油气管道的腐蚀与检测论文（共7篇）
油气管道的腐蚀与检测论文 篇1
摘要：本文主要针对油田企业中油气管道腐蚀不断增多,随着管道服役时间的增加腐蚀逐渐加剧,提出了对油田油气管道进行腐蚀等级评估进,采用一系列的评价方法,对管道进行分类,同时针对不同的腐蚀风险,采用不同的管理方式实现油田企业的高效安全运行。
关键词：腐蚀,油田,评估,管理
在我国石油天然气工业的发展过程中,油气管道发展迅速,据统计显示:1958-1970年,我国共建设油气输送管道604.7km,仅占20世纪末国内已建成油气输送管道的4.2%;1970-1980年,新建油气输送管道达到6195.7km,约占20世纪末原油管道的43.5%[1];到2002年,中国已建成的油气管道达到了2.6×104km!从日前召开的2016年中国国际管道大会上获悉,尽管由于国际油价低迷等原因,导致近年来全球油气管道的建设步伐有所放缓,而我国的油气管道建设依然发展迅速,预计到“十三五”末,中国长输油气管道的总里程将超过1.6×106km。虽然我国的油气管道建设发展迅速,但是伴随着油气管道的建设过程中出现的各种腐蚀问题直接关系着油气管道的发展,甚至成为困扰油田生产的一个至关重要的因素。油气管线中90%以上长期埋设于地下,对于长距离管线,其穿越地域广,地形地貌复杂,土壤环境条件千差万别,外部长年累月遭受土壤介质、杂散电流等的作用,极易发生腐蚀;同时,由于管道内部输送的介质性质也千差万别各异,内部油气中经常含有H2S、CO2、Cl-等腐蚀性较强的介质,在内部和外部的因素共同作用下,会造成管道发生腐蚀穿孔、开裂性等事故,轻则造成油气泄露,重者甚至造成严重的人员伤亡事故,不仅造成直接经济损失,而且可能引起爆炸、起火、环境污染等,产生巨大的经济损失。因此,对油田油气管道腐蚀进行评估和管理,确保油气田正常生产,对我国油气工业具有重要的实际意义。
腐蚀是材料(金属材料、非金属材料等)与环境作用下造成材料性能劣化的过程,这就是化学热力学上自发的过程,即埋地油气管道可以和所处的土壤环境之间发生反应,造成管道发生腐蚀。油气管道失效事件中,由于腐蚀导致的事故所占的比例超过40%,特别是埋地管道,甚至有些管道在仅仅投入使用112年后就由于发生腐蚀穿孔,产生油气泄漏的现象。通常情况下,油气管道的腐蚀属于电化学腐蚀,其腐蚀过程主要为[2]:
这一过程的主要影响因素有以下几个方面:
(1)化学因素:包括溶解氧、二氧化碳、硫化氢、氯离子以及介质的矿化度等;
(2)物理因素:包括温度、流速、压力、电位差、材料的冶金、土壤环境、微生物等。
近年来,国内的油田已经逐渐开始编制和实施腐蚀管理系统。腐蚀管理系统的应用范围正在逐渐扩大,通过制定完善的防腐工作程序与标准提高油田油气管道的安全可靠性,是保证油田安全生产、系统和装备安全可靠运行具有十分重要的意义,油气管道的防护管理其主要体现在以下几个方面:
1 石油工业的发展要求加强油气管道腐蚀评估与管理
随着我国油田开发进入中后期,作为油田主要设施的油气管道的腐蚀问题日益严峻,据报道,仅1986年一年时间内,大庆油田辖区内管道腐蚀穿孔高达11150次,平均0.57次/(km·a),更换管道262km,造成了巨大的经济损失[3]。2013年11月22日,山东省青岛市中石化东黄输油管道由于原油泄漏造成爆炸,事故共造成63人遇难,156人受伤,直接经济损失7.5亿元。该管线1986年建成,是东营至黄岛输油管道复线工程,是中国管道实现密闭输送、自动化管理的标志性工程。当年,它的建成,使我国管道建设达到了国际上世纪80年代初期的水平,获得了中国管道设计的最高奖———国家级优秀工程设计金质奖,但是该管道在运行过程中还是发生了灾难性的事故。随着我国石油工业的快速发展,油气管道的服役环境条件越来越苛刻,因此,必须加强油田油气管道的腐蚀评估和管理。
2 为了获得最大的经济效益,要求进一步加强油田油气管道的腐蚀评估和管理
腐蚀造成的经济损失可分为直接损失和间接损失,直接损失包括更换设备和构件、修理费和防腐蚀费用等;间接损失包括停产损失、事故赔偿、腐蚀泄露引起产品的流失、腐蚀产物累积或腐蚀破损引起的效能降低以及腐蚀产物导致的成品质量下降等所造成的损失。间接损失往往大于直接损失,且难以估计。
3 现代科学技术的发展,要求进一步加强腐蚀与防护的评估和管理技术的研究
随着现代工业技术和管理水平的不断提升,尤其是近年来国际油价持续低迷,使国内油田企业的利润持续下滑,甚至个别油田陷入了严重的长期亏损状态,油气设备的腐蚀与防护评估和管理已经成为了一项企业节约成本的重要举措。油田企业腐蚀与防护的评估和管理是一门交叉学科,涉及的学科较多,主要包括材料科学、机械工程、力学、化学、物理、统计学、安全工程、计算机科学以及管理学科等。以上各个学科中最应当重视就是管理学科,往往油气企业会采用一些新技术、新方法来降低管道的腐蚀,但是在管理的改革上,采用的方法较少。
根据大庆油田的腐蚀特点,为了进一步加强防腐技术和管理办法,采用一系列的腐蚀管理程序延长了油田的腐蚀检测周期,有效减少腐蚀对油田造成的影响降低腐蚀造成的各项损失实现油田的长效生产。油田油气管道防护和管理主要包括以下几个方面的内容:
1)管道防腐层的失效机理与失效准则判据研究;
2)管道残余强度评估,其目的主要是确定管道的腐蚀状况,管道腐蚀环境的评定,根据腐蚀环境、管道内介质的运行工况和强度计算方法,计算管道的残余强度;
3)管道剩余寿命的预测,根据管道的腐蚀状态评估以及残余强度计算,筛选出管道容易产生腐蚀破坏的位置,利用数学统计的方法,对腐蚀管道的剩余寿命进行评估;
4)管道腐蚀防护的管理,根据管道残余寿命预测,对管道腐蚀进行评级,在腐蚀风险较高的位置布置腐蚀检测探头,进行在线检测,对腐蚀程度较轻位置采用定期巡检,并且建立腐蚀与防护管理数据库,定期将数据录入到数据库。
4 结论
1)油田企业油气管道的腐蚀防护是一个复杂的系统工程。
2)防腐管理机制的创新是搞好防腐工作的基础能有效提高防腐管理工作的水平。
3)油田的腐蚀中防腐技术和防腐管理的创新具有同样重要的地位。
参考文献
[1]孙晓宝.油田防腐管道管输规律研究[D].大庆石油学院文,2007.
