油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测（精选7篇）

篇1：油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

姬鄂豫 陈海玲

南阳理工学院生物与化学工程学院

摘要：油气集输管道的腐蚀主要分为外壁腐蚀和内壁腐蚀两种。对管道外壁腐蚀主要采取 环氧涂层与阴极保护技术。油气管道内的腐蚀化学成分会慢慢与管道内壁发生化学反应，是管道内壁发生严重腐蚀的重要原因，目前采用的还是内涂层防腐蚀措施。我国的生态环境比较脆弱，而且自净能力也和先进的国家有一定的差距，所以对油气集输管道耐腐蚀检测必须加大力度。在管道建设初期，就必须建立科学的管道防腐计划，前期对于管道损伤应及时修复，并且要确定好科学的中后期管道维护方案。关键词：油气管道；输送介质；防腐蚀技术；检测 doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2013.1.020 1 腐蚀事故的危害

我国的油气管道安全在全世界还处在一个发展阶段，与发达国家比较，还有相当大的差距。据相关数据表明：我国的油气管道事故发生率达到3次/(1 000 千米·年)，而美国、德国等国家通常在0.25～0.5次/(1 000千米·年)之间，明显低于我国。管道腐蚀的一般后果为：油气管道因为事故不能正常工作，油气供应不上就会导致相关的工厂生产停滞；油气对环境的破坏不可逆转，容易造成大气、土壤、湖泊的环境污染；油气都是易燃物质，如果大量泄漏会引起火灾；油气的跑冒、泄漏、爆炸如果发生在大中城市，极容易造成人员伤亡等重大事故。油气集输管道的腐蚀主要分为外壁腐蚀和内壁腐蚀两种。而腐蚀管道的化学物质以CO

2、SO2、外界土壤、硫化氢等为主。外壁腐蚀防治方向

2.1 腐蚀因素

金属管道的外腐蚀指的是埋在地下的管道外部腐蚀。一种情况是金属外管道受到所处的外界环境如土壤、水、空气等对金属管道进行了化学作用或物理溶解。通常这种埋地管道的外腐蚀受土壤破坏的因素比较大，所以要防治土壤对埋地管道的破坏。还有一种情况：海底的油气管道，会因为管道埋藏的外部环境是海水，比较轻易发生电化学腐蚀。因此金属管道外腐蚀的预防需要根据不同的环境采取不同的防腐方案设计。2.2 防治办法

对管道外壁腐蚀主要采取环氧涂层与阴极保技术[1]。环氧涂层是最早的防腐技术，主要在管道的外壁上喷上防腐层，这种技术能保障金属管道不受防腐蚀介质的损坏。目前环氧涂层是国际公认的热固性防腐材料，其主要成分是环氧树脂和固化剂，是一种抗碱、耐酸物质，主要优点是涂层紧密，而且黏结力好，能保证防腐的致密性，表面光滑。而阴极保护技术指的是在水介质环境中的保护技术，能够防止金属管道在电介质环境下（海水、盐类、淡水等）的化学腐蚀，一般广泛应用于地下管道、海洋平台、海油气集输管线等，这种保护措施经济效益可观，不需要太多的成本。表1为环氧涂层与阴极保护技术的优劣比较，从表1可以看出，阴极保护技术在电介质环境中的保护作用明显比环氧涂层性价比要高，该技术常常被发达国家所利用。内腐蚀的防治

油气管道内的腐蚀化学成分是油气管道的致命杀手，会慢慢与管道内壁发生化学反应，是管道内壁发生严重腐蚀的重要原因。3.1 硫化氢对油气集输管道的腐蚀

硫化氢在遇到水时，很容易发生化学性水解，在水中就会产氢电离子并与管道内的Fe成分进行化学反应；同时硫化氢在有氧条件下与金属（含铁）发生相应的反应，这时金属物就会失去原来的金属属性。

硫化氢与金属管道内的化学成分很容易发生电化学反应。据数据表明，当管道缺陷处出现足够的H+的时候，就会经过沉淀生成相应的 H2，如果pH2≥300 MPa时，那么钢材就会发生强烈的塑性变形，导致管道出现开裂，管道内的油气就会通过狭小缝隙，形成强大的压强往外冲，导致油气大量地外漏。

3.2 二氧化碳对管道内壁的腐蚀碳酸（H2CO3）是弱酸性物质，它容易产生水解反应，导致管道内的 pH 值下降。二氧化碳（CO2）最大的问题就是造成坑点腐蚀或者是片状腐蚀等慢性腐蚀，这种腐蚀往往是随着时间的推移而慢慢发生的。3.3 二氧化硫的腐蚀

二氧化硫（SO2）与硫化氢（H2S）一样具有强化学腐蚀性，它极易与Fe 发生化学反应。管道内的流体介质的冲蚀作用由三部分组成：一部分只是单纯进行冲蚀的磨损；一部分是液体对管道的磨蚀；一部分是气体中的固体颗粒对材料进行相应的磨蚀。这三部分组成了管道冲蚀作用的多相流。多相流中包括了流体、气体、碎砂屑、固体颗粒等，这种多相冲蚀很少出现在无强烈腐蚀的外部环境下，一般发生在管道内的腐蚀环境下。这种作用是非常复杂的，管道的液滴、汽泡，以及油气中的不纯物体（固体颗粒）对管道内壁都会发生日积月累的冲击，直接作用管道内壁表面，从而发生新的磨损。3.4 内壁防腐技术应用

我国目前大多采用内涂层防腐蚀措施。关于内涂层的技术使用原理，相对来说比较简单。内涂层可以在管道内壁以及腐蚀的介质之间起到隔离的功效，这样就可以将介质侵蚀掉，免除其对内壁造成威胁。应用缓蚀剂技术则是为减轻金属管道的损坏，这种缓蚀剂的化学物质已经逐步被油田开发组织发现。缓蚀的机理是利用转化腐蚀的金属

[2]，对反应速率的进程适当降低，最后防腐蚀的目的才可能实现。对管道的内涂层防腐采取衬里的技术，可以节省管道材料维修的费用，提高油气的输送效率。玻璃钢复合材料是气集输管道防腐蚀采用的性价比较高的有机衬里材料，它的特点是耐腐蚀，同时也能够有助于管道强度、韧度的增加。一般来说，这种复合材料对特种集输管道比较有实际作用，主要对温度高、压力高的管道起作用。目前胜利油田已经采用该技术，该技术的应用不但提高了产量，而且运输管道的安全性也得到了保障。4 耐腐蚀的安全检测 我国的土地面积辽阔，油气资源也非常丰富，但是我国的油气井分散也导致了油气集输成本大大增加。我国的生态环境比较脆弱，而且自净能力也和先进的国家有一定的差距，所以对油气集输管道耐腐蚀检测必须加大力度

[3]。首先，在管道建设初期，就必须建立科学的管道防腐蚀计划。对管道及其相应的薄弱部件进行防腐优化处理，强化管道内壁和外壁的除锈控制与管理，做到从管道建设之初，就全面做好管道的防腐蚀处理。

