氢气进而发生氢脆，氢脆产生的氢气可使管路变脆、变形形成裂纹直至开裂损坏；二氧化硫与氧气、铁等作用下可产生硫酸亚铁，硫酸亚铁水解反应会产生游离酸，这样的恶性循环会加剧管道的腐蚀。
长输管道内壁一般同时存在着上述两种腐蚀过程。
特别是在管道弯头、低洼积水处和气液交界面，由于电化学腐蚀异常强烈，管壁大面积减薄或形成一系列腐蚀深坑，这些深坑是管道易于内腐蚀穿孔的地方。
外壁腐蚀主要包括大气腐蚀、土壤腐蚀、细菌腐蚀和杂散电流腐蚀等。
石油管道腐蚀因素分析及腐蚀防护优化措施
石油管道腐蚀因素分析及腐蚀防护优化措施摘要:随着我国经济社会的不断发展，我国当前对于各种能源资源的需求量不断提高。
在各种各样的能源资源当中，人们对于石油资源的需求尤其显著。
石油资源越来越成为当今时代人们必不可缺的重要能源资源。
而运输石油资源主要通过使用管道进行运输，因此，在石油管道的建设和运输过程中出现的各种问题，一般情况下，石油化工管道会经常性不可避免地出现各种被腐蚀问题，这就更加提高人们对此的重视程度。
为了保障石油化工管道的安全质量问题，应当明确石油管道的作用和地位，查明其被腐蚀的原因，并有针对性地制定解决措施。
关键词：石油管道；腐蚀因素；腐蚀防护；优化措施引言腐蚀问题是管道运行过程中都会面临的问题，腐蚀并不是突然性的，它是有一个孵化过程中，随着管道运行周期的延长，管道就越容易出现腐蚀问题。
造成管道腐蚀的因素有很多，有环境因素也有设计方面的因素，在管道结构设计中，我们专门设计了防腐层，随着使用周期的加长，防腐层出现了老化和剥离的现象，这种问题具有延伸性，会逐渐扩散到管道主体，使得管道整体出现腐蚀。
对于管道腐蚀的检测，我们要从多个方面入手，做好相关协调工作，对腐蚀情况进行分析，评估管道风险，以便更好的开展管道防护工作。
1石油管道腐蚀因素1.1化学腐蚀实质上，化学腐蚀是指金属材料在干燥气体和非电解质溶液中发生化学反应生成化合物的过程中没有电化学反应的腐蚀。
如果管道长时间暴露在空气中，一些金属物质就会接触到空气中的气态物质，比如常见的气体物质SO2等，进而在金属管道的表面产生化学物质，如硫化物等。
通常，金属管在常温或干燥空气中不易被腐蚀，但在潮湿和高温的空气中，它们容易被腐蚀以及氧化，并且还会发生脱碳。
除此之外，在石油管道中，运输的石油包含有机硫化物等各种形式的化学物质，这些化学物质会与金属管道产生化学反应进而腐蚀管道。
实质上，石油管道腐蚀原因中，经常能够见到的一种腐蚀方式就是化学腐蚀，这就需要管道建设管理公司重点关注化学腐蚀，降低其问题的产生率。
油气管道腐蚀检测技术与防腐措施
油气管道腐蚀检测技术与防腐措施摘要：油气的输送主要依靠的油气管道，可是在运输过程中总是会出现腐蚀现象，给油气管道造成了很大的损坏，甚至还有可能引发一定的安全事故。
这一问题成为油气行业最受关注的一个问题，所以需要投入大量的人力物力和财力。
本文主要对油气管道的腐蚀机理，腐蚀原因，相应的检测技术和防腐措施进行了一定的探讨。
关键词：油气管道；腐蚀；检测技术；防腐措施在油气管道使用过程中的一个重要问题就是管道的防腐，国内外众多专家致力于油气管道的防腐研究，防腐检测技术和防腐措施也随着研究的深入而逐步发展和进步。
1油气管道腐蚀的类型和机理油气管道施工需要较高的技术，且耗时较长，从国内油气管道运行后的统计数据可看出，通常一年之后会出现腐蚀穿孔，影响了油气输送，并且油气的泄漏会带来很大的安全隐患。
油气管道腐蚀是管道材质接触空气后产生的反应，从腐蚀机理上看主要包括氧气腐蚀、硫化氢腐蚀和土壤腐蚀。
管道材质通常为铁，在油气水分子和氧气共同作用下会产生铁锈，腐蚀速度会随着时间推移而加速。
硫化氢具有较高的可燃性和酸性，易溶于水而形成硫化氢水溶液，管道在此弱酸环境下会出现较为严重的腐蚀。
埋地油气管道会受到土壤杂散的电流、含水量、酸碱度和湿度等因素影响，两者因电位差的存在而导致管道腐蚀。
要想减少管道的腐蚀，首先，在生产管道的过程中，影响管道使用寿命的基本因素是管道质量，不达标的产品在使用过程中，更容易出现内外壁的开裂和腐蚀；其次，管道的材质。
