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随着国内外油气田的深度开发,介质工况愈发复杂苛刻,高密度聚乙烯(High Density Polyethylene,HDPE)内衬技术是控制油气田地面集输系统及注水系统腐蚀泄漏、延长管道服役寿命的重要措施之一。基于等径压缩HDPE管的内衬原理,结合国内外标准规范,从设计、施工、经济性3方面进行对比分析,提出了HDPE内衬管的材料性能要求、HDPE内衬技术的适用工况、内衬管与基管的结合形式、放空口设计原则,以及基于安装和存储最小壁厚、内衬层稳定性和抗塌陷强度三个方面确定的HDPE内衬管壁厚。对比了不同HDPE内衬管技术的接头形式,提出优先考虑法兰连接方式。介绍了HDPE内衬技术的施工安装工序和热煨弯头内衬的形式,并对施工质量控制关键点和要求进行总结。对比不同油气田管道选材方案的经济性,以期推动HDPE内衬管在油气田管道的应用,从而更好地解决管道腐蚀泄漏问题。 相似文献
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在寒冷地区,预制直埋式保温管在储存和施工过程中会出现聚乙烯外护层开裂现象。针对高密度聚乙烯外护保温管开裂的工程实例,从保温管材料的物理性能,外护管原料及配方,挤出温度、冷却速度、牵引速度等成型工艺,聚氨酯保温层的预制过程,保温弯管的结构特点,环境温度以及施工过程等方面,全面分析了可能导致高密度聚乙烯外护保温管开裂的原因。介绍了采用粘弹体胶带和热收缩带对现场已开裂保温管的修复补救措施,提出了选用适宜原材料、严格控制生产过程工艺参数、控制聚氨酯泡沫投料量以及加强高密度聚乙烯外护层保护等建议。 相似文献
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凝析气田集输管道内腐蚀分析 总被引：4，自引：0，他引：4
针对雅克拉、大涝坝凝析气田集输系统投产仅两年就发生严重腐蚀的问题,考察了凝析气田的腐蚀环境,分析了酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素对气田集输管道的腐蚀影响。结果表明,冲击腐蚀是雅克拉气田单井管道的主要腐蚀形式,流态和CO2含量是影响腐蚀速率的主要因素;管底沟槽状和溃疡状腐蚀是这两个气田集输管道腐蚀的共同特点。针对凝析气田集输管道的腐蚀特点,提出了加强腐蚀检测、更换或修复腐蚀管道、使用耐冲蚀内涂层或缓蚀剂等防腐措施。 相似文献
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《油气储运》2020,(8)
为了做好在役成品油管道内腐蚀的监测和防控,通过进一步挖掘首轮内检测数据的价值,提出了分析思路:通过差异分析水线区域内的内腐蚀绝对深度的离散情况,结合内腐蚀与焊缝、弯头等管道附件的相对位置以及管道工艺运行情况等数据信息,半定量定位内腐蚀敏感区。以某成品油管道为例,对两条管段内的腐蚀情况进行分析,发现管内的腐蚀集聚是由于管道施工建设期产生的内腐蚀逐渐发展形成的。定位了以管节为基本单元的腐蚀敏感管段,建议将管道内检测数据作为工程建设质量评估的关键数据,新建管道尽早开展以实施内检测为目标的管道清管作业,增加清管频次,尽快将管内铁锈清除干净,随后开展常规清管作业,从而有效减缓内腐蚀的发展。(图2,表4,参20) 相似文献
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为了分析某海底混输管道外壁严重腐蚀的原因,采用宏观形貌观察、化学成分分析、金相检验、硬度测试、能谱分析及X射线衍射等手段对切割的2.2 km外壁严重腐蚀管段进行深入研究。结果表明:海底管道外壁呈现不均匀局部腐蚀形态,腐蚀方式以点蚀为主,局部伴有较深蚀坑;海底管道局部腐蚀原因是防水帽失效,使海水进入保温层,海水沿防腐层破损处渗入后与钢管表面直接接触,而钢基体中的硫化物夹杂为点蚀诱发源,由海水中的Cl-诱发并加速点蚀,部分点蚀向钢基体内部及周围扩展形成较深的蚀坑;海底管道局部腐蚀发生与发展的机理为自催化效应和氧浓差腐蚀电池,防水帽内侧盐分的浓缩进一步加剧了腐蚀进程,而防水帽对阴极保护电流有屏蔽作用,形成了封闭的腐蚀环境,使局部腐蚀难以控制。研究结果对于加强海底管道运行管理,保障海上油气田安全生产及提高开发效率具有重要意义。 相似文献
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《管道科学技术论文选集》文摘（四十一）：输送含硫原油产生的腐蚀问题 总被引：2，自引：2，他引：0