第二，前期对管道损伤应及时修复。确定好地质勘察的顺序和时间，安排好防腐材料的运用与选择方法，主要是注重防腐漆（高密度聚乙烯塑料），实现对其保温。此外也要注重检查绝缘接头，采纳合格的高质量产品。第三，要确定好科学的中后期管道维护方案。特别对油气集输管道的建设，相关技术人员需要对生产运行和管道控制失效过程进行分析。逐步强化对集输管道的防腐蚀检测，排除一切安全隐患和油气泄漏的情况发生。

最后，对已经发生的事故，必须对事故建立一个环境保护的预案，保证将污染和事故后果降到最低。结语

做好管道防腐工作，是顺利完成油气集输管道建设的重中之重。防腐计划主要是根椐油气腐蚀介质以及所处的相关外界环境提出的科学防腐方案，最合适的防腐蚀工艺技术选择是关键。我国目前管道防腐技术较外国落后，基本还是止步在涂层防腐的层面上，管道防腐技术采用阴极保护技术的很少，这也是我国管道腐蚀率居高不下的深层因素。未来国际在集输管道防腐这方面的主流技术将会是阴极保护，必须高度重视对该技术的开发和利用，并进行创新和深入研究。

参考文献

[1] 崔世菊．油气集输管道内腐蚀及内防腐技术[J]．石油化工设 计，2010，23（9）：90-92．

[2] 鲍麒零，王石强，罗依妙，等．输油管道缓蚀剂现状与发展趋 势[J]．化工文摘，2011，22（8）：59-62．

[3] 何漂漂．油气管道检测与评价[M]．北京：中国石化出版社，2011．

篇2：油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

摘要:油气管道运输中的泄漏事故，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。近些年来，管道泄漏事故频繁发生，为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。本文介绍几种检测方法并针对具体情况进行具体分析。

关键字：腐蚀检测

涡流

漏磁

超声波 引言：

在油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，而且泄露的有毒气体不仅污染环境，而且对人和动物造成重大的伤害，因此直接有效的检测技术是十分必要的，油气管道检测是直接利用仪器对管壁进行测试，国内外主要以超声波、漏磁和祸流等领域的发展为代表。[1]

1、涡流检测

电涡流效应的产生机理是电磁感应.电涡流是垂直于磁力线平面的封闭的 旋涡!状感应电流, 与激励线圈平面平行, 且范围局限于感应磁场所能涉及的区 域.电涡流的透射深度见图1, 电涡流集中在靠近激励线圈的金属表面, 其强度随透射深度的增加而呈指数衰减, 此即所谓的趋肤效应.[1]

电涡流检测金属表面裂纹的原理是: 检测线圈所产生的磁场在金属中产生电涡流, 电涡流的强度与相位将影响线圈的负载情况, 进而影响线圈的阻抗.如果表面存在裂纹, 则会切断或降低电涡流, 即增大电涡流的阻抗, 降低线圈负载.通过检测线圈两端的电压, 即可检测到材料中的损伤.电涡流检测裂纹原理见图2.[2]

涡流检测是一种无损检测方法，它适用于导电材料。涡流检测系统适应于核电厂、炼油厂、石化厂、化学工厂、海洋石油行业、油气管道、食品饮料加工厂、酒厂、通风系统检查、市政工程、钢铁治炼厂、航空航天工业、造船厂、警察/军队、发电厂等各方面的需求.[2] 涡流检测的优点为:1.对导电材料和表面缺陷的检测灵敏度较高;2.检测结果以电信号输出，可以进行白动化检测;3.涡流检测仪器重量轻，操作轻便、简单;4.采用双频技术可区分上下表面的缺陷:5.不需要祸合介质，非接触检测;6.可以白动对准_!:件探伤;7.应用范围广，可检测非铁磁性材料。

涡流检测的缺点为:1.只适用于检测导电材料;2.受集肤效应影响，探伤深度与检测灵敏度相矛盾，不易两全:3.穿过式线圈不能判断缺陷在管道圆周上所处的具体位置;4.要有参考标准才能进行检测:5.难以判断缺陷的种类。[1]

2、超声波检测

超声波检测的基本原理基本原理见图3所示。

垂直于管道壁的超声波探头对管道壁发出一组超声波脉冲后，探头首先接收到由管道壁内表面反射的回波(前波)，随后接收到由管道壁缺陷或管道壁外表面反射的回波(缺陷波或底波)。于是，探头至管道壁内表面的距离A与管道壁厚度T可以通过前波时间以及前波和缺陷波(或底波)的时间差来确定：

式中，为第一次反射回波(前波)时间，为第二次反射回波(底波或缺陷波)时间，为超声波在介质中的声速、为超声波在管道中的声速。[3] 不过，仅仅根据管道壁厚度T曲线尚无法判别管道属内壁缺陷还是外壁缺陷，还需要根据探头至管道壁内表面的距离A曲线来判别。当外壁腐蚀减薄时，距离A曲线不变；而当内壁腐蚀减薄时，距离A曲线与壁厚T曲线呈反对称。于是，根据距离A和壁厚T两条曲线，即可确定管道壁缺陷，并判别管道是内壁腐蚀减薄缺陷还是外壁腐蚀减薄缺陷。[3] 超声波检测是通过超声传感器将高频声波射入被检管道内，如果其内部有缺陷，则一部分入射的超声波在缺陷处被反射回来，再利用传感器将反射同来的信号接收，可以检出缺陷的位置和大小。超声检测的常用频率范围为0.5一10MHz。

管道腐蚀缺陷深度和位置的直接检测方法，是利用超声波的脉冲反射原理来测量管壁腐蚀后的厚度，对管道材料的敏感性小，检测时不受管道材料杂质的影响，超声波法的检测数据简单准确，能够检测出管道的应力腐蚀破裂和管壁内的缺陷。适用于大直径、厚管壁管道的检查。超声波检测具有检测成本低，现场使用方便，特别适用于检验厚度较大的管道。[4] 超声检测作为一种成熟的无损检测技术有着它白己的优点，但还存在以下几个方面的不足:1.必须去除表面涂层，或者对表面进行打磨处理，增加了劳动强度;2.管材为圆柱曲面，容易造成祸合不良，检测速度慢、时间一长:3.有一定的近场盲区，易造成漏检:4.检测结果带有土观因素，并与操作人员有关:5.腐蚀坑底或腐蚀表面对声波散射严重，造成回波信号降低;6.不适合在气管线和含蜡高的油管线进行检测，具有一定局限性;7.内、外壁回波难以判断，容易发生误判。