钢制管道有着较高的非金属含量，埋地施工后更容易与油气以及周边环境产生化学反应，导致了管道的腐蚀开裂；第三是自然环境的影响。
管道所处环境的温度、水分和土壤都会造成影响，在施工过程中不能正确处理环境因素带来的影响就可能导致管道使用中问题的发生。
2油气管道的腐蚀检测技术2.1CCTV摄像技术油气管道的腐蚀会破坏其正常的性能，这就需要科学的检测技术来动态地了解腐蚀情况和腐蚀位置。
CCTV摄像机技术的应用，可以很好地实现对管道内壁的动态整体检测。
油气管道腐蚀与检测.ppt
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湘潭 衡阳
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茂名
2. 油气管道的分类及组成
2.1 油气管道的分类
按管输的介质不同分类： 输油管道——原油管道、成品油管道 输气管道 油气混输管道
8000km 目前，输油输气管线还在大量的建设中
中国石油天然气管网建设
和田
阿拉山口 克拉玛依 彩南
独山子
塔河
轮台 库尔勒
轮南
塔中
鄯善 花土沟
柳园 敦煌
涩北 格尔木
大理
中图石油例
已建天然气管道 图例
在建天然气管道
黑河
满洲里
齐齐哈尔 大庆
依兰
阿尔善 赛汉塔拉
松原
吉林 铁岭 抚顺 鞍山
包头
中宁
榆林 靖边
随着20世纪20年代焊接方法在管道上的应用，开创了管道运输史上崭新的 一页。从此，管线的长度和直径都在扩大，许多地方的管线网络初具规模，
油气管道腐蚀与防护 并初步具备向近海和极地延伸的能力；
现代规模的长距离管道建设开始于二战，当时沿海油轮交通被摧毁，由于 战争刺激，美国由政府投建了两条从西南至东海岸的长距离管线；
腐蚀 检测 技术
PCM检测 导波检测 B/C扫描检测
6.1 传统无损检测技术
RT
UT
MT
承压管 道金属 材料受 压元件 的熔化 焊对接 接头的 检测
油田管道腐蚀的原因及解决办法
编号：SY-AQ-00874( 安全管理)单位：_____________________审批：_____________________日期：_____________________WORD文档/ A4打印/ 可编辑油田管道腐蚀的原因及解决办法Causes and solutions of oil field pipeline corrosion油田管道腐蚀的原因及解决办法导语：进行安全管理的目的是预防、消灭事故，防止或消除事故伤害，保护劳动者的安全与健康。
在安全管理的四项主要内容中，虽然都是为了达到安全管理的目的，但是对生产因素状态的控制，与安全管理目的关系更直接，显得更为突出。
一、金属腐蚀原理（一）金属的腐蚀；金属的腐蚀是指金属在周围介质作用下，由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏。
（二）金属腐蚀的分类1．据金属被破坏的基本特征分类根据金属被破坏的基本特征可把腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀两大类：（1）全面腐蚀：腐蚀分布在整个金属表面上，可以是均匀的，也可以是不均匀的。
如碳钢在强酸中发生的腐蚀即属此例。
均匀腐蚀的危险性相对较小，因为若知道了腐蚀的速度，即可推知材料的使用寿命，并在设计时将此因素考虑在内。
（2）局部腐蚀：腐蚀主要集中在金属表面某一区域，而表面的其他部分几乎未被破坏。
例如点蚀、孔蚀、垢下腐蚀等。
垢下腐蚀形成的垢下沟槽、块状的腐蚀，个易被发现，往往是在清垢后或腐蚀穿孔后才知道。
局部腐蚀的危害性极大，管线、容器在使用较短的时间内造成腐蚀穿孔，致使原油泄漏，影响油田正常生产。
2．据腐蚀环境分类按照腐蚀环境分类，可分为化学介质腐蚀、大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀。