[2]万得立,朱殿瑞,董家梅.石油管道、储罐的腐蚀及其防护技术[M].石油工业出版社,2000.
[3]胡小芳,韩延亮,盖国胜.同人工神经网络预测天然气管道内腐蚀速率[J].油气储运,2004,28.
油气管道的腐蚀与检测论文 篇2
1油气集输管道的腐蚀机理
1.1管道外壁腐蚀
油气集输管道大多铺设在环境恶劣的环境中,管道外壁与自然环境直接接触,极易发生物理化学反应,进而引起管道外壁的腐蚀。埋地管道的外壁主要腐蚀类型包括宏观电池腐蚀、 微电池腐蚀、金属电池腐蚀以及微生物生化腐蚀。通常来讲深层土壤空气含量较低,腐蚀作用应当较为缓慢,但埋地管道的腐蚀程度以及速度都远远超出人们想象。这是因为在管道掩埋施工过程中,氧气大量进入突然,使管道附近土壤形成一个氧气、水分和土壤并存的混合系统,为微生物的繁殖提供了适宜的环境。同时土壤中氧气含量的梯度分布有极易形成电池效应,加速管道外壁的腐蚀。海洋管道的腐蚀机制和埋地管道略有不同,海水中含有大量的电解质,浸泡在电解质溶液中的金属表面的不均匀性,会使管道表面产生电位差,而海水又可以作为导线将电位差不同的金属区域连接起来,形成了原电池,海洋中存在的其他物质还会起到催化剂的效果,加速金属离子化,造成海洋油气集输管道腐蚀。
1.2管道内壁腐蚀
管道内壁的腐蚀和自然环境关系不大,主要在于油气本身的作用。众所周知油气中含有相当比例的硫化氢和二氧化硫, 其中硫化氢溶于水并与金属管壁反应,将金属管壁离子化,造成金属内壁的腐蚀,同时当氧气存在时,还会进一步发生次级化学反应产生硫酸继续对金属管壁造成腐蚀。此外;硫化氢反应产生的氢气的积累,极易造成氢脆现象,当管道内氢气的含量过高,就会导致管内气体压强过大,引起管道破裂。而二氧化硫在水中也能和金属管壁发生化学反应,加速管道内壁的腐蚀。除了化学腐蚀外,物理冲击也是造成管道内壁腐蚀的重要原因,油气集输管道中含有砂砾、流体以及气体,形成多项流体,多项流体中气泡以及零碎颗粒对管道内壁的冲击作用,将腐蚀物冲掉,从而对管道形成冲性腐蚀,加速管道内壁腐蚀。
2油气集输管道的防腐技术研究
油气集输管道对于保障我国的能源安全发挥着重要作用, 是国家的生命线。而油气集输管道的腐蚀极大的影响了管道的质量以及使用年限,极易导致管道破裂,产生油气泄露,损害国家和人民的利益、因此针对目前油气集输管道的腐蚀,应当及时采取有效措施,防止管道的腐蚀。
2.1抗外部腐蚀技术
管道外壁腐蚀主要是由于管道外壁与自然环境直接接触, 并发生化学反应而造成的,因此提升外部管道抗腐蚀能力应当从隔绝外部管道与自然环境以及减缓化学反应两个角度入手, 进行管道抗腐蚀。
2.1.1隔绝外部环境
目前我国油气集输管道外壁抗腐蚀的主要手段是涂抹防腐蚀涂层,这种抗腐蚀的方法效果主要取决于涂层的均匀度以及涂层的质量。因此在选用涂层材料时应当根据油气集输管道铺设地点的自然环境条件,进行涂层产品种类的选择,例如地埋管道和海洋管道使用的抗腐蚀涂层种类就不相同,因此根据实际情况适当选择涂层材料才能有效的将金属管道外壁和腐蚀介质隔绝,起到防腐蚀的作用。另外在进行抗腐蚀涂层涂抹工作时应当严格按照操作指南,确保管道涂层分布均匀。
2.1.2减缓化学反应
无论是地埋管道还是海洋管道,金属发生腐蚀的主要来源于电池反应,而减缓电池反应速率可以采用阴极保护法,即向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流,被保护结构物成为阴极,从而使得金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制,避免或减弱腐蚀的发生[]。减缓了电池反应,管道的腐蚀速率自然也会极大减缓。而且阴极保护技术性价比价高,整个管道一年的阴极保护所花费的费用不超过管道铺设费用的1%,而若不进行阴极保护,管道的平均寿命只有5-10年,因此阴极保护技术具有很好的经济效应。
2.2抗内部腐蚀技术
和抗外部腐蚀过程类似,管道内壁的抗腐蚀也要从减慢化学反应和隔绝反应物质两个角度出发进行管道抗腐蚀。
2.2.1隔绝抗腐蚀
目前管道内壁的化学反应的隔绝主要使用内涂层以及衬里。内涂层和衬里抗腐蚀的机制基本相同,通过在管道内壁和腐蚀物质之间设置一层隔绝层,防止输运物质和管道内壁发生化学反应,从而减缓管道内部的腐蚀,节约管材的维修费用。 另外管道的衬里不仅能够隔绝反应物质,还能阻挡多相流体的冲击,起到双重作用。
2.2.2减慢化学反应速率
通过对管道内壁涂抹缓冲剂,减小反应速率常数,降低腐蚀反应的速率以达到减缓腐蚀反应的目的[]。缓冲剂的应用性价比相对较高,具体操作过程也极为简单方便,是目前管道内壁抗腐蚀应用较为广泛的方法。
3结语
综上所述,在油气管道的建设以及后续管理过程中,应当给予管道防腐工作充分的重视。在施工时期,相关部门应当科学的分析管道腐蚀产生的原因,并针对腐蚀的类型合理选择合适的防腐方法。管道施工完成后,还应当定期地监测和及时地维护保养,避免管道因腐蚀而造成破裂。
摘要：随着现代化建设进程的不断推进,我国对于油气资源的需求量逐渐增大,而油气资源分布不均又给资源的运输带来了巨大的挑战,而油气集输管道能够有效的缓解资源运输困难的现状,是我国经济发展的血脉。但油气输运管道在自然环境下经常出现内、外壁腐蚀,极易引起管道破裂,油气外泄等问题。针对这些问题,文章深入分析了管道腐蚀机制并阐述了主要防腐技术,旨在促进我国油气输运的发展,保证国家的资源安全。
关键词：油气集输管道,腐蚀机理,防腐技术
参考文献
[1]孟建勋,王健,刘彦成,刘志梅,刘培培.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报,2012(2):256.