3、漏磁检测

最适合油管探伤检验的方法是漏磁法, 国内油田现用的旧油管修复检测线80%，[5]以上都采用了漏磁探伤方法 漏磁检测是以自动化为目的发展起来的一种自动无损检测技术，国外己经得到广泛应用。漏磁检测的基本原理是建立在铁磁性材料的高磁导率特性之上的。铁磁性材料的磁导率远大于其它非铁磁性介质(如空气)的磁导率。当用磁场作用于被测对象并采用适当的磁路将磁场集中于材料局部时，一旦材料表面存在缺陷，缺陷附近将有一部分磁场外泄出来。用传感器检测这一外泄漏磁场可以确定有无缺陷，进而可以评价缺陷的形状尺寸。

钢管缺陷瀚磁检测原理是钢管被永久磁铁磁化后，当钢管中无缺陷时，磁力线绝大部分通过钢管，见图:当管壁变薄，管内、外壁局部被磨损，有腐蚀坑、凹坑、通孔等缺陷时，钢管缺陷处的磁阻变大，聚集在管壁的部分磁通向外扩张，磁力线发生弯曲井且有一部分磁力线泄翻出钢管表面，利用磁感应元件(霍尔元件)在钢管表面相对切割磁力线产生感应电信号，通过对感应电信号的特征提取来对缺陷进行定性和定量分析。[6]

真实的缺陷具有比模拟缺陷复杂得多的儿何形状，况且它们千差万别地存在于不同的_1洲冲，要计算其漏磁场是很难的。在检测中，要使它们的漏磁场达到足以形成明确显示的程度是很有意义的，这里，必须考虑影响缺陷漏磁场强弱的各种因素。影响缺陷漏磁场的因素主要米口卜列三个方面。（1）磁化场对漏磁场的影响

l)当磁化程度较低时，漏磁场偏小，且增加缓慢;2)当磁感应强度达到饱和值的80%左右时，漏磁场不仅幅值较大，而且随着磁化场的增加会迅速增大;3)漏磁场及其分量与钢管表面的磁感应强度大小成正比;4)漏磁场及其分量与磁化场方向和缺陷侧壁外法向矢量之间的夹角余弦成正比。

（2）缺陷方向、大小和位置对漏磁场的影响 l)缺陷与磁化场方向垂直时，漏磁场最强: 2)缺陷与磁化场方向平行时，粼磁场儿乎为零;3)缺陷在l:件表面的漏磁场最人，随着离开表面中心水平距离的增加漏磁场迅速减小;4)缺陷深度较小时，随着深度的增加漏磁场增加较快，当深度增大到一定值后漏磁场增加缓慢;5)缺陷信号的幅值与缺陷宽度对应，缺陷长度对翻磁信号儿乎没有影响;6)缺陷宽度相同时，随深度的增加，漏磁场随之增人;（3）工件材质及工况对漏磁场的影响

钢材的磁特性是随其合金成分(尤其是含碳坛)、热处理状态而变化的，相同的磁化强度、相同的缺陷对不同的磁性材料，缺陷漏磁场不一样，土要表现为以下二点:(l)对于儿何形状不同的被测物体，如果表面的磁性场相同而被测物体磁性不同，则缺陷处的漏磁场不同，磁导率低的材料漏磁场小:(2)被测材料相同，如果热处理状态不同，则磁导率不一样，缺陷处的漏磁场也不同;(3)当l:件表面有覆盖层(涂层、镀层)时，随着覆盖层厚度的增加，漏磁场将减弱。[1] 同样漏磁检测也存在它自己的特点。漏磁检测的优点是1.适用于检测中小型管道;2.不需要祸合，检测速度快，效率高:3.检测灵敏度高，可靠性好;4.可对缺陷进行量化处理:5.同磁粉相比便于操作，改善_l:作环境适合于对壁减和腐蚀坑等形式的缺陷普卉，检测效果突出;6.易于实现白动化。除此之外漏磁检测也有它的缺点，漏磁检测的缺点是:1.材料只适用于铁磁性金属材料，不适用I几1卜铁磁性金属;2.被检管道不能太厚，否则容易出现虚假数据:3.很难判断缺陷是在上表面还是在下表面:4.仪器重量比较人。

实例： 新疆某油田某天然气管线始于西气东输一线主力气田, 管径为 1 016 mm, 管线全长约160 km。鉴于管道完整性管理要求, 油田特委托ROSEN 公司对该管线进行了基于漏磁通原理的管道金属损失的内检测工作, 其完整的内检测过程主要包括以下几个步骤。

1）管道机械清洗 机械清管的主要目的是清出管内的污物、障碍物、沉积杂质和管壁结蜡, 最大程度地保证内检测效果的准确性。

2）管道变径检测 管道变径检测是对管道的通过性能(最小通过直径)进行测试, 其检测结果用于判断管道能否进行下一步的几何检测和漏磁检测。3）电子几何清管器的内几何检测(EGP)电子内几何检测是对管道内的管段、设备进行检测并模拟漏磁通检测的一项检测内容, 用以推论这条管线没有影响ROSEN 公司CDP 检测的主要障碍。4）漏磁通金属损失检测(CDP)（1）设置定标点 由于内检测器的里程轮在如此长距离的管线中行走, 由于打滑或者弯头的影响, 很容易导致累积误差, 导致以后找几何缺陷点出现困难。为了便于以后对此次漏磁检测工程中检测出来的缺陷点进行开挖验证或是进行维修补强, 必须在管线的沿途对行走距离进行修正。此次检测共设置了21 个BM5 型跟踪器和30 个BM7 型定标点。平均每隔5.32 km设置一个定标点对内检测器在管线的行走距离进行修正。

（2)漏磁通金属损失检测 5）数据处理及最终报告 6）最终评价。[4] 除了这三种最常用的检测技术之外还有磁粉检测、渗透检测、射线检测等检测方法。下面对这几种方法进行简单的介绍。

4、磁粉检测

磁粉检测方法是美国人霍克(HOKE)1922年提出的口磁粉法是检测铁磁性材料表面或近表面的裂纹、折叠、夹渣等缺陷，并能确定缺陷位置和人小的一种简单易行的方法。检测时先将管道被检部分磁化，在被检测部位及周围产生磁场。如果有缺陷，缺陷处磁阻比材料本身磁阻大得多，因此在缺陷处磁力线会产生弯曲绕行现象。当缺陷位于管道表面或近表面时，一部分磁力线绕过缺陷暴露在空气中，产生所谓的漏磁现象。在管道表面撒上铁磁粉或涂上磁粉混浊液，则缺陷处的漏磁场会吸住部分磁粉而把缺陷显现出来。

磁粉检测所需的设备简单，操作方便，迅速可靠，对表面缺陷检测灵敏度高，缺陷较直观，成本低。但缺陷的显现程度与缺陷同磁力线的相对位置有关，当缺陷与磁力线垂直时显现得最清楚，当缺陷与磁力线平行时则不易显现出来。只能检测出缺陷的位置和在表面方向上的长度，不能检测出缺陷深度，检测灵敏度随缺陷深度而下降。