这种分类方法有助于按金属材料所处的环境去认识腐蚀。
3．据腐蚀过程的特点分类按照腐蚀过程的特点分类，金属的腐蚀也可按化学腐蚀、电化学腐蚀、物理腐蚀3种机理分类。
（1）金属的化学腐蚀：金属的化学腐蚀是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。
输油管道腐蚀原因分析及修复措施
Analysis and Treatment of Corrosion of Pipeline
CAI Liang1, LU Xiao2, LI Tao3, SHI Xiong-wei4, ZHAO Li-qing5 技
(1. China National Aviation Fuel TSN-PEK Pipeline Transportation Corporation, Tianjin 300300, China; 2. 术
Key words: magnetic flux leakage detection; conventional reinforcement; carbon fiber reinforcement
1 管道概况
该输油管道于2009年9月投产，全长约361km，
其中首、3#、5#站为热泵站，2#、4#、6#、7#站为热 站。管径D273×6mm，埋深1.5m；采用50mm厚硬
因素。针对某输油管道进行漏磁检测，对腐蚀的特点进行了分析，随后应用了常规补强和碳纤维
补强技术进行腐蚀修复，应用后管道完整性得到了提升，失效率大大降低，可在其他输油管道外
腐蚀严重的情况下推广应用。
关键词：漏磁检测 常规补强 碳纤维补强
中图分类号：TE973-65
文献标识码：A
油气管道内腐蚀机理分析与预防
油气管道内腐蚀机理分析与预防一、引言油气管道是连接石油天然气生产、加工、储运和使用的重要通道，其正常运营对于国家经济和社会的发展具有重要意义。
然而，油气管道的内腐蚀问题一直是一个难以解决的难题，严重影响着油气管道的安全运营。
本文将分析油气管道内腐蚀的机理，并提出有效的预防措施。
二、油气管道内腐蚀机理1.化学腐蚀油气管道内介质中的酸、碱、氧化剂等物质与管道金属表面发生化学反应，产生化学腐蚀，导致管道金属表面失去原有的抗腐蚀性能。
例如，若含气介质中存在酸性物质，将引起钢管内壁与酸化物质的化学反应，形成氢离子，随着电流流动沿着金属内表面扩散，加速了钢管腐蚀的进程。
2.电化学腐蚀电化学腐蚀是介质中的金属与电解质在电流的作用下发生化学反应，产生腐蚀的过程。
油气管道在运行时，常常由于介质的化学组分不同，金属材料的质量和表面状态存在不同的因素，因而使油气管道中电化学腐蚀不可避免。
尤其是在含有Cl-、SO42- 等离子存在的介质中，钢管表面的钝化膜容易被破坏，导致腐蚀物离子向金属内部扩散，从而产生腐蚀。
3.微生物腐蚀微生物腐蚀是管道内微生物生长和代谢的产物，对钢管金属表面产生腐蚀。
微生物腐蚀主要分为硫酸盐还原菌腐蚀和酸化菌腐蚀。
这类微生物生活在一些水合环境中，可以吸附在管道表面，将下降的产物生产到表面，从而产生腐蚀。
三、预防措施1.合理设计和选材设计和选材是油气管道防腐蚀的重要环节，应根据管道环境和介质特性合理选择管材，使其能够承受环境和介质的腐蚀。
例如，在含有强酸强碱的介质中应选用具有较高的抗腐蚀性能的高合金钢管，或者采取钢管内附层防腐蚀技术。
2.加强管道检查与维护管道的检查和维护是油气管道防腐蚀的重要手段。
在管道投入使用后，应常规进行检查和维护，及时发现管道的腐蚀损伤和隐患，采取及时的措施予以处理。
3.采用防腐蚀涂层技术防腐蚀涂层技术是一种有效的预防腐蚀的方式，其原理是利用氧化反应，将保护层与金属化合，从而隔绝了介质的接触，防止腐蚀。
油田输油管道腐蚀检测技术应用分析
油田输油管道腐蚀检测技术应用分析摘要：在石油化学工业中，管道腐蚀尤为严重，因为管道常年携带腐蚀性或含有腐蚀性的物质。