管道腐蚀检测与防腐技术研究 篇3
鉴于腐蚀不同, 管道腐蚀检测也可分为管道外检测和管道内检测。管道外检测主要有开挖深坑法、标准管/地电位检测法、皮尔逊检测法、近间隔电位检测法、电磁电流衰减法、直流电位梯度法、TEM技术等。管道内检测主要有超声波检测法和漏磁检测法。
1 油气管道腐蚀检测技术
1.1 开挖深坑法
开挖深坑法是最经典, 最直观的管道测试方法, 该法可获取有关管道所处土壤环境、管道防腐层状况、钢管本体完整性、管道腐蚀类型的准确数据和资料, 但工程量大、耗资高, 尤其在城市燃气管网中使用, 更难为实施。且开挖测试结果带有一定的随机性, 偶然性。
1.2 标准管/地电位检测法 (P/S)
该技术适用于已用于阴极保护措施的埋地管网。也称为常规的电位检测, 通过阴极保护系统设置的测试桩来进行。它主要用于监测阴极保护效果的有效性, 采用万用表测试接地Cu/Cu SO4电极与管道金属表面某一点之间的电位, 通过电位距离曲线了解电位分布情况, 用以区别当前电位与以往电位的差别, 还可通过测得的阴极保护电位是否满足标准衡量涂层状况。
1.3 皮尔逊检测法 (PEAR SO N)
该法无论对于已施加阴极保护的管道, 还是未采用阴极保护, 只使用了外防腐层的埋地管道均适用。该方法主要是对埋地管道外防腐层的完整性进行定性测量。该方法利用一个发射机, 发射一音频信号如1000Hz的AC信号与管道相连, 如果管道防腐层完整性良好, 则信号沿管道传播, 逐步减弱。如果管道防腐层有破损, 信号将从破损处溢出管道, 并在该处周围土壤中产生较强的磁场信号, 当检测人员手里拿着带有选频放大器的接收机在管道正上方行走时, 接收机将对这一明显的溢出信号产生报警显示。检测人员可根据音频报警和电流信号的大小确定管道防腐层破损的位置。
1.4 超声波检测法
超声波检测仪利用放置在管道内的超声波探头发出超声波, 接收器接收由管内壁及外壁反射回的超声波, 并测出从发射到接收的时间。由于探头到内外壁的距离及管壁厚是已知, 当管壁被腐蚀后, 其距离发生变化, 由此便可测出管道是否腐蚀及腐蚀程度。当内壁腐蚀时, 探头到内壁距离变大, 由此测知内壁腐蚀;当外壁腐蚀时, 探头到外壁距离变小, 而到内壁距离不变, 由此可测知外壁腐蚀。实践证明:频率愈高, 检测分辨率愈高, 则检测精度愈高。
2 常用管道防腐蚀技术
2.1 管道外防腐涂层技术
管道外防腐层的选择应遵守以下原则:1) 技术可靠, 防腐蚀性能好, 具有较好的机械性能和绝缘性能, 水渗透率低, 耐阴极剥离性好, 耐植物根穿刺, 耐微生物侵蚀, 与钢管粘接力强, 易于补口、补伤等;2) 经济合理, 既能达到防腐蚀效果, 又能节约费用;3) 因地制宜, 根据现有的技术设备及施工水平, 能达到设计的要求, 满足工程的需要。
目前国内外适用于长输管道的防腐蚀涂层主要有石油沥青、煤焦油瓷漆、PE二层结构、PE三层结构、熔结环氧粉末 (FBE) 、双层熔结环氧粉末 (双层FBE) 覆盖层等。
2.2 管道内防腐涂层技术
管道内壁防护可以分为三种类型的方法:1) 界面防护, 包括涂防腐层和电化学保护, 被认为是最经济有效的防护措施;2) 化学药剂防护, 如缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等;3) 选用耐蚀的管材。目前应用最普遍的是采用界面防护中的防腐层, 俗称内涂层, 将腐蚀介质与钢管表面隔离开来, 以达到防蚀的目的。
2.3 电化学保护技术
电化学保护分为阴极保护和阳极保护两种。其中, 阴极保护又分为外加电流阴极保护和牺牲阳极阴极保护。阳极保护作为防腐措施在油气田应用极少。由电化学腐蚀原理可知, 腐蚀电池的阴极是不发生腐蚀的, 而只有阳极才发生腐蚀。因此, 只要将被保护金属变成阴极, 即可以防止金属的腐蚀。这种防腐蚀方法叫做阴极保护。
2.4 缓蚀剂
向腐蚀介质中添加少量就能使金属腐蚀速度显著降低甚至完全抑制腐蚀的物质称为缓蚀剂或腐蚀抑制剂。缓蚀剂应用简便经济效果好, 已广泛应用于石油化工、机械、动力及运输等工业部门。
2.5 管道防腐新技术
防腐措施的改进必须从严格管理、新技术的引入、不断的进行科研创新等方面入手, 让科研服务于生产。从目前的发展速度和水平来看, 防腐蚀技术水平还需进一步改进提高, 特别是在科学与技术向着多学科、边缘化、高科技的方向发展, 信息高速公路使防腐科学技术的研究和应用更加国际化的今天, 更应关注并重视其发展。
3 结论
1) 鉴于腐蚀后果的严重性, 加强管道腐蚀检测是十分必要的。只有对管道进行定期的腐蚀状况检测, 才可以有效的掌握管道的运行状态和腐蚀状况, 及时发现具有潜在危险的腐蚀点和泄露点, 采用正确合理的管道防腐技术避免管道泄漏事故的频繁发生。
2) 各种管道腐蚀检测方法在对管道腐蚀检测上均有一定的说服力但各有利弊。有些检测方法适用于内腐蚀, 有些适用于外腐蚀, 可以根据具体情况选择合适的检测方法。
3) 每种腐蚀措施都有其适应性的一面, 也存在不同程度的局限性。应根据管道使用的具体条件, 因地制宜、经济合理地选择应用。针对各个油田的不同情况、不同设施, 采取合适的防护手段, 才能取得良好效果。有时还需要多种防护技术相互配合以取得更加良好的防护效果。
摘要：本文较详细的论述了管道腐蚀的内、外检测技术, 并结合具体的实例来说明它们在实际中的应用。然后分别介绍了几种管道常用的防腐措施例如管道内防腐涂层技术、外防腐涂层技术、电化学保护技术等, 并且针对现在国内石油工业存在的防腐蚀技术问题提出了一些切实可行的建议。文中也介绍了几种国内外先进的防腐技术和防腐材料, 论述了它们将来在油田中的应用和发展空间。
关键词：内腐蚀,外腐蚀,腐蚀检测,防腐
参考文献
[1]郑光明, 方晶.埋地管道腐蚀的新型检测技术[J].国外油田工程, 1998.
