腐蚀管线的剩余寿命预测

预测管线的腐蚀变化趋势及腐蚀对管线结构完整性的危害是评价管线剩余寿命的关键步骤。将影响管线剩余寿命的各种因素看成是分布各异的随机变量，建立了预测管线失效的概率数学模型。利用这一模型，研究了腐蚀速率、缺陷深度、管道壁厚和工作压力等因素对管线可靠性的影响。结果表明，各参数的不确定性越大，管线的可靠性越低；缺陷深度在腐蚀缺陷形成初期，对管线的可靠性有很大影响，而随着时间的推移，腐蚀速率将对管线的可靠性有较大影响。对一条输油管线，基于管线腐蚀检测数据，对1km长度的管道进行失效概率统计分析得到的腐蚀速率能够对管线全线的安全状况做出合理预测，从而为管线的进一步维修与检测提供参考资料．     

高压蒸汽输送管线爆裂失效分析

从化学成分，机械性能，金相组织和宏观断口等方面分析了胜利油田某注汽站稠油热采高压蒸汽输送管线爆裂的原因。结果表明，管线内壁局部的氢腐蚀，使材料内部产生晶界裂纹，造成管线严重腐蚀而减薄，不能满足管线强度和韧性的要求，致使管线发生爆裂；管线焊接热影响区及轧制过程中产生粗大魏氏组织与爆裂也有关系。     

高压蒸汽输送管线爆裂失效分析

从化学成分、机械性能、金相组织和宏观断口等方面分析了胜利油田某江汽站稠油热采高压蒸汽输送管线爆裂的原因，结果表明，管线内壁局部的氢腐蚀，使材料内部产生晶界裂纹，造成管线严重腐蚀而减薄，不能满足管线强度和韧性的要求，致使管线发生爆裂；管线焊接热影响区及轧制过程中产生的粗大魏氏组织与爆裂也有关系．     

集输管线腐蚀原因分析

研究了青海油田集输管线腐蚀的主要原因。结果表明：水样中高氯离子含量、高总含盐量、高矿化度是影响管线腐蚀加剧的重要原因。细菌微生物参与了管线的腐蚀反应，它与溶液中氯离子共同作用，使管线局部腐蚀加剧。同时管线还受到由硫化氢引起的应力腐蚀作用，使得管线既可能由于坑蚀或孔蚀导致腐蚀穿孔，还可能由于应力腐蚀而导致突发性开裂。     

埋地管线面积腐蚀率概率密度的模拟分析

利用马尔可夫过程,提出了管线腐蚀的发生模型,然后结合线性腐蚀发展模型,采用全概率公式,给出了埋地管线面积腐蚀率随服役时间变化时的概率密度函数解析表达式.将腐蚀发展模型中的参数分别考虑为确定变量和随机变量,推导出管线面积腐蚀率概率密度函数的具体表达式.结合具体的算例模拟分析,给出了管线面积腐蚀率概率密度函数随服役时间增加的演变过程.计算结果表明,模型可以很好地估计管线在使用过程中腐蚀的演变规律.     

地面注水管线腐蚀机理与预防措施研究

本文通过室内系列实验，对大港油田采油三厂十六大注水系统管线的腐蚀机理进行了研究，揭示了引起各注水管线腐蚀的主要因素是注水水质的高矿化度和高腐蚀性离子含量；同时，在同一条件下对各注水管线的腐蚀程度进行了对比，进一步提出了防止腐蚀的技术措施应首先选择合适的管材，并配合适当的缓蚀剂，可实现对注水管线腐蚀的良好抑制，对采油三厂的生产具有重要的指导作用．     

腐蚀油气管线的可靠性分析

ASME B31G是国际通用的评价腐蚀管线失效应力的标准，考虑到这种方法的保守性，以修正后的B31G模型作为研究腐蚀管线失效应力的基础，考虑管壁厚度、腐蚀速率、工作压力、缺陷深度等随机变量，构建腐蚀油气管线可靠性极限状态函数。然后，采用一次二阶矩法对腐蚀管线进行可靠性分析，得出管线的失效概率、可靠性指标以及剩余使用寿命。此外，为了更加规范的管理腐蚀管线，参照美国石油组织的相关规定，对不同失效概率的管线进行了等级划分。在最后的案例分析中，还讨论失效概率对不同变异系数对的敏感性，计算结果表明失效概率对管壁厚度     