磁粉检测作为一种成熟的无损检测技术，土要应川在焊缝和l;件表面或近表面裂纹检测。因为管道土要缺陷形式是壁减和腐蚀坑，如果应用磁粉检测会增人劳动强度，工作环境恶劣，检测效果并不是很好，所以磁粉检测不适用于管道腐蚀的检测工作。[7] 5渗透检测

渗透检测是探杏物体表面开口缺陷的一种方法，物体可以是铁或非铁磁性金属材料以及非金属材料[8]。方法是先将渗透剂渗入缺陷，在施加显像剂以后，由I.表面上形成显像膜，缺陷中的渗透剂就通过毛细作用被吸出至材料表面。从缺陷渗出的渗透剂以迹象的形式显示出缺陷，并比实际缺陷大，易于发现，肉眼就能看出材料的缺陷。

渗透探伤的优点有设备、材料简单;对表面缺陷可靠性高。而渗透检测存在的不足之处是对表面清洁度要求高;难以确定缺陷深度;受操作人员的影响大等。[1]

6、射线检测

射线实时成像检验技术是随着成像物体的变动图像迅速改变的电子学成像方法，和胶片射线照相检验技术儿乎是同时发展的。早期的射线实时成像检验系统是X射线荧光检验系统，采用荧光屏将X射线照相的强度转化为可见光图像[9]。对管道进行放射线检杳的方法是:利用放射线检杏管道，计量壁厚腐蚀深度，管道截面部位的壁厚通过照片上的尺寸计举，通过扩人率算出实际壁厚。实际上利用这种方法只能计晕管道截面部位的壁厚，它不能计景截面以外的平面部位的壁厚，最主要的是射线的散射不容易控制，容易发生泄漏[10]。

7、工业CT检测

CT技术始于20世纪70年代，首先是在医疗诊断领域中的成功应用，随后推广到无损检测和其他领域。日前在一l二业CT方面发展最快的是X射线和丫射线。在管道检测方面，20世纪80年代初，前苏联就采用cT技术检测功210mm铝管。[11] CT成像法可显示管道内部的剖面图像，优点是对腐蚀和堵塞结果明显，而且还可定量显示腐蚀后的壁厚和结垢的堵塞率，是一种理想的检测方法，但是普通的CT成像装置用大电流、高功率的强X射线源，用儿百个检测器组成阵列，在儿百个方向上取投影数据，设备人而笨，成本太高[12] 结束语：

本文对现有的油气管道腐蚀的检测技术进行了简单的介绍，随着科学技术的不断发展，现有的检测技术将不断得到改善，同时也会有新的检测技术出现，石油气因为腐蚀而泄漏的事故也会不断减少。参考文献

[1]王亚东 钢管漏磁检测技术的研究 硕士研究生学位论文；

[2]陈晓雷 王秀琳 基于涡流技术的检测系统设计 郑州轻工业学院学报(自然科学版)；

篇3：油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

1、对防腐层的检测

目前对防腐层的常规检测按照原理可分为多频管中电流法 (P C M) , 电位梯度法 (DCVG) , 和密间隔电位法 (CIPS) 。

1.1 多频管中电流法 (PCM)

多频管中电流法是对管道加载单频率或混合频率的电流信号, 然后利用接收机测量不同位置处的电流大小, 从而判定某一段管道的防腐层完好程度。在管道防腐层完好的理想状态下, 加载在管道上的电流信号呈指数衰减的规律, 即[1][2]

其中:I为接收机测量电流值, I0为管道电流加载值, a为衰减指数 (与被测管道防腐层电阻率, 管道直径, 壁厚, 材质有关) , x为测量点与电流加载点的距离。

若在某处防腐层存在腐蚀与破损则电流外泄增大, 则电流衰减加速, 通过其衰减程度与标准衰减曲线的对比可计算其防腐层破损程度。

这种检测方法的主要优点是: (1) 操作方便, 一个人即可操作。 (2) 检测速度快, 不用开挖即可完成对防腐层的评级。 (3) 信号传输距离远, 无需频繁更换电流加载点。

主要缺点是: (1) 对于埋设于非匀质土壤中的管道, 防腐层破损严重管道, 及存在多种特殊部件, 如阀门、套管、三通等) 的管段, 不能取的很好的效果。 (2) 只能确定不良防腐层破损段, 不能判断破损大小。

1.2 电位梯度法 (DCVG)

DCVG (Direct Current Voltage Gradient) 是通过检测流入土壤中的阴极保护电流产生的电位梯度值从而判定防腐层破损点的检测方法。

当存在防腐层破损点时, 阴极保护电流就从破损处流出, 并在管道周围的土壤中形成以破损点为中心的电场, 通过一对相距10m的参比电极可以测出电位梯度的大小, 以此来推断破损点的位置, 并通过电位梯度的大小来计算涂层缺陷的大小。

直流电位梯度法的主要优点是: (1) 是最准确的管道防腐层缺陷定位技术之一, 能够对防腐层缺陷进行精确定位。 (2) 操作简单, 一人就可进行操作。 (3) 可以对缺陷大小进行测量。 (4) 不需要对管线进行精确的定位。 (5) 可确定电流方向和腐蚀缺陷。

主要缺点是: (1) 对没有施加阴极保护的管道无法检测。 (2) 需要测量大量的原始数据以做支持, 否则测量结果难以解释。 (3) 易受土壤电阻率及杂散电流等外部环境的影响, 对检测者的检测水平和检测经验有很高的要求。 (4) 相对其它检测方法来说, 检测效率较低[1]。

1.3 密间隔电位法 (CIPS)

CIPS技术在检测过程中, 用一根长导线把某个测试桩上的管道连线连接上, 沿着管线路由以小间隔测量管地电压, 这样可测出管道上任意点的防护电位, 进而得到整个管线上的保护电位分布图。

此外, 在CIPS检测中通过测量保护电流的ON电位和OFF电位, 可以消除管道周围土壤对检测结果的影响, 可以在没有IR降的影响的基础上对管道的保护情况进行更好的评估。

该方法的主要优点是: (1) 测量结果较为精确。 (2) 能连续完整地评价阴极保护系统在管道上的保护效果、评价防腐层的状况及缺陷点的保护状况和评价防腐层缺陷的严重程度。

该方法的主要缺点是: (1) 测量程序较复杂, 工作量较大, 检测效率相对较低。 (2) 对检测人员的经验与技术水平要求较高[1][3]。

2、对腐蚀环境的检测

管道的腐蚀环境对管道本体的腐蚀也是至关重要的, 虽然并不能直接反映管道的腐蚀状况, 但对评价管道的风险有着很重要的意义。然而内腐蚀环境目前还没有有效的检测方法, 对于外腐蚀环境主要有土壤腐蚀速率检测, 土壤电阻率测量及杂散电流检测等。