[2]钟家维, 沈建新, 贺志刚等.管道内腐蚀检测新技术和新方法[J].化工设备与防腐蚀, 2003.
[3]何宏, 李琳, 江秀汉.管道内腐蚀检测技术进展[J].西安石油学院报, 2001.
[4]王朝晖, 朱欢勤, 于佰俭.管道防腐技术[J].石油商技, 2000.
油气管道的腐蚀与检测论文 篇4
关键词：油气管道,防腐,腐蚀
油气集输是继石油开采后石油生产过程中的又一个重要生产环节, 它直接关系到开采原油的质量和经济效益, 而这一环节又是遭遇腐蚀破坏最严重的环节之一, 随着油田开发进入中后期, 采出液综合含水率逐渐上升, 其较高的矿化度高及氯离子含量, 加之二氧化碳、硫化氢、溶解氧和硫酸盐还原菌等微生物以及高温、高压、流速流态变化等相互作用, 管线设备会造成严重得内腐蚀。而土壤、杂散电流、微生物等对埋地管线也会造成很大的外腐蚀问题。油气管道腐蚀问题遍及油气开采、储运等油气生产的各个环节, 已成为制约油气田安全与降本增效的重要因素。
1 油气管道腐蚀的定义及形式
1.1 定义
金属与环境间的物理/化学相互作用, 造成金属性能的改变, 导致金属、环境或由其构成的一部分技术体系功能的损坏, 称之为腐蚀。
1.2 形式
油气管道腐蚀的主要形式可分为:全面腐蚀、局部腐蚀、应力腐蚀、腐蚀疲劳、氢损伤、压力管道在土壤中的腐蚀等。
(1) 全面腐蚀:全面腐蚀是在整个金属表面上以比较均匀的方式所发生的腐蚀现象。当发生全面腐蚀时, 材料由于腐蚀而逐渐变薄, 甚至腐蚀失效, 这种腐蚀一般都是可以通过预测避免的。
(2) 局部腐蚀:是指在金属表面局部形成的小孔或锈斑, 一般多发生与缝隙或接头处, 分为点蚀、缝隙腐蚀、晶间腐蚀三种, 局部腐蚀存在着偶然性, 一般不容易发现, 对生产危害也比较大, 应引起重视。
(3) 应力腐蚀:是指承受应力的合金在腐蚀性环境中由于裂纹的扩展而互生失效的一种腐蚀。发生应力腐蚀的必要条件是有拉应力和特定的腐蚀介质存在。
(4) 腐蚀疲劳:在介质与交变应力共同作用下所引起的金属破坏称之为腐蚀疲劳。在各类金属腐蚀中, 由于不锈钢多在腐蚀环境下使用, 因此腐蚀疲劳是不锈钢的主要破坏形式。
(5) 压力管道在土壤中的腐蚀:由于油气管道多被埋藏于地下, 而土壤的组成及结构又很复杂, 因此土壤对管道的腐蚀更为严重。土壤中的腐蚀可以分为化学介质腐蚀、电化学腐蚀、微生物腐蚀等。
2 腐蚀机理研究的意义
由上可知, 管道腐蚀不仅危害石油生产, 而且污染环境, 如果任其发展, 将会产生巨大的生产事故。因此研究管道腐蚀机理, 制定相应的保护措施, 具有非常重要的实践意义, 可以起到以下重要的作用:
(1) 及早发现腐蚀问题, 监测腐蚀规律, 采取合理的措施控制腐蚀进程, 避免管道在高危的状态下运行。 (2) 判断采用防腐措施的效果, 及时改进防腐技术, 是油气管道运行更加安全、平稳。 (3) 提供各类腐蚀变化数据, 对异常情况进行跟踪及事故分析, 查明原因, 并提出行之有效的解决方案, 避免事故发生。 (4) 防止由于腐蚀造成的油、气、水泄漏, 防止对环境的污染。
3 油气管道腐蚀控制
3.1 投放化学药剂防腐
化学药剂主要包括杀菌剂、缓蚀剂和降粘剂。杀菌剂主要适用于一些以微生物腐蚀为主的油气管道内, 它可以有效的杀灭各类微生物, 效果明显;缓蚀剂的适用范围比较广, 针对不同的腐蚀作用机理, 可以应用不同的缓蚀剂, 缓蚀剂主要是通过氧化还原反应、沉淀反应以及吸附作用等各类化学反应, 形成保护膜, 阻止油气水等对管道的腐蚀, 它具有成本低、功能性强、适用性广的特点;降粘剂主要是通过减少流体在管道内的流动时间, 从而降低与管道面的接触时间来控制腐蚀的, 它一般应用于稠油的运输过程中。
3.2 管道涂层及包覆层防腐
涂层防腐包括外部包覆和内部涂层两种。外涂层使钢管与土壤等腐蚀环境隔绝是埋地管道防腐的基本手段。管道外涂层与包覆的材料主要有石油沥青、环氧煤沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯胶带、聚乙烯夹克、熔结环氧粉末及三层防腐结构等。聚氨酯泡沫夹克是目前埋地保温管道最主要的防腐保温技术, 实践证明能够起到很好的防腐效果。
3.3 阴极保护技术
阴极保护有两种方法牺牲阳极法和强制电流保护法。对于大口径的长输管道, 国内多采用强制电流为主、牺牲阳极为辅的阴极保护方法。它的防腐原理是:向油气集输管道通入一定量的直流电, 把管道相对于阳极装置变差一个大阴极, 消除金属因成分不同造成的电位差, 腐蚀电流降为零, 使管道免受电化学腐蚀。为防止阴极保护电流的流失, 在工艺站场的管道进、出口处设置电绝缘装置。为防止管道防腐蚀层或绝缘接头遭受雷击或电力故障而引起破坏, 在绝缘接头位置安装锌接地电池。在大型河流穿越段的两岸边各安装一组锌合金牺牲阳极以加强保护。
阴极保护技术是埋地油气管道土壤防腐控制的一项经济、有效的措施, 它具有投资少、管线维护简单等优点, 在埋地金属管道等许多领域得到广泛的应用, 有效延长了金属管道设施的使用寿命。
3.4 非金属管的应用