腐蚀不仅会吞噬大量管道管材，而且还会由于生产过程中的腐蚀而导致漏油和渗油，从而造成环境破坏。
另外，在石油工业的高温高压生产过程中，腐蚀性介质更强，更有害并且更容易发生管线爆炸，从而导致人员和经济损失。
因此，防腐处理将受到越来越多的重视，相关的研究和技术应用更加广泛。
关键字：油田；输油管道；腐蚀；检测技术；应用引言：油田管道将通过管道生产的原油运输到原油储存库。
在运输过程中，由于管道环境相对复杂，土壤类型差异很大，管道的腐蚀程度也不同。
相对强而长时间的腐蚀会导致管道泄漏。
管道腐蚀是管道运输过程中的主要问题，必须事先检测管道中的腐蚀并进行防腐工作，避免因为管道腐蚀而引起的泄露。
文中通过对输油管道腐蚀检测技术的研究，分析了应对管道腐蚀进行维护和修理的技术方法。
1油气集输管道腐蚀因素1.1管道内腐蚀油气管道腐蚀的原因之一是管道腐蚀，石油和天然气管道中存储的大多数材料是精炼石油和天然气等，因此在运输过程中，气体与管道中的液体反应形成酸性物质，并且石油和天然气管道继续运动，这在管道中不断产生的酸性物质，这些酸性物质会相对均匀地腐蚀管道，长时间管道内就会发生腐蚀现象。
1.2土壤腐蚀原因随着我国工业的快速发展和油气管道质量的不断提高，油气管道的使用寿命不断增加。
石油和天然气运输管道被埋在地下，由于土壤中含有水，因此会形成氧气及微生物和腐蚀性电池，会腐蚀油气管道外壁。
另外，有些土壤含有杂散电流，因此这些电流会与微生物和水及其他物质发生反应，然后与油气管道接触形成腐蚀。
1.3化学腐蚀原因化学腐蚀是由某些物质在管道中接触时发生的化学反应引起的，从而导致管道腐蚀。
石油和天然气中含有诸如氧气，硫化物和碳化物之类的化学物质，这些物质与管道中的铁发生化学反应，腐蚀石油和天然气管道。
特别是，管道中的二氧化硫与铁和氧发生化学反应，形成硫酸亚铁。
石油管道腐蚀因素分析及腐蚀防护优化措施
石油管道腐蚀因素分析及腐蚀防护优化措施摘要：随着石油工业的发展，石油的管道运输受到人们的重视。
因此，全面贯彻与落实石油管道防腐施工技术具有重要的可行性价值。
基于此，本文对石油管道出现腐蚀的原因以及石油管道腐蚀的防护优化措施进行了分析。
关键词：石油管道；腐蚀；因素分析；防护1石油管道出现腐蚀的原因（1）化学的腐蚀。
我们所说的化学腐蚀，实际上是指一种物质由于物质之间发生化学反应而产生的腐蚀。
当管道长时间暴露在空气中时，一些金属物质会与空气中的二氧化硫等气态物质接触，在金属管道表面产生硫化物等化学物质。
一般来说，金属管道在常温和干燥空气中不易出现腐蚀问题，但在湿热空气中容易氧化腐蚀，同时发生脱碳现象。
此外，石油管道输送的石油中含有多种形式的化学物质，如有机硫化物，与金属管道发生化学反应，腐蚀管道。
事实上，化学腐蚀只是石油管道腐蚀最常见的原因之一，管道建设管理单位需要注意这一点，以减少化学腐蚀问题的发生；（2）电化学的腐蚀。
当金属与电解液接触时，金属会发生电化学反应，相关的金属腐蚀实际上是电化学腐蚀。
由于石油管道建设地形相对复杂，不可避免地会接触到海洋、湖泊和环境水体，此时环境中所含的粉尘和二氧化硫都属于电解液的范围。
如果电解液的浓度不同，它们的性能会有一定的差异。
当长时间暴露在潮湿的环境中时，管道表面会吸收一层相对较薄的水蒸气，使金属与水蒸气紧密接触，从而产生一系列连续的化学反应。
在电化学反应的影响下，铁最终生成氢氧化铁并附着在金属表面，使管道容易被腐蚀；（3）微生物的腐蚀。
微生物的腐蚀也是一种速度发展较快的腐蚀方式，这主要是指真菌等微生物在管道中活动而使石油管道产生腐蚀。
相关的研究表明，管道外部的腐蚀原因中有差不多三分之一的比例和微生物的腐蚀有关。
如果把管道搁置在地面以下，那么土壤中所包含的微生物照样会对管道的表面造成腐蚀和破坏。
虽然这些微生物的活动只能在管道的表面产生腐蚀，加大外部腐蚀的比率，有利于形成点状腐蚀的问题，但在管道局部所生成的腐蚀沉积也会加大破坏石油管道，因此就需要频繁的更换管道。
浅析采油站管线腐蚀的成因及处理措施