2.1. 土壤腐蚀速率直接检测

土壤腐蚀速率能够反映土壤环境对油气集输管道本体造成腐蚀的严重程度, 是一个综合量化的指标。目前土壤腐蚀速率的检测一般采用多功能土壤腐蚀速度测量仪, 可以测定金属材料在土壤中的腐蚀电流密度、腐蚀电位和土壤的电阻率、氧化还原电位及温度等参数, 采用线性极化、弱极化原理可以快速地评定土壤的腐蚀性。改变了以往根据土壤的理化因素测量值进行土壤腐蚀评价的传统思想, 建立根据现场电化学测量值直接评价土壤腐蚀性的新方法。

2.2 土壤电阻率测量

在埋地油气集输管道宏观电池腐蚀过程中, 土壤电阻率起着主导作用, 在宏观电池腐蚀中, 极间电位差常常高达数百毫伏, 土壤电阻率越小, 腐蚀电流越大, 则土壤腐蚀性越强。

目前常用的土壤电阻率测量方法是四极法, 四极法具有测量准确, 测量方便速度快的优点, 其原理如图1:

如相邻两极间距离均为a, 即

2.3 杂散电流检测

通常交流杂散电流对金属管道引起的腐蚀比直流电小, 一般只有直流电的1%。它具有局部腐蚀特征, 腐蚀速度比自然腐蚀快数十倍乃至上百倍。

杂散电流测绘系统 (SCM) , 此系统由SCM智能感应器、灵敏探杆、智能信号发送器、SCM智能感应器控制软件、数据浏览软件和笔记本电脑6部分组成, 如图2所示。

当智能感应器放置在目标管线上方的地面并激活时, SCM智能感应器即检测管线上所选定的或特别加载的干扰电流。通过测量干扰电流的极性和大小, SCM智能感应器能确定什么地方干扰电流正在流入目标管道, 向哪个方向传播, 什么地方干扰电流正流出目标管道[4]。

3、结论

3.1 对于外腐层的检测:

管中电流法检测效率较高, 检测结果较为精确, 目前对于外防腐层的评级及破损点的查找宜采用管中多频电流法。

3.2 对于管道外腐蚀环境的检测:

目前土壤腐蚀速率, 土壤电阻率及杂散电流都较为成熟, 可以此做为管道防腐层评级的辅助手段。

摘要：本文介绍了目前常用的几种油田埋地油气集输管道检测方法, 针对外防腐层的检测的多频管中电流法 (PCM) , 电位梯度法 (DCVG) 等, 针对外腐蚀环境检测的土壤腐蚀速率检测, 土壤电阻率检测及杂相电流检测, 深入研究了这些方法的检测原理, 及现场应用的优缺点, 并给出了适合于油田埋地油气集输管道的可靠易行的检测方法选取方案。

关键词：埋地油气集输管道,检测,外防腐层检测,外腐蚀环境检测

参考文献

[1]姚小静, 王威强, 张峰.埋地长输管道防腐层综合检测技术.压力容器, 2006, (02) :49～51

[2]吕德东.油田埋地管道防腐层破损点检测及影响因素.管道技术与设备, 2007, (03) :39～40

[3]衣红兵, 牟宗元, 王学国等.油田埋地管道防腐层检测方法.石油工程建设, 2010, 36 (02) :112～113

篇4：油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

摘 要：天然气与石油资源是一种不可再生能源，在对其进行利用时，通常采取管道运输的方式。管道运输具有明显的优势：成本低、效率高，目前，已经成为油气输送的主要形式。但管道运输受到外界因素和内部因素的双重影响，很容易发生腐蚀现象。本文主要对油气管道腐蚀的类型和机理进行分析，从而提出油气管道腐蚀检测技术和防腐措施，希望减少油气管道的腐蚀现象。

关键词：油气管道；腐蚀检测技术；防腐措施

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.10.013

随着油气产业的发展，油气管道输送成为了主要的运输方式。但是在运输过程中，腐蚀现象相对严重，这阻碍了油气管道的使用，甚至会引发安全问题。油气管道腐蚀的直接结果是造成油气泄露，由油气泄露引发的事故的比重较大。为了降低事故的发生率，应该采取防腐措施，并结合油气管道腐蚀检测技术，对油气管道进行综合评价。油气管道腐蚀是油气企业的重点关注问题，也是石油产业发展的难题，因此，需要加大人力、财力、精力，不断对其进行探究，以期解决腐蚀问题。油气管道腐蚀的类型和机理

（1）腐蚀类型。经过调查显示，我国的油气管道的平均使用寿命是有限的，一旦超出期限，便会出现腐蚀等一系列现象。对于油气管道腐蚀来说，它与油气管道的材质息息相关，发生腐蚀现象的本质是油气管道中的某些成分与空气中的元素相互作用而产生的结果。管道腐蚀可分为不同的类型，本文主要以下几种进行探讨：氧气腐蚀，管道的铁与空气中的氧气和水发生氧化作用；H2S腐?g，它是一种弱酸，在酸性条件下，管道很容易发生腐蚀；土壤腐蚀，由于油气管道深埋于地下，长时间受到土壤环境的制约。

（2）腐蚀机理。管道腐蚀的类型与它的腐蚀机理息息相关，一般来说，造成油气管道腐蚀的主要原因是油气管道与周围的环境发生了某种反应。另外，如果管理不当，也会出现腐蚀现象。在进行管道设计时，如果存在质量问题或者未能满足相关标准，在投入使用过程中，会出现严重的问题。油气管道的材质也是产生腐蚀的原因之一，如果油气管道存在着较多的非金属成分，会通过化学反应产生腐蚀现象。与此同时，外界因素如温度、水分达到一定的程度时，会为油气管道腐蚀提供动力。此外，在对管道进行铺设的过程中，如果不能平衡与环境的关系，将会严重影响油气管道的使用。油气管道腐蚀的检测技术分析

2.1 外防腐层检测技术

外防腐层检测是腐蚀检测的关键，外防腐层检测技术的服务对象是油气管道的外防腐层，通过检测，能够直观的体现出油气管道的腐蚀情况。外防腐层检测技术包括多种，本文主要对较为常用的几种进行分析：一，电位梯度法，它主要以信号为载体，一旦发生破损，将会在管道周围形成电源电场，从而确定其位置。它便于操作、可行性和准确度高。二，磁场分布法，这种方法容易受外界因素的干扰，会受到管道的埋藏深度的限制，且测量相对不精确。三，等效电流梯度法，通过增加电流、对比等效电流值进行检测，这种方法的主要缺陷就是很难确定具体的腐蚀部位。四，多频管中电流法（PCM），该方法通过对于狡辩电流梯度法的利用，在管道和大地之间施加某一个频率的正弦电压，并且向待检测的管道发射检测信号电流，然后通过管道上方地面的磁场强度来对于管中电流的变化加以换算，对于管道支线位置和破损缺陷有效地加以判断。

2.2 管体检测技术

管体的检测技术能够直接判断腐蚀情况，一般来说，油气管道深埋于地下，要想对管体进行检测，需要首先明确管体的检测技术。管体检测技术包括三大类：直接检测、内检测、不开挖检测。其中，最为常用的便是直接检测法。直接检测法虽然具有一定的缺陷，但实用性较高。目视法、渗透法的操作性较强、方便，但却受到精确度的限制；而漏磁法虽然能够保证精确度，但不适用于大面积的管道检测。管体检测技术相对较多，在实际检测中，应该根据实际情况选择最优的检测技术，以提高效率和准确度。