以稳定性更强的其他管材代替金属管越来越多的应用于油气管道中。 (1) 玻璃钢管道具有双面防腐、质轻、耐腐蚀、不结垢、不易积砂、流动阻力小等特点, 并且安装方便、不污染水质、使用寿命长。广泛应用于联合站内的管线, 前景广阔。缺点是强度不够, 已破损, 且破损后修复时间较长, 维修工作量大。 (2) 尼龙管具备玻璃钢管的优点外, 它具有较强的耐磨性, 且造价更低, 只是普通钢管价格的三分之一, 主要用于联合站污水的外输管线。但是费用较高, 施工周期长, 属于适用性阶段。 (3) 钢骨架复合管是以钢丝网活钢板孔网为骨架, 以高密度聚乙烯或聚丙烯为基料, 经挤出成型的钢骨架增强塑料复合管。它综合了钢管和塑料管的双重性能, 具有双面防腐、内壁光滑不结垢、耐磨、抗拉伸强度高、绝热性能好等特点, 防腐效果优良, 现在正逐步推广使用。
4 对油气管道防腐的认识
(1) 埋地的油气管道所处的环境复杂, 并且输送不同的介质, 对管道的防腐要求也不尽相同, 因此, 针对不同的管道, 应当因地制宜, 选择与之相适应的防腐方法与措施, 才能事半功倍。 (2) 管道内外环境的变化以及防腐材料的失效等原因, 使得防腐工作并不是一劳永逸的, 应当随时监测管道的防腐状态, 加强管道腐蚀的监测与检测技术的提高, 防患于未然, 及时发现问题, 解决问题。 (3) 保证防腐材料的质量以及施工技术水平, 这是油气管道防腐工作稳定的重中之重。
总之, 油气管道防腐是一项长期的、艰巨的工作, 它直接关系到油田的安全生产, 只有各级生产管理部门都给予高度的重视, 协调工作, 规范管理, 才能取得良好的效果。
参考文献
[1]林新宇等.埋地油气管道腐蚀机理研究及防护.当代化工.第40卷第1期.2011年1月[1]林新宇等.埋地油气管道腐蚀机理研究及防护.当代化工.第40卷第1期.2011年1月
油气管道的腐蚀与检测论文 篇5
关键词：油气管道,检测技术
1 油气管道运输带来的安全问题
管道完整性管理涉及内在和外在两方面的问题, 内在的问题主要有管道自身老化 (管道设计寿命一般为30年) , 年久失修, 管壁因腐蚀、磨蚀而变薄;或因存在诸如屈曲、擦伤、压痕和焊缝烧穿及环向裂纹等缺陷;或因气体含硫化氢和二氧化碳等腐蚀性成分;或因疲劳腐蚀和氢致裂纹腐蚀问题, 在国外管道氢致裂纹被称之为管道上的“艾滋病”。外在因素是指因第三方施工而导致的管道破坏, 像我国还存在一种特殊的人为破坏情况是“打孔盗油”, 都属于第三方破坏问题。
输油 (气) 生产中, 石油或天然气由管道或设备中漏出, 造成环境污染和经济损失的事故称为油气泄漏事故。易发部位和原因为:管道干线腐蚀穿孔、管道焊缝破裂、阀门跑油 (冻裂或阀门误操作) 、油罐溢罐、设备 (管道) 密封损坏、管道断裂 (自然灾害或材质问题) 、管道人为破坏等。
目前, 各种石油、石油液化气、天然气储罐在油田、炼油厂、油库、加油站、燃气公司都得到了广泛的应用。而由于储罐在使用中, 由于原油中杂质的沉积, 储油罐底部会积聚大量杂质, 这些杂质往往具有腐蚀性;同时由于储油罐底板与地面接触, 也会导致底板腐蚀导致破损以至于发生泄漏、爆炸的事故层出不穷, 而每次事故造成的危害和损失都是触目惊心的。
1970年到2000年间, 美国油气长输管道与集输管道共发生事故8814次。目前, 我国的油气管道已超过40000km, 运行期超过20年的管道占62%。我国东北和华北地区每1000m油气管道每年发生事故的频率超过20次。
2. 油气管道检测装备技术分析
由于管道安全问题的严峻性, 检测技术成为了重中之重。能否在事故发生之前将其扼杀掉, 成为保证管道安全的重点。中国较长距离油气输送管道总长超过2万公里, 目前在建和拟建的管道总里程也有2万多公里, 城市天然气管网更是在以前所未有的速度发展。近年来, 国内管道腐蚀造成的事故时有发生, 因跑油、停输、污染、抢修等造成的损失, 每年都以亿元计算。为了保证管道运输安全, 2000年4月, 国家颁布了相关法令, 规定全干线油气输送管道3到5年必须进行管道在线检查、检测。
2.1 中国油气管道检测技术
目前在中国的油气管道输送中, 国内研制的输油泵效率达到86%, 研制的热媒炉热效率达到90%以上, 研制的天然气过滤分离设备和多管除尘器设备不逊色世界同类设备, 研制的无损探伤设备, 可以自动记录探伤波形并打印数据, 研制的火花检测设备, 可以自动检测防腐质量并打印数据。
近年先后建成的东营-黄岛复线、库尔勒-鄯善原油管道和铁岭-大连、铁岭-秦皇岛等管道的技术改造集中体现了我国长输管道已达到的先进检测技术水平。库尔勒—鄯善输油管道工程由管道设计院与意大利斯南普及提公司合作设计。管道全长475 km, 管径为Φ610mm, 设计输量为500万-1000万t/a。管道采用加降凝剂不加热输送。首站设置了在线原油倾点和黏度检测装置, 可根据检测结果调整加剂输送参数, 确保管道安全。管道经过高差达1665 m的觉罗塔格山地, 通过设置减压站解决了大落差地段对管道运行可能造成的危害。
2002年投入运营的兰-成-渝管道是我国第一条大口径、高压力、长距离、多出口、多油品、全线自动化管理的商用成品油管道。全线采用密闭顺序输送工艺, 沿途13个分输点, 输送油品为90#汽油、93#汽油和0#柴油。油品界面检测、跟踪采用密度法、超声法和计算跟踪, 代表了我国成品油管道目前最高水平。