浅析采油站管线腐蚀的成因及处理措施发布时间：2022-09-26T03:00:52.313Z 来源：《工程建设标准化》2022年37卷10期作者：程冬彦孙梦杰周志勇[导读] 目前油田各个计量站的管线年久失修陆陆续续发生管线渗漏程冬彦孙梦杰周志勇华北油田分公司二连分公司内蒙古锡林市 026000目前油田各个计量站的管线年久失修陆陆续续发生管线渗漏，石油管道往往会铺设在地下，借助较远距离的管道进行输送作业，从而促使油气输送在经济性能方面得以提升。
经过对生产现场的具体情况探析，能够看出管道输送为最佳的方案，所以被极好的推广应用。
而由于管道通常铺设在地下，因此存在着较大程度上的土壤腐蚀，以及电化学腐蚀等，由此造成管道出现承压能力和机械强度下降的情况，进而造成油气泄漏，并有可能带来火灾等事故的出现，给企业带来经济损失。
因为在土壤里存在着腐蚀性的介质，从而使得管道存在形成原电池的条件，造成腐蚀穿孔，给管道的安全造成危害。
而在管道质量方面，也会给整个输送工作造成较大的负面影响。
通常对金属管道而言，往往会借助阴极保护技术展开相应的防护，而在管道施工过程中，假若存在着阴极保护质量缺失的问题，未能够实现较好的阴极保护效果，则是会造成管道出现严重腐蚀的主要原因，并使得使用寿命大大降低。
关键词：材质选择保护方法修补方法摘要：在石油介质中，存在着一定含量的硫元素，其为造成管道出现腐蚀的一个核心因素，因为原油里往往含有硫元素，这就会造成管道中出现一定程度的硫沉淀化合物。
就上述化合物来说，其在一般情况下都会与管道中的铁元素发生反应，进一步生成硫酸亚铁化合物，但是就这些硫酸亚铁而言，其又包含着游离酸，这种状况则又会造成水解反应，基于上述使得腐蚀情况加剧。
在输送过程里，往往会存在着运输应力，一旦该方面表现出一定当程度的波动，就会造成腐蚀的出现，并由此产生一些轻微破裂，当时由此出现的小裂缝在经过一段时间后，则是会呈现出膨胀扩张的态势，由此造成了最终的大型破口。
油田集输管道腐蚀检测和防护对策分析62
油田集输管道腐蚀检测和防护对策分析摘要：伴随着经济的增长和社会的进步，我国油田产业呈现出高速发展的态势，无论是钻井操作还是油气开采工作，都逐渐形成了标准化的运行机制，整体管理措施控制模型也逐渐趋于完善，但是，在油田管理项目中，集输管线的腐蚀问题一直是困扰相关管理人员的重要问题。
本文结合某大型油田的案例，对油田集输送管线腐蚀原因进行了简要分析，并集中阐释了相关防腐技术，旨在为研究人员提供有价值的参考建议。
关键词：油田集输管道；腐蚀检测；防护对策引言近些年来，随着油井采出液含水量不断增加，石油管道的腐蚀问题越发严重，这不仅会造成一定的经济损失，而且对安全生产也会产生巨大的隐患，并且石油泄漏还会带来环境污染。
管道腐蚀问题的后果已不容我们忽视，要深人的研究油田集输管道的腐蚀行为，找出腐蚀发生的主要原因，并针对这些原因制定出与之相应的措施，已成为油田急需解决的问题。
1、腐蚀检测技术1.1外腐蚀检测埋地钢制管道的外腐蚀保护一般由绝缘层和阴极保护组成的防护系统来承担。
通过对阴极保护参数的检测，可以判断管道防护层的损坏程度，从而得到管道受腐蚀的情况。
基于这一原理而研究出的方法，其检测参数大都是管/地电位的测量和管内电流的测量。
管/地电位检测技术包括Person检测法、短间歇电位检查法、组合电位测试法、直流电压梯度法等；管内电流检测技术主要有电流梯度分布法、分段管内电流比较法等。
这些方法虽然能够实现在不开挖、不影响正常工作的情况下，对埋地管道进行检测，但都属于间接检测管道腐蚀的方法，而且工作人员往往需要仔细测量和分析，才能得出有效可靠的测量数据。
1.2内腐蚀检测管道发生腐蚀后，通常表现为管道的管壁变薄，出现局部的凹坑、麻点、腐蚀点坑以及应力腐蚀裂纹等。
管道内腐蚀检测技术主要是针对管壁的变化来进行测量和分析的。
在没有开挖的情况下进行的管道内腐蚀检测，一般采用漏磁通法、超声波法、射线检测技术、基于光学原理的无损检测技术等；目前，我国油田输油管线及相关设备应用最广泛的是漏磁通法和超声波检测法。