2.3 泄露检测技术

泄露是油气管道腐蚀中最为严重的问题，因此，泄露检测技术必不可少。现阶段，泄露检测技术已经成为油气企业和管道制造企业关注的重点，经过长期的研发和调试，检测技术相对成熟，但缺乏一定的标准。直接观察法、电缆法、电流梯度法是最为常用、有效的几种方法。油气管道的防腐措施

3.1 合理选择管道材质

一般来说，管道的材料由钢材组成，在油气输送过程中，会与空气、油气中某些成分发生作用，从而影响管道的质量和运输效率。因此，应该选择合理的管道材质。玻璃钢、塑料的性能相对稳定，且具有环保性。但这两种材质仍然存在一定的缺陷，需要相关人员不断探究，以获取性能稳定、承载力强的新型材料。

3.2 防腐涂层

防腐涂层能够阻止管道的氧化，也是最为有效的防腐措施。防腐涂层主要对油气管道起到保护作用，通常所用的防腐涂层包括以下几种：聚乙烯、非金属、纳米材料。它们的原理相同，都是在管道内、外部位涂不同材质的防腐层，从而阻止油气管道与外界因素和油气的接触，从根本上降低腐蚀现象。

3.3 电化学防腐

管道中产生电流是造成电腐蚀的主要原因，电化学防腐主要是对电流的电势进行改变，从而阻止管道腐蚀的发生。电化学防腐技术主要通过电极对管道进行保护，降低管道端的电子流动，从而实现防腐的目的。总结

油气管道腐蚀检测技术需要以电子技术为基础，它是油气管道评价的主要依据，通过油气管道腐蚀检测技术，能够确定油气管道的腐蚀位置和程度，便于后期的维护和养护。油气管道检测技术的应用大大提高了油气管道运输的效率。目前，油气管道腐蚀检测技术仍然在不断发展，但在检测过程中，仍然会受到相关因素的限制，很大程度地制约了检测技术的应用，因此，需要从多个方面采取防腐措施，以延长油气管道的使用寿命。

参考文献：

篇5：油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测

近几十年来, 随着我国海洋石油工业的快速发展, 海上油 (气) 田的开发力度也在不断地加大, 海底管道、浮式生产设施 (FPSO) 、海上采油平台的数量也在不断地增加。海底集输管道广泛应用于海洋石油工业, 已经成为连续输送大量油 (气) 最经济、最可靠、最安全、最快捷的运输方式, 是海上油 (气) 田开发生产系统的重要组成部分。从远的来看, 通过海底集输管道能够将陆上石油工业系统与海上油 (气) 田紧密结合在一起。

2 海洋环境对油气集输管道的影响因素

2.1 气蚀的影响

油气集输管道由于受到流道振动、流道过窄、海水的旋涡、扩散, 导致其在流体中就形成了一个低压区。在海水和油气集输管道的金属管壁的界面上, 由于低压区的存在, 管壁原有的保护膜会受到无数气泡的不断破裂而致使产生机械损伤, 从而形成气蚀, 长此以往, 油气集输管道管壁就被腐蚀成麻孔, 呈马蜂窝状。

2.2 海水流速的影响

空气中的氧分子由于海水流动的作用, 会冲刷掉在金属表面所形成的各种保护膜, 同时也就加快其扩散到金属表面的速度。海水流动速度与油气集输管道成正比, 海水流动速度越大, 腐蚀电流也就越大, 管道腐蚀也就越严重, 腐蚀速度成倍甚至成几十倍地增加。

2.3 含盐量的影响

有别于其他的腐蚀环境, 海洋环境的最为显著的特征之一就是含盐量大。世界性的大洋中, 水的含盐量和成分基本来说都是相对恒定的, 但是内海海水的含盐量因地区条件的不同而不同, 区别较大。水中含盐量直接影响到水的含氧量和导电率, 因此必然对腐蚀产生影响。

2.4 海水温度的影响

海水的温度会随着海水深度、所处季节和纬度的不同而发生较大的变化。海水越深, 海水的温度也就越低, 则金属管道的腐蚀速度愈小。而纬度愈小、越靠近赤道, 那么海水的温度也就越高, 自然, 金属管道的腐蚀速率愈大。一般而言, 海水温度每升高10℃, 那么化学反应速度就会提高大约14%, 海水中的金属腐蚀速率将增大1倍。此外, 海水的温度变化还给石灰质水垢沉积层和海水的生物活性带来巨大的影响。由于海水温度会随着季节的变化而相应发生变化, 油气集输管道在炎热的季节里腐蚀速度较大。

3 海洋环境中油气集输管道腐蚀类型

3.1 接触腐蚀

2种不同金属在导电介质, 如海水电解质中直接接触时形成的宏观电池腐蚀, 或金属本身的不均匀性, 产生无数个微电池, 在微电池中的阳极区产生电化学腐蚀。

3.2 冲击腐蚀

指金属表面受到电化学腐蚀, 同时还受到流体冲击作用而遭到破坏的腐蚀现象。

3.3 应力腐蚀

应力腐蚀是一种危险的腐蚀形态, 实际上就是金属在腐蚀介质和拉应力的共同作用下而发生的破坏。破坏形态有穿晶破裂和沿晶界扩展或其混合型。

3.4 空泡腐蚀

以其它腐蚀为辅、空泡的机械破坏为主。除了以上四种腐蚀类型之外, 还有脱层腐蚀、晶界腐蚀、氢腐蚀、选择腐蚀等。

4 如何在海洋环境中有效防护油气集输管道

4.1 加强表面处理

油气集输管道的使用寿命在很大程度上取决于防腐质量, 防腐质量又在很大程度上取决于涂层与基体的粘接力。而这种粘接力又取决于管道的表面处理质量。在除锈质量、涂层厚度和施工条件诸因素中, 除锈质量对整个防腐质量和管道使用寿命的影响最大。长期生产实践证明:除锈质量好的比除锈质量差的或未经除锈处理的防腐涂层的使用寿命要长3-5倍。因此, 在防腐施工之前, 必须将钢管表面的氧化皮、铁锈彻底除掉。

4.2 电化学保护

金属材料在海水中所遭受的腐蚀都属于电化学腐蚀, 根据腐蚀的电化学原理, 金属在电解质溶液中的电极行为取决于它的电极电位。对电化学腐蚀, 有可能采用电化学保护技术进行防护。

一般而言, 电化学保护可以分为阳极保护和阴极保护两种, 油气集输管道在在海洋环境中, 大多是外加电流阴极保护。由电化学腐蚀原理可知.腐蚀电他的阴极是不发生腐蚀的, 而只有阳极才发生腐蚀。因此, 就要将被保护金属变成阴极, 就可以防止金属的腐蚀。这种防蚀方法叫做阴极保护。