储罐液位检测不仅仅在油气方面, 还涉及到各个领域, 具体的工作环境各不相同, 这就对检测仪器提出了各种不同的要求。国内在储罐液位检测方面所采用的方法和仪器很多, 目前被广泛使用的测量仪器按照液位敏感元件与被测液体的接触形式可以分为接触式测量和非接触式测量两大类。
我国油气管道 (储罐) 现已拥有国产化的管道在线智能漏磁检测系列装置。应用这套系列装置, 可对我国在役的所有口径油气干线管道 (储罐) 进行了上万公里的腐蚀情况无损检测, 油气管道 (储罐) 检测技术已达国际先进水平。
2.2 国外油气管道检测技术
美国的全美管道是目前世界上最先进的一条热输原油管道, 全长2715 km, 管径760mm, 全线采用计算机监控和管理系统 (SCSS) 。在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制, 仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。国际成品油输送工艺多采用紊流密闭输送和顺序输送流程。输送性质差距较大的两种油品时, 多采用隔离输送方式。混油界面多采用计算机进行批量跟踪。界面检测方法大致分为标示法和特性测量法, 其中采用特性测量法居多, 尤以密度测量法最多。为了提高检测的精度, 也常采用各种组合式的检测方法。
目前, 美国天然气研究所 (GRI) 正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究, 该方法是利用红外光谱 (IR) 吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。该遥感系统由红外光谱接收器和车载式检测器组成, 能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描。现场试验表明, 检漏效率比旧方法提高50%以上, 且费用大幅度下降。
近年来, 随着微电子技术和计算机技术的飞速发展, 油气储罐液位检测技术发生了根本性交化。新的检测原理与电子部件的应用使得液位测量仪更趋向于微型化。与此同时, 朝智能化、虚拟化方向发展将成为这一领域的重要发展趋势。
2.3 中国油气管道检测装备与技术的不足
目前我国顺序输送技术尚处于初级水平, 且自动化程度较低, 无法全面体现油气管道的输送特点和优势。随着国民经济对油气等需求的不断增长, 我国应逐步建立起长距离管道干线和区域性管网。因此必须对解决复杂地形下大落差动、静压控制, 防止管道出现不满流, 以及顺序输送的界面监控等技术难题进行联合攻关。
今后的主要研究内容应包括:
(1) 管道安全评价及剩余强度、剩余寿命评价。
(2) 油气管道风险评估与风险管理技术。
(3) 油气管道泄漏检测系统开发应用。
(4) 故障诊断与管道修补、抢险技术。
(5) 在役管道内外检测、评价与整改技术研究。
3 结语
油气管道 (储罐) 作为国家基础性设施, 更要注重与生态环境的和谐, 应严格执行国家有关标准, 保护环境, 提高管道安全运行水平。积极吸收国外先进的成熟技术、管理思想、管理方法和经验, 以适用为主, 正确处理好传统技术与先进技术、国产与引进的关系, 建立开放式科研模式, 重视新技术的开发和推广工作, 才能推动我国油气检测装备与技术更进一步。
参考文献
参考文献
[1]赵忠刚, 姚安林, 赵学芬.GIS技术在油气管道安全管理中的应用[J].管道技术与设备, 2006, (01) [1]赵忠刚, 姚安林, 赵学芬.GIS技术在油气管道安全管理中的应用[J].管道技术与设备, 2006, (01)
油气管道的腐蚀与检测论文 篇6
电化学腐蚀指的是金属管道与电解质溶液反应构成原电池原理,对于油气管道,其电化学腐蚀分为析氢和吸氧腐蚀两种。
发生电化学腐蚀时,腐蚀原电池的阳极过程为金属的溶解:Fe→Fe++2e;
阴极发生H2S和CO2的腐蚀是氢去极化腐蚀:
O2腐蚀是氧去极化腐蚀,其阴极过程为:酸性液:O2+4H++4e→2H2O;碱性液:O2+2H2O+4e→2OH-;Cl-作为腐蚀过程中的催化剂，因为其迁移率高。
2 实验方法
在实验设定的条件下,将试片悬挂入腐蚀溶液浸泡一定时间,由于试片发生腐蚀导致实验前后产生质量差,用下式计算腐蚀速率:
式中:v为腐蚀速率,mm/a;K=8.76×104,m、m1分别为实验前后试片质量,mg;s试片面积,cm2;t为腐蚀时间,h;d为试片密度,g/cm3。
(1)实验材料及器材腐蚀试片材质为20#钢,试片规格为25×50×2.5mm,挂片孔直径为3mm。实验条件:①周期确定为7天;②通过高压反应釜模拟腐蚀环境的压力。③试片表面积用液量≥20ml/m3、液面距试片边缘≥1cm。现场工艺参数见表1。
实验步骤:①去除试片表面油污;②用无水乙醇擦洗试片,用吹风机吹干,然后干燥称量至恒重;③在实验条件下,将试片悬挂在介质溶液中7天;④取出试片,选取典型试片进行电镜扫描分析,确定出腐蚀产物;⑤去除试片表面腐蚀产物,在缓蚀剂+稀盐酸浸泡5min;⑥取出试片,冲洗滤干放入NaOH溶液浸泡50s,再冲洗,重复3次;⑦用滤纸吸干后放入真空干燥器中,24h后称量记重;⑧计算平均腐蚀速率。