输油管道腐蚀机理和防腐工艺
工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald42螺旋焊缝钢管，直缝电阻焊钢管以及碳素钢无缝钢管是制作输油管道最常使用的材料，地上架空这种方式使用的范围和几率很小，埋在地底下是绝大多数情况，管道内部以及管道外面比较恶劣的自然条件下，化学、物理反应出现的几率十分高，这就为管道腐蚀埋下了隐患，腐蚀在造成管道自身出现损失的同时，导致管道无法正常继续运输工作，为企业带来了严重的经济损失，系统停输，甚至管道结构被彻底破坏才是最严重的后果，因为这就很有可能造成爆炸，引起可燃物的燃烧，生态环境遭到破坏，以及对环境带来危害等一系列严重后果，在导致经济损失的同时，很有可能会威胁到人们的生命安全。
因此，怎样才能避免管道被腐蚀、被破坏是当前必须受到关注的难点，同时也要尽快加大对管道防腐技术的研究工作力度，使管道的使用时间能够更长，原油的运输过程也能够更加安全高效。
1 输油管道的腐蚀机理1.1 化学腐蚀化学腐蚀顾名思义就是因化学作用而引起的物体腐烂叫化学腐蚀。
空气中的O 2、H 2S 、S O 2、C l 2等和没有外包装的金属管道相遇时，在金属的表面上就会生成氧化物、硫化物、氯化物等。
通常在温度高的情况下金属会被氧化，温度适中，空气相对干燥时，金属是不会腐蚀的，氧化过程会有脱碳现象出现，还会生成一层氧化皮。
另外，对金属管道产生化学腐蚀的还有油品中多种形式的有机硫化物、环烷酸。
1.2 电化学腐蚀还有一种腐蚀叫做电化学腐蚀，它是管道接触到电解质溶液时,在电化学作用下引起的腐蚀。
他们之间是有区别的，引起电化学腐蚀的原因是由于形成原电池。
埋地管道与含有水分的大气、土壤和湖泊等都含有水分，接触这些介质中含有灰尘和CO 2、S O 2、HCl、NaCl等，这些都是不同浓度的电解质溶液，和含有杂质的地埋金属管道相接触，再者铁元素和杂质元素不同的电位，让暴露在这些电解质溶液中的金属管道表面粘着一层薄薄的水膜。
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陷是否危害管道的安全可靠性 ,并对缺陷的形成 、发 展 、结构失效过程及后果做出科学判断 ,避免不必要 的经济损失 。
(3) 加大管道的资金投入 ,尤其是“三穿”管段 , 对严重缺陷管段进行维修 。
(4) 在对防腐层进行大修时 ,应对焊缝进行检测 和评估 ,有针对性地开展维修 。
(收稿日期 :2006208221) 编辑 :吕 彦
将内外检测技术有机结合 ,用防腐层外检测结 果判断防腐层绝缘电阻率低 、有破损的点 ,初步判断 可能发生或已经发生的腐蚀 ;用内检测结果判断腐 蚀点的尺寸 、深度和形状 ,两者相对照 ,选择绝缘层 电阻率低而且有内外腐蚀发生的点进行防腐层大 修 ,可以为安全评价提供全面的基础数据资料 。
(2) 对秦京输油管道进行安全风险评估 ,确定缺
主题词 输油 管道 腐蚀 原因 分析 检测
一 、秦京管道腐蚀机理分析
秦京输油管道自 1975 年建成投产至今已经运 行了 30 多年 ,管道全长 348 km ,外防腐层采用石油 沥青 , 目前已经有多处出现老化龟裂 , 管体多处 腐蚀 。
1 、 土壤的细菌腐蚀 土壤中的细菌 (微生物) 参与金属腐蚀 ,主要有 硫酸盐还原菌 、中性硫化菌 、酸性硫化菌和铁细菌 等 。当植物的根系穿透管道防腐层时 ,这些细菌直 接作用在金属表面 ,加快了管体腐蚀 。丰润至宝坻 输油站间有一大片芦苇荡 ,管体发生腐蚀则是芦苇 根穿透了防腐层所致 。
456
20～30
948
1 908
29
35
30～40
275
514
10
16
40～50
137
209
3
4
50～60
74
119
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中 。该管道在建设时 ,受当时技术水平及检测技术 小裂纹时 ,此处形成阳极区域 ,而其它大部分防腐层