大口径输油管道腐蚀及防腐层失效分析

对“庆—哈”输油管线管体进行腐蚀漏磁检测,管线腐蚀属于氧去极化腐蚀,主要形式为局部腐蚀。测试了管线经过地段土壤的土壤电阻率和管地电位等,土壤属于强腐蚀类。管线焊口部位的裂纹及残余应力及管道在穿、跨越附近侧下方土壤的氧浓差电池是引起穿孔的主要部位,而防腐层破损加上杂散电流作用是引起防腐层开裂主要原因。     

页岩气开采与集输过程中腐蚀问题与现状分析

页岩气是一种清洁的能源，在许多国家的能源战略中占据重要地位。美国、加拿大等国家页岩气开发技术较为成熟，位于世界领先地位，中国等国家起步较晚，但近年来发展迅速。随着页岩气的不断开采，井下管柱、地面管线及设备的腐蚀问题不断出现，严重影响了页岩气的正常生产。页岩气勘探、开发和储运过程中都可能产生腐蚀问题，不同类型的腐蚀之间往往会相互影响，加大了腐蚀防控的难度。主要涉及的腐蚀类型有：硫酸盐还原菌腐蚀、冲刷腐蚀、CO₂腐蚀、H₂S腐蚀及垢下腐蚀等。针对目前页岩气生产过程中的腐蚀问题和研究现状，分析了各种腐蚀产生的原因、腐蚀机理以及防腐方法。     

输油管道的腐蚀与防护

探讨输油管道的腐蚀形式按其腐蚀部位的不同可分为内壁腐蚀和外壁腐蚀两种情况。通过对输油管道的腐蚀特点及其影响因素进行分析,了解腐蚀发生的原因,提出有效地防护措施延长管线的使用寿命和所输油品质量,减少泄露造成的巨大损失。     

腐蚀管线的剩余寿命预测

预测管线的腐蚀变化趋势及腐蚀对管线结构完整性的危害是评价管线剩余寿命的关键步骤。将影响管线剩余寿命的各种因素看成是分布各异的随机变量 ,建立了预测管线失效的概率数学模型。利用这一模型 ,研究了腐蚀速率、缺陷深度、管道壁厚和工作压力等因素对管线可靠性的影响。结果表明 ,各参数的不确定性越大 ,管线的可靠性越低 ;缺陷深度在腐蚀缺陷形成初期 ,对管线的可靠性有很大影响 ,而随着时间的推移 ,腐蚀速率将对管线的可靠性有较大影响。对一条输油管线 ,基于管线腐蚀检测数据 ,对 1km长度的管道进行失效概率统计分析得到的腐蚀速率能够对管线全线的安全状况做出合理预测 ,从而为管线的进一步维修与检测提供参考资料。     

花——格管线腐蚀穿孔失效模型分析

为了寻找花－格管线腐蚀穿孔的原因，对西起柴达木盆地西部的油沙，东至其东部格尔木，全长４３５．７ｋｍ的花－格管线运行以来的腐蚀穿孔次数进行统计分析和相关性计算，得出腐蚀穿孔累积数对数和运行时间的线性关系腐蚀穿孔累积数和运行时间的指数关系。模型表明腐蚀穿孔失效呈加速态势，其腐蚀失效机理是管道防腐层下电屏蔽的电化学自催化腐蚀和管道保温层中干湿交界处氧浓度腐蚀。     

浅谈油田地面管线的腐蚀失效

随着油田的开发与建设,油田地面管线的长度不断增加,而由于管线腐蚀造成的各种直接损失和间接损失是极其惊人的,因此必须对管线腐蚀给予高度关注。     

关于埋地管线的腐蚀分析与保护措施

在管材制造技术有限的情况下,埋地下管线的腐蚀现象与埋地下管线温度、初应力、工程施工造成土体移动对地下管线的破坏等因素有关密切的关联。度况腐蚀现象是工业安全危害最大的原因之一,影响到管道钢腐蚀一般有本文针对地下管线此特征,通过不同温度不同应力对管线钢材料进行分析,证明温度与应力对管道钢腐蚀化学行为的影响。同时对城市地下工程施工造成周围土体移动对地下管线互相应力作用分析。并提出关于埋地管线的腐蚀保护措施方案,在地下管线施工前的质量要求和已埋地下管线的检测,应力计算和防腐方案,及影响地下管线腐蚀相关因素分析。     