(2)影响因素①温度。以中转站总掺水为介质溶液,测试分析不同温度条件下20#钢的腐蚀速率。温度与腐蚀速率的关系如图1。
由图1可知,随着温度的升高,腐蚀速率增大,由于40℃～80℃基本接近于20#钢管的工作温度,所以腐蚀速率增加较快,容易加剧腐蚀。电极反应随着温度升高而加剧,更促进了腐蚀反应;同时氧的溶解度随着温度升高而降低,减缓腐蚀速率,但对封闭集输系统,氧浓度基本恒定,温度升高会加剧碳钢的腐蚀速率,且温度过高会破坏钝化膜。
②Cl-含量。介质溶液不变,测试了不同温度不同Cl-浓度对20#钢的腐蚀速率影响,可以看出,80℃时腐蚀速率最大,Cl-浓度小于3000mg/L时,腐蚀速率随着Cl-浓度增加而增大;当Cl-浓度大于3000mg/L时,Cl-浓度增大,腐蚀速率逐渐减缓,因为Cl-浓度增加,吸附在金属表面吸附的去极化剂离子部分被Cl-取代,阻碍腐蚀反应继续进行,从而减缓腐蚀。
③含量。含量对金属腐蚀的影响较大,测试了中转站掺水在50℃、60℃、70℃、80℃条件下浓度对腐蚀速率影响。
④矿化度。测试不同矿化度条件下20#钢的腐蚀速率,可以看出,随着矿化度的增大,腐蚀速率增大,直至矿化度为20000mg/L,腐蚀速率达到最大,因为随着矿化度增大,溶液中离子浓度增大导致电导率增强,电化学反应被加剧,因此腐蚀速率增大。之后却又随着矿化度增大而逐渐减小,因为离子浓度增大至一定程度会导致离子结垢倾向增强,所以腐蚀速率减小。
⑤pH值。现场介质pH值介于8～9,对腐蚀速率影响不大。
3 结论与建议
①动态腐蚀速率实验结果更符合实际情况,是静态2～6倍,通过介质腐蚀状况可知中转站介质为高级腐蚀,其余为中级腐蚀。②能谱结果分析显示,20#钢发生了较为严重的腐蚀,腐蚀形态以均匀腐蚀为主。③Cl-、浓度及介质温度是影响该地区腐蚀的主要原因。
掺水钢质管线可采用环氧粉末涂层作为内防腐涂层,对于腐蚀性强的重点部位可选用3RE60作为管线材质;对于回油管线腐蚀穿孔严重部位,可采用环氧粉末涂层作为内防腐涂层。
摘要：油气管道的腐蚀是一个普遍存在的现象,通过对管道腐蚀的分析研究,设计了腐蚀试片试验,研究了管道的腐蚀原因,分析了介质温度、Cl-、HCO3-浓度、矿化度及pH值等因素对腐蚀速率的影响。
关键词：油气管道,腐蚀机理,集输系统,腐蚀速率,点蚀
参考文献
[1]赵麦群,雷阿丽.金属的腐蚀与防护[M].北京:国防工业出版社,2004,1-2.
油气管道的腐蚀与检测论文 篇7
杂散电流又称迷流, 是指在设计或规定的回路以外流动的电流。杂散电流一旦流入埋地金属管道, 再从埋地金属管道的另一端流出, 进入大地或水中, 则在电流流出部位发生激烈的腐蚀, 电流流出部位则成为电化学腐蚀的阳极, 通常把这种腐蚀称为杂散电流干扰腐蚀, 将流入或流出埋地金属导体的杂散电流称为干扰电流。根据来源, 杂散电流主要有直流杂散电流、交流杂散电流、地球磁场感应杂散电流等;根据电流幅值和流经路径是否随时间变化, 可分为静态杂散电流和动态杂散电流。对城市埋地天然气管道而言, 影响最普遍、最严重的是城市轨道交通产生的动态直流杂散电流干扰。
广珠城际轨道交通 (以下简称广珠轻轨) , 由北面的广州, 途径佛山市顺德区、中山市、到达南面的珠海市, 全长约140公里, 2011年1月正式通车。在中山市区, 大约10公里的广珠轻轨与高压天然气管道并排铺设, 两者之间最近的水平净距不足10米。广珠轻轨产生的杂散电流对埋地天然气管道的影响不容忽视, 必须对杂散电流干扰腐蚀的问题引起关注。本文对轨道交通杂散电流产生机理及其动态特性进行讨论, 介绍与天然气管道平行铺设的轻轨杂散电流的检测情况, 根据有关标准对杂散电流干扰情况进行判定, 并提出解决杂散电流干扰的建议。
2 轨道交通杂散电流
2.1 轨道交通杂散电流产生的机理
直流牵引轨道交通供电回路与杂散电流的产生原理见图1。变电站将交流电转换为直流电, 经接触网向电力机车输送, 电流由铁轨及相关导线返回变电站。由于铁轨具有一定的电阻, 电流在铁轨中产生电位差, 同时铁轨对大地也存在一定的电位差, 使铁轨中部分电流泄漏进入大地形成杂散电流。泄漏到大地的杂散电流流入埋地天然气管道, 经埋地天然气管道传输至变电站附近通过土壤重新流入铁轨, 在电流流出的部分, 金属发生腐蚀。
广珠轻轨采用交流牵引的轨道交通方式。交流牵引轨道交通系统供电所交流电 (22750V, 50HZ) 经馈电线、接触网向动车组输送, 在动车组内经过交流-直流-交流转换后, 由铁轨及相关导线、设备返回供电所。铁轨相当于零线, 铁轨上流动的电流已转换为低压且为交变电流, 但由于电力机车内可能泄漏直流电进入铁轨, 形成直流杂散电流;另外, 交流轨道交通也容易产生交流杂散电流。
2.2 轨道交通杂散电流动态特性[2]
在轨道交通中, 铁轨泄漏电流的大小、埋地管道中杂散电流的大小及方向, 可通过铁轨、大地、管道各自的电位进行分析。以无限远大地作为基准, 铁轨和管道电位分布见图3。机车所在位置为铁轨电位正最大值, 变电站附近为铁轨负最大值, 铁轨电位分布影响到大地电位和管道电位分布。铁轨正电位处电流离开轨道进入土壤或埋地金属管道, 在靠近变电站位置铁轨对地负电位处, 电流从金属管道流出进入土壤, 通过大地返回负极, 引起管道腐蚀破坏。