限制 ,存在着很多施工缺陷 ,其中管道斜口对接等部 状况良好则形成阴极区域 ,这样就会形成了大阴极 、
位是应力集中的地方 ;管道经过华北地区地震断裂 小阳极 ,造成防腐层破裂点流失的电流密度大 ,加速
·38 ·
油 气 储 运 2008 年
由表 1 看出 ,中轻度腐蚀点较多 ,这些点都是管 道安全运行的隐患 。图 1～图 4 为秦京输油管道各 段金属腐蚀点数量分布图 ,图 5 为管道金属腐蚀点 数量沿环向 (时钟位置) 分布情况 。表 2 为管道“三 穿”地段的腐蚀情况 ,其中 L 为正常壁厚的 25 %以 下的金属损失 ; M 为正常壁厚的 25 %～50 %之间的 金属损失 ; S 为正常壁厚的 50 %以上的金属损失 。
· 3 6 · 油 气 储 运
2008 年
防腐保温
秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测
王书浩 3 孟力沛 肖 铭 康利红 宋建河
王英臣
(中国石油管道公司秦京输油气分公司)
(中国石油管道公司济南输油分公司)
王书浩 孟力沛等 :秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测 ,油气储运 ,2008 ,27 (2) 36～39 。
·39 ·
Байду номын сангаас
表 2 管道“三穿”地段的腐蚀数据
腐蚀特征
腐蚀数量 (个)
腐蚀特征
腐蚀数量 (个)
L
4 269
M
157
S
6
本次检测共发现超过管道外径 3 %的变形点 38 处 ,其中秦皇岛 —迁安站 18 处 , 迁安 —宝坻站 11 处 ,宝坻 —房山站 6 处 ,房山 —凤凰亭 3 处 。
《油气储运》投稿要求
(1) 内容 与油气 (包括原油 、成品油 、天然气 、 液化气 、煤气 、浆体及其他介质) 储运工程有关的科 技文章 ,具备科学性 、创新性和实用性 ,篇幅不超过 8 000 字 (含图表) 。
(2) 标题 标题应高度概括地反映文章的主题 , 字数不超过 20 个 。
(3) 摘要 来稿须附 300 字左右的中文摘要及 相应的英文摘要 。
1991 年 ,秦京输油管道曾经做过一次系统的防 腐层外检测 ,对土壤的理化性质进行了分析 ,检测出 了管道外防腐层的绝缘电阻率 ,经过开挖验证发现 , 电阻率低于 2 000 Ω ·m2 的管段发生了管道外防腐 层老化龟裂 ,导致管道本体腐蚀 。对此 ,有针对性地 选择了管道外防腐层大修地段 ,同时对管道腐蚀点 按照相关标准的要求进行了补强处理 ,个别地段更 换了管段 ,提高了管道的运行安全系数 。
3 、 管道应力腐蚀和疲劳腐蚀 秦京输油管道在高温 、高压工况下运行 ,工艺流
渐降低 。加剂浓度为 15 mg/ kg 时 ,在汽油中获得 的减阻效果略低于柴油 ,原因为汽油在管道中流动 时 ,过高的雷诺数导致部分减阻剂分子链遭剪切降 解而失去减阻作用 。
(3) 减阻剂在经过广元 —成都段 294 km 的沿 程管壁摩阻剪切 、湍流剪切及江油局部摩阻剪切后 , 广元 —成都站间平均减阻率仍然保持在 80 %以上 , 表明其良好的抗管壁摩阻剪切 、湍流剪切以及局部 摩阻剪切性能 。但充分溶解在管输油品中的减阻剂 经过成都过滤器和泵剪切以后 ,则完全失去减阻作
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第 27 卷第 2 期 王书浩等 :秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测
带 ,20 世纪 70 年代末曾经历了唐山大地震 ,造成滦 了腐蚀 。
河管道断裂 ,其他个别管段也产生了扭曲 、位移 ,致
使管道应力分布发生了很大的变化 。另外 ,该管道 已经处于疲劳期 ,各种性能指标都有所下降 ,在迁安