油气集输管道通常都要采取徐层来进行保护。然而在实际工程中, 由于施工条件、施工质量等原因, 涂层不能做到完整无损.常常在涂层漏敷处发生腐蚀。目前国内外对海洋环境中的油气集输管道都采用涂层和阴极保护联合使用的方法。这是防止腐蚀最为合理的手段。

4.3 使用专用缓蚀剂

专用缓蚀剂能够经济地、有效地达到腐蚀控制的作用, 对油气输送和油气生产过程中的腐蚀起到抑制的作用, 尤其海洋环境中的油气集输管道。对于油、气、水共存的海洋环境而言, 缓蚀剂必须无起泡倾向、乳化倾向小或者无乳化作用。如果缓蚀剂还容易出现起泡的现象, 那么必然会增加气液分离的经济成本和技术难度。同样, 如果缓蚀剂存在较大的乳化倾向, 那么必然会增加油水分离的经济成本和技术难度。在低温条件下, 缓蚀剂应该具有不沉积、流动性能好的特点, 只有这样才可以通过泵注, 同时也不会引起管道堵塞。在环境保护较高的环境下, 缓蚀剂应该易于生物降解、毒性小, 在生物体内无残留。而在油气水混输过程中, 根据输送工艺的要求, 缓蚀剂应该与甲醇等防冻剂配合, 起到缓蚀剂水相防腐。

4.4 合理设计

(1) 尽可能少用套方式连接, 而采用标准化和直管系的管子构件, 禁止使用卷边的法兰连接。

(2) 尽量减少管路沿线可拆接头的数量, 避免因为应力集中导致的失效腐蚀。

(3) 应该尽量避免采用异种金属管子构件的组合, 实在是不可避免的情况, 那么就应该采取牺牲阳极保护或者金属电绝缘等措施, 以防止接触腐蚀。

(4) 应严禁现场粗制滥造管配件, 尽可能地采用标准异型管配件。

参考文献

[1]梁法春, 陈婧.油气管道腐蚀与防护.[M]:中国石化出版社, 2008.[1]梁法春, 陈婧.油气管道腐蚀与防护.[M]:中国石化出版社, 2008.

[2]刘立名, 余建星, 王磊.海底输油管道腐蚀剩余寿命评估[J].中国海上油气 (工程) , 2002, (03) [2]刘立名, 余建星, 王磊.海底输油管道腐蚀剩余寿命评估[J].中国海上油气 (工程) , 2002, (03)

[3]张桃先, 刘小宁.预测压力管道腐蚀剩余寿命的可靠性方法[J].化工设计, 2004, (06) [3]张桃先, 刘小宁.预测压力管道腐蚀剩余寿命的可靠性方法[J].化工设计, 2004, (06)

篇6：油气管道腐蚀及裂纹的探伤检测

1 方案设计与论证

油气管道因为化学反应而受到腐蚀的位置、面积和程度各不相同, 其中的影响因素也有很多。因此, 油气管道的检测基本上就是对管道腐蚀情况的检测。

无损检测的方法有磁粉法、渗透法、超声波法、电涡流法和漏磁法。磁粉法虽然表面探伤灵敏度高, 但是, 自动化程度低, 在很大程度上需要用肉眼观察。超声波法虽然可以很好地发现管道的内部损伤, 但是, 不允许被测物表面存在涂层和油污, 在实际工作过程中可操作性很小。渗透法对材料表面有很严格的要求, 而且容易造成环境污染。因此, 可以选择漏磁法进行油气管道的损伤检测。

铁磁材料最显著的特性是有较高的磁导率, 漏磁法就是由此发展而来的。其原理如下:如果管道良好, 那么当一种能产生强磁场的“磁化器”磁化被测管道时, 几乎没有或有很少的磁感线会从表面穿出;如果管道存在损伤或腐蚀造成泄漏时, 部分磁感线会泄漏, 在材料表面损伤处形成漏磁场。因此, 利用磁敏传感器即可检测出泄漏出的信号, 再经过信号处理和分析即可获得较为精准的损伤特征。

2 探伤设备的基本设计

漏磁法探伤设备大体上主要由两个部分构成, 即扫描头总成和信号处理电路部分, 具体情况如图1所示。

正如上文所说, 漏磁法需要一种能产生强磁场的磁化器, 常用的磁化方法有两种, 即交变磁化法和永磁法。交变磁化法利用交变电流实现对励磁器件的局部磁化, 其磁场强度可以由程序控制, 可调控性很强, 还可以随时关闭磁场, 但是, 其所需功率较大, 属有源器件。永磁法励磁, 也就是使用特殊的磁性材料, 譬如烧结钕铁硼磁钢, 来产生工作磁场。其具有高磁能积、高矫顽力和磁性能稳定的特点。在该设计中, 由于油气管道较长, 因此, 交变磁化法明显不适用。损伤处产生的漏磁场需要用磁敏传感器进行探测, 但是, 漏磁场的强度很小, 因此选择什么型号的磁敏传感器是很关键的。常见的、可选的磁敏传感器有磁敏二极管、检测线圈、磁敏电阻和霍尔元件等。之所以选择霍尔传感器是因为霍尔元件电压灵敏度适中、线性好、不确定度小, 而且封装形式多样, 易于与管道匹配。

在实际探伤过程中, 因为腐蚀而形成的缺陷, 其形状、角度等参数是随机的, 所以, 漏磁场是空间上的三维向量。扫描头也要综合考虑所有因素, 因为一个磁敏传感器只能测量某点处的漏磁场强度, 所以, 扫描头上的传感器要根据需要分辨的损伤精度的技术指标来确定数量, 并且相邻传感器的探测范围必须要有重叠, 这样才可以避免漏检。

漏磁法管道探伤的电信号处理电路是整个设备的核心部分, 其原理如图2所示。

这部分的选择和设计主要是在电路和系统的基础上完成的, 目前此类系统主要有两类, 即以8031为核心的系统和以DSP芯片为核心的系统。由于系统要求有较高的精确度, 并且需要有较高的效率, 所以, 选择基于DSP芯片为核心的系统进行数据的采集和处理。利用可编程处理器对信号进行处理, 有助于提高运算速度和效率, 且软件处理功能强大, 可读性、可操作性、可更改性都非常好。

为了提高检测的精确度, 可以在信号的采集部分添加滤波装置, 从而消除低频噪声和高频噪声。由于霍尔传感器与周围的环境温度有密切的关系, 而管道内与地面有较大温差, 所以, 可以在扫描头总成上添加温度补偿模块以提高传感器的稳定性、精确度和使用时间。

3 结论

用漏磁法探伤设备在油气管道内进行检测时, 当检测到某处出现损伤时, 会按照预先设置好的程序减慢运行速度, 对缺陷处进行多方位、多角度探测, 以实现各种参数的精准探伤, 最终对探测结果进行分析、处理。

参考文献

[1]梁森.自动检测技术及应用[M].第二版.北京:机械工业出版社, 2006.