杂散电流的变化与杂散电流源的变化具有一致性, 轨道交通杂散电流的大小随轨道交通系统的用途、机车的相对位置和运行状态 (加速、匀速、减速、行驶方向) 不同而变化。轨地电位为正时, 杂散电流流入大地;轨地电位为负时, 杂散电流返回铁轨。铁轨杂散电流位置的变化使得埋地金属管道对地电位处于不断变化中, 管道发生杂散电流腐蚀的位置和强度也在不断变化。
以管道未受干扰时的自然电位为基准, 杂散电流流入区, 管地电位负向偏移, 管道处于阴极区受到保护;杂散电流流出区, 管地电位正向偏移, 管道为阳极区受到腐蚀, 必须采取防护措施。对于动态杂散电流干扰, 管道阴极区和阳极区分布是动态变化的, 管道某点可能处于杂散电流流入、流出交替变化中, 为管道杂散电流腐蚀判定及防护带来一定的困难。交流杂散电流也能够在正半周产生阳极性腐蚀, 但必须在高于30A/m2的交流电流密度时才有可能产生交流干扰腐蚀。
3 广珠轻轨杂散电流检测及判定
3.1 杂散电流的测试方法及结果
杂散电流常用的测试技术包括管地电位测试、土壤电位梯度测试、电流探针测试、智能杂散电流检测仪检测等几种方法。管地电位是指埋地天然气管道与参比电极之间的电位差。管地电位测试能够直接反映杂散电流的影响, 土壤和管道中有电流流过时会引起电位的变化, 通过管地电位偏移可以对杂散影响进行判定, 是当前应用的主要方法。根据参比电极位置不同有直接参比法、地表参比法、近参比法、远参比法等。
广珠轻轨杂散电流主要通过管地电位测试法进行检测。利用杂散电流电子测试仪, 对广珠轻轨附近的天然气管道各测试桩进行连续监测, 检测天然气管道管地直流电位和交流电位, 采样频率为1次/秒, 持续时间24小时。
3.2 杂散电流判定
GB/T19285-2003《埋地钢制管道腐蚀防护工程检验》规定, 埋地钢质管道的直流干扰, 可用管道任意点的管地电位较自然电位的偏移或管道附近土壤表面电位梯度来进行测量和评价, 根据管地电位偏移评价杂散电流强弱的指标见表1, 根据地表土壤电位梯度评价杂散电流强弱的指标见表2。当管地电位正向偏移≥20 m V或管道附近地表土壤电位梯度≥0.5 mV/m时, 可以判定存在直流杂散电流干扰;当管道任意点的管地电位较自然电位正向偏移≥100 m V或管道附近地表土壤直流电位梯度≥2.5 mV/m时, 管道应采取直流排流保护或其他防护措施。该标准规定测定时间段一般为40—60分钟, 对运行频繁的直流电气化铁路可取30分钟, 读数时间间隔一般为10—30秒, 电位交变剧烈时, 不得大于10秒。
广珠轻轨附近的天然气管道管地电位检测时间段为24小时, 采样频率为1次/秒, 符合标准的规定。广珠轻轨运行时间一般为6:30—22:30, 深夜00:00—凌晨6:00可以看作轻轨停运时间。从各测试桩管地电位—时间曲线中可以看出, 无论是直流电位, 还是交流电压, 管地电位在轻轨运行期间波动较大, 除了稳定的电位波动外, 间隔大概15分钟左右管地电位还会受到瞬时电压脉冲的影响, 通电电位蹿升到极值, 持续时间极短;在轻轨停运期间管地电位比较稳定。由于在检测期间天然气管道的阴极保护仍在通电, 为了便于判定, 可以把轻轨停运后的管地电位看作是阴保通电期间的“自然电位”。过滤掉电压脉冲影响部分, 在轻轨运行期间, 管地直流电位相对于“自然电位”偏移较大, 达到100—150m V, 而且偏移正负交替变化, 同一地点, 既向正向偏移, 又向负向偏移。因此可以判定天然气管道受到广珠轻轨动态直流杂散电流的干扰。
根据各测试桩交流电压测试结果, 交流电压并没有持续长时间出现大于4V的情况, 平均交流电压在0.02V~1.88V之间。间隔大概15分钟左右, 交流电压升高并蹿升到大概10V左右, 持续时间20秒到3分钟不等, 这主要是机车通过时出现的脉冲电压。当凌晨时分轻轨停运期间, 交流电压稳定在一个很低的电压值。
根据美国NACE标准, 判断交流杂散电流是否引起腐蚀的参数是交流电电流密度。检测到测试点的土壤电阻率最小为169.56 (Ω·M) , 交流干扰电压最大为10V, 计算结果交流电流密度为13.3 (A/M²) , 远小于可能发生交流干扰腐蚀的电流密度值。由管道直流电位的检测结果可知, 天然气管道主要是受到广珠轻轨动态直流杂散电流的干扰, 对于这种瞬时的交流电压影响可暂不考虑, 可在直流干扰排流措施实施后再进一步检测确定。
4 结论及建议
天然气管道受到附近并行的广珠轻轨动态直流杂散电流的干扰。建议尽快对该段管道进行直流杂散电流的排流工作, 排流方案可选择极性接地排流或强制电流排流, 这两种排流方式均比较成熟, 应用广泛, 具体方案可待专家论证后设计, 根据现场实际情况, 特别是土地征用情况, 选取最佳的排流方案。
天然气管道也受到交流杂散电流干扰, 但这种干扰对管道腐蚀影响较小, 暂时可不采取排流保护措施, 可在直流干扰排流措施实施后再进一步检测交流杂散电流干扰情况。
参考文献
[1]胡士信, 主编.阴极保护工程手册[M].北京:化学工业出版社, 1999年