二 、管道防腐层外检测
输油站出站段固定墩位置曾因应力集中 ,以及频繁 的工艺流程倒换产生了腐蚀疲劳 ,从而造成了管道 腐蚀穿孔 。
(3) 杂散电流集中的区域 。 (4) 有金属套管处 。金属套管对管道阴极保护 产生了屏蔽 ,阻碍了保护电流的正常分布 ,易造成 腐蚀 。 (5) 管道“三穿”处 。“三穿”施工难度较大 ,技术 上有缺陷 ,管道投入运行后又难以维护 。
五 、管道防腐层大修的建议
(1) 防腐层外检测结果只是判断外防腐层性能 的一个依据 。但外检测技术尚存在死角 ,例如在检 测穿越河流段时 ,因信号衰减程度大 ,而无法进行准 确判断 ,甚至个别段落无接收信号 ; 在高压电线附 近 ,因干扰信号强 ,用选频变频法也无法对管道防腐 层状况进行检测 。内检测结果可以确认管道的内 、 外腐蚀点 ,甚至可以确认腐蚀点的形状 、面积和深 度 ,但是不能定量评价外防腐层的性能 。
4 、 杂散电流腐蚀 电气化铁路 、高压输电线 、多种用电设备接地等 杂散分布的电流都可视为杂散电流 。大地中杂散电 流造成的地电位差可达几伏甚至几十伏 ,对埋地管 道干扰强烈 。秦京输油管道沿线的铁路已改造为电 气化铁路 ,杂散电流对管道产生的腐蚀影响日益明 显 ,应当引起高度重视 。 5 、 金属材料不均匀性腐蚀 管体材料存在不均匀性 ,即表明存在着电位差 , 改造后的管道的金属材料与原管材金属在成分上存 在着差异 ,即产生了电位差 。在管道防腐层大修过 程中 ,曾发现个别管段腐蚀严重 ,而其他相邻管道却 保护得很好 ,周边也无其他影响因素 ,初步判断是管 道材质本身不均匀造成的 。另外 ,由于个别管段改
3 066000 ,河北省秦皇岛市海港区文化路 307 号 ;电话 : (0335) 3856424 。
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用 ,说明其无法经受过滤器和泵等的强剪切 。 (4) 试验中 ,除柴油在成县有分输之外 ,其余试
验均为没有分输情况下的试验结果 。由于管道实际 运行时分输时间较长 ,因此将更容易实现较高的管 道输量 ,而管道最大输量的获得是减阻剂和最优管 道运行工况共同作用的结果 。
(收稿日期 :2007201204) 编辑 :孟凡强
通过检测管道的防腐层 、阴极保护等电法保护 、 管道周边腐蚀环境 、土壤的理化性质等状况可以判 断管道所面临的主要腐蚀威胁 。在内检测技术推广 之前 ,主要采用选频变频法来测量防腐层绝缘电阻 率 ,通过绝缘电阻率的检测结果来判断外防腐层性 能 ,在不开挖的情况下 ,可以对防腐层老化及破损点 进行准确定位 ,并对防腐层缺陷的尺寸 、数量进行综 合统计 、评价 ,制定防腐层的治理方案 。
2 、 土壤氧气浓度差腐蚀 埋地管道因土壤密度不同 ,导致管道周围氧气
浓度存在差异 ,氧气浓度差是引起管道局部发生腐 蚀的主要因素之一 ,其作用机理为 ,由于输送介质中 氧的含量不同 ,氧浓度差产生电位差 ,贫氧区的管道 电极电位较负 ,则构成电池的阳极而加速腐蚀 ;富氧 区的管道电极电位较正 ,则构成电池的阴极 ,从而减 缓腐蚀 。对于大口径管道而言 ,由于管道顶部土壤 较干燥 ,透气性良好 ,而管道底部较潮湿 ,透气性差 , 因此管道底部的对地电位低于管道顶部的电位 ,底 部形成了阳极区域而发生腐蚀 ,管道腐蚀多发生在 管道的 2～4 点钟和 8～10 点钟位置 。
年 ,对秦京输油管道进行了内腐蚀检测 ,检测结果表 明 ,管道腐蚀严重 ,尤其是迁安 —宝坻站区间和石燕 线 ,具体数据见表 1 。
表 1 秦京输油管道内检测结果
壁厚损失 %
各站间管道的金属腐蚀点数量 (个)
秦皇岛 —迁安 迁安 —宝坻
宝坻 —房山 房山 —凤凰亭
0～20
16 244
38 078
687
第 27 卷第 2 期 王书浩等 :秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测