基于试验的天然气集输管道失效性机理分析

为分析天然气集输管道的腐蚀失效行为,确定集输管线腐蚀形貌特征与产物成分,查明其腐蚀失效特征、腐蚀类型及失效机理。管道失效性分析以试验研究为主要手段,通过表面宏观测量分析管道内壁的腐蚀部位及宏观特征,开展材料力学性能、显微硬度、化学成分、金相分析等试验检测管道材质。对腐蚀穿孔处取样,采用扫描电镜（SME）进行微观形貌分析,结合能谱分析(EDS)和X射线衍射（XRD）技术对腐蚀产物作进一步物相分析。结果表明：管样失效处基体化学成分和材料力学性能符合国家标准要求,金相组织正常。管道钢L245在高矿化度水环境下发生CO2腐蚀,形成疏松、多孔且带裂纹的簇状腐蚀产物,腐蚀产物主要成分为FeCO3和Fe2O4,腐蚀产物膜与金属基体结合强度低,流体介质冲刷发生剥离并加速金属溶解和腐蚀性物质扩散,形成具有自催化的电化学腐蚀。     

浅析输油管道的腐蚀与防护

金属腐蚀是金属与周围介质发生化学或电化学作用成为金属化合物而遭到破坏的一种现象.输油管道的管材一般是碳钢或低强度合金钢,输送时原油中所含的H2S、S、H2O会对管线造成内腐蚀,易使管道腐蚀穿孔,油品泄漏,不仅造成重大的环境污染事故,而且给企业的声誉带来极大的负面影响,因此做好输油管道的腐蚀与防护工作,意义重大.本文重点从输油管道腐蚀的机理、防腐措施、腐蚀检测及管道修复等方面进行了简要阐述.     

靖边油田清水腐蚀性研究

油田生产中,注入清水同样会对管线等造成腐蚀。通过对水样的化学分析和电化学腐蚀行为研究,腐蚀产物的分析和表征,明确造成清水管线腐蚀的程度和原因,并提出相应的防腐对策。     

输油管道腐蚀综合治理技术应用

金属腐蚀是一个复杂的化学过程,本文对黄夹克保温管线腐蚀机理及外加电流阴极保护的效果进行了分析,并对庆哈管线的现状提了几点建议。     

油田回注水质的腐蚀性模拟试验研究

针对油田回注水质恶化的问题,用室内试验对现场管线注水的全过程进行模拟,试验管线装置与现场注水管线比例相等.试验分别获取了不同材质管线的水样,测定了各水样的相关水质指标和水中悬浮物的元素组成,并探讨了回注水质对注水管线的腐蚀和水质逐渐变差的原因.结果表明,管线的腐蚀对于回注水质中含油量和总悬浮固体含量的影响较大,通过对悬浮固体进行EDS能谱分析可得出管线腐蚀的产物对于回注水质恶化的影响作用,最终得出管线的腐蚀是引起回注水质恶化的主要原因.     

油田注水腐蚀问题研究

报道了注水对管线的腐蚀因素分析和研究 ,探讨了溶解氧、p H、细菌、共存阴离子及注水压力变化对腐蚀率的影响和作用 .研究表明 :在 p H=7～ 9范围内 ,腐蚀速率相对较小 ,而当 p H≤ 7或p H≥ 9时 ,腐蚀现象突出 ;O2 在阴离子 C1 -,SO2 -4 ,CO2 -3 等的存在下发生协同腐蚀作用 ,当 O2 的质量浓度由 1× 1 0 -3mg/L提高到 5× 1 0 -2 mg/L,腐蚀速率就由 1 mm/a提高到 3mm/a;细菌使水质变差 ,粘度增大 ;在 40～ 60℃下 ,随注水压力升高 ,催化作用使其中所含的有机化合物降解 ,导致水体色度和粘度增大 ,加速对管线和地层的腐蚀 .