[2]张俊哲.无损检测技术及其应用[M].北京:科学出版社出版社, 2011.

篇7：油气长输管道腐蚀检测及强度评价

管道运输发展与能源工业, 尤其是石油工业的发展息息相关。现代管道运输开始于19世纪中叶, 1865年在美国的宾夕法尼亚亚洲建设了第一条原油管道, 直径50mm, 近10km长。20世纪初管道运输才有了进一步的发展, 但是真正具有现代化规模的油气运输管道则是在第二次世界大战, 60年代初期, 运输管道向着长距离, 大管径的方向发展。伴随着英国北海油田的开发, 修建了一批海洋原油管道, 最长的有358km, 在深入海底的100多米海底进行铺设。这些油气管道的建设成功, 标志着油气管道已经通过复杂的地理条件和恶劣气候的考验。我们国家在1958年的时候建成了克拉玛依-独山子输油管道, 是我国第一条长距离的管道, 全程长147km, 管径粗150mm。而后, 随着大庆油田、中原等油田的开发, 兴建了贯穿华北、东北和华东的原油管道, 尤其在过去10年, 我国油气管网建设加速推进, 覆盖全国的油气管网初步形成, 东北、西北、西南和海上四大油气通道战略布局基本完成, 至今年上半年, 我国油气管道总长度已达93000km。

油气长输管道在国民的生活和生产中发挥着重大的作用, 油气管道通常埋置于地下, 由于输送介质和环境的影响, 油气管道不免遭受土壤或其他物质的腐蚀。发生腐蚀的管道存在一定的危险性, 因此, 必须对其发生腐蚀的管道进行其剩余强度的评价, 以作出最正确的决策:继续使用、修复或着更换。管道腐蚀的剩余强度评价技术是30多年来在国外发展起来的一项管道安全评价管理技术, 由于该技术具有非常强的实践针对性, 再加上油气管道所处在的条件十分的复杂, 所以在发展的初期经历了比较长的时间进行应用检验和逐步的完善。现目前, 世界上许多的国家正在积极的推广和使用这一项新的技术来进行油气管道的安全评价。

2 管道腐蚀原因

由于原油长输管道输送介质是净化油, 一般不存在因为管道运输的介质而引起的内腐蚀, 管道发生腐蚀或损伤的部位只可能是出现在施工的质量、自然的锈化或者人为的破坏而引起管道外的防腐层老化或破损, 管道的防腐层老化、破损的管道是否会发生腐蚀则很大程度上取决于该管道段的阴极保护状态是否还有效以及该处是否有杂散的电流干扰, 同时管道外的防腐层破损严重可使管道段难以极化, 致使阴极保护失效。天然气长输管道具备与原油长输管道相同的腐蚀特征, 除此之外, 对于高含CO2、H2S等其他有害成分的输气管道, 由于脱水工艺流程的不稳定, 引起管道局部积水, 从而导致管道腐蚀或氢脆开裂, 也是一种具有极大危害性的腐蚀性的失效形式。从管道的检测结果看, 在较强腐蚀性地段的土壤, 长输管道腐蚀危害较严重, 在城镇周边, 大量的工业废水排放, 很大程度上增强的土壤的腐蚀性, 这使长输管道受到越来越严重的腐蚀, 管道腐蚀穿孔漏油的可能性也大大的增加。管道腐蚀的发生严重的阻碍了油气输送能力, 增加投资费用, 腐蚀的管道会泄漏石油和天然气, 不仅破坏生态环境还会对人体造成重大伤害, 所以, 确保管道安全的运输油气, 确定管道腐蚀的强度时世界各国关注的重大课题。

3 管道检测

3.1 超声波检测技术

超声波检测技术是运用高灵敏的仪器发射和接收超声波, 通过对声音信号的特征分析达到对管道内某一指定位置在未来的一段时间进行预测。超声波检测技术具有直接性、精确性的特点, 可以在管道投入使用之前对管道进行最大压力的测试, 为管道的使用进行维护和数据的收集。该技术在使用时, 不仅方便且不会对管道产生其他的损害, 这是最为突出和最为重要的一点。

3.2 射线检测技术

这种检测技术是通过放射射线在管道被腐蚀的部位进行精确的检测, 同时分析检测的数据, 在显示器上展示出管壁的厚度以及腐蚀的情况。射线检测技术范围广, 不受管道制作材质的影响, 对管道内壁的缺陷极度的敏感, 可以准确的反映出管壁的情况。从各个方面体现出了, 射线检测技术比超声波检测技术更先进。该检测技术非常的简单, 不需要去除管道的保温层, 但是也存在着缺点, 对平面的缺陷敏感度较低。射线检测技术可以实现在测量管壁厚度的同时了解管道内壁的腐蚀情况, 最为重要的一点事, 在使用放射仪器的时候要做好自我防护, 避免对自身造成损害。

4 管道腐蚀强度评价方法

我们国家在1995年制定了《钢制管道管体腐蚀损伤评价办法》 (SY/116151-1995) 的评价标准这种评价方法是从断裂力学的角度来分析腐蚀对剩余强度的影响。随着计算机技术的突飞猛进, 有限元法已经成为了一种有效的数值模拟方法, 利用结构分析软件已经可以模拟现实缺陷的变形和非线性材料的变形, 根据腐蚀缺陷的不同, 建立起不同的有限元模型分析, 进行管道强化。有限元法与其他的方法像比较具有显著的优势, 有限元法尽最大限度的不简化或者少简化模型, 能够较精确的模拟管道的实际受力状态, 产生的数值解一般都能满足工程的需要, 但是需要大量的时间, 并且需要对产生的数值进行有效性的验证。除了有限元法这种评价方法之外还有其他多种评价方法, 这里只是举例说明

5 结束语

油气管道基本掩埋于地下, 不可避免的会受到管道以外的外介质腐蚀或地形的沉降等因素影响, 给国民带了不可挽回的经济损失。对管道进行检测评估, 及时的发现处理管道中出现的问题, 通过有计划的对管道进行修复, 避免管道事故的发生, 防患于未然, 所以提高检测技术对延长管道的使用寿命, 提高管道的安全具有重大的意义。

摘要：对油气长输管道的腐蚀的类型、腐蚀的因素、腐蚀的特点进行了全面的分析, 深入的阐述长输管道剩余寿命预测的基本原理。根据不同的腐蚀程度, 建立基于电化学腐蚀机理的剩余寿命检测模型和腐蚀率模型, 相结合剩余强度的接受准侧, 对腐蚀的程度进行校准, 最终确定长输管道剩余“寿命”。

关键词：油气管道,管道腐蚀原因,管道腐蚀检测,管道的强度评价

参考文献

[1]高文玲.管道腐蚀检测及强度评价研究[J].西安石油大学, 油气运输工程, 2011

[2]俞树荣.油气长输管道剩余强度评价研究[J].兰州理工大学, 化工过程机械, 2008