俄罗斯原油属于含硫中间基原油，其进口将通过新建中俄管道和东北管网输送，因此必须考虑到原油中的硫化物可能对管道和设备的腐蚀问题。根据硫化物在不同环境下的腐蚀特性，结合国内输送含硫胜利原油管道及炼厂的相关经验，对输送俄罗斯含硫原油可能对管道和运营设备造成的影响加以探讨，认为采用常温输送工艺输送俄罗斯含硫原油对管道及运营设备的腐蚀程度较轻，通过控制进口原油含水、含盐量和加注缓蚀剂，可避免管道腐蚀。 相似文献
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管输成品油腐蚀性研究 总被引：1，自引：0，他引：1
以国内某成品油管道为研究对象,采用静态和动态挂片实验方法考察了管输成品油的腐蚀性,并使用管道内腐蚀在线监测系统对成品油管道内腐蚀速率实施监测,以验证挂片实验方法测得的成品油管道内腐蚀速率的准确性。结果表明:挂片实验方法可以较为准确地反映出成品油管道的内腐蚀程度。 相似文献
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科学地进行埋地管道的腐蚀控制 总被引：2，自引：0，他引：2
腐蚀控制是埋地管道长期安全运行的重要保证，有效的腐蚀控制取决于对腐蚀环境的了解、正确的防蚀设计、良好的工程质量以及适当的维护。从防腐层设计的选择、工程质量、维护管理等方面叙述了目前我国埋地长输管道腐蚀控制中存在的问题。土壤腐蚀性评价、杂散干扰腐蚀及土壤条件的识别等管道沿线环境评价既是为防腐层的选用作准备， 阴极保护和附加保护设计提供依据。正确的防蚀设计应遵循的原则是，以低腐蚀风险方式提高系统内在的 相似文献
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《油气储运》2016,(8)
随着国际酸性高含盐油田(pH2S≥0.3 k Pa,总含盐量超过10 000 mg/L或Cl-含量大于6 000 mg/L)的开发,其管道的服役工况更加严峻,因而对管道材料的选择提出了更高要求。通过对酸性高含盐油田的内腐蚀失效分析,认为主要的失效形式是点蚀和开裂。基于国内外标准和国际石油公司标准(NACE、SHELL、ADCO、TOTAL、IPS等)的规定,归纳了内腐蚀失效的控制措施。总结了酸性高含盐油气田管道材料的选择原则(即基于开裂失效和腐蚀失效风险的选材原则),并基于腐蚀失效材料选择的两个方面(服役期内碳钢的腐蚀量和腐蚀介质),明确了抗酸碳钢选用的基本流程和耐蚀合金的适用边界,为酸性高含盐油田管道材料的选择提供了参考和依据。 相似文献
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油气管道的风险分析(续一) 总被引：3，自引：1，他引：3
对引起管道事故的腐蚀、设计和操作三方面因素进行了分析评分。腐蚀破坏是管道中最常见的破坏,腐蚀主要指内腐蚀和外腐蚀,内腐蚀风险的大小与介质腐蚀性强弱及防腐措施有关,其风险分数占腐蚀总分数的30％,外腐蚀是管道腐蚀的主要因素,与阴极保护、外涂层质量、土壤腐蚀性、使用年限、有无金属埋设物、电流干扰及应力腐蚀等因素有关,分别对这些因素进行分析评分;原始设计与风险状况有密切的关系,设计时为简化计算所选用的设计系数与实际情况有差异,这直接影响了风险状况,设计因素主要包括钢管的安全因素、系统安全因素、疲劳因素、水击可能性、水压试验状况、土壤移动状况几个方面,并对其进行评分;风险的一个重要方面来自人的误操作,据美国统计,人的误操作所造成的灾害占灾害总数的62％,管道的误操作主要指设计、施工、运营、雏护四个方面的误操作,要减少误操作,首先要提高人的群体素质,其次要加强第三方监督。 相似文献
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以扬子石化-扬州化工园区的烯烃输送管道为例,分析了环境污染和安全风险因素,提出了控制废气、废水、固体废物、噪声等污染物的有效方法。工程建设参照油气管道行业的相关标准规范执行,采取提高管道设计系数、选用高质量钢管以及性能优良的防腐层等措施确保管道的本质安全;确定合理的安全间距以减少对沿线人员和设施的影响;两根管道同沟敷设时,在同一管沟内分层布置以减少对当地行政规划的影响;严格控制管道焊接、检验、清管、试压等环节的施工质量;设置RTU截断阀室以减少事故状态下的环境污染和经济损失。同时,总结了管道运营期间的安全要点,提出了防范措施。 相似文献
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中亚与中国毗邻,管道天然气贸易拥有显著的地缘优势.为了更好地利用中亚天然气资源,系统研究了中亚地区哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦3国的天然气管道发展现状、分布特点及近期发展规划,详细介绍了中亚—中央、中亚—中国、布哈拉—乌拉尔、土库曼斯坦—伊朗等重要的天然气出口管道.在此基础上,总结了中亚天然气长输管道的特点,包括管道地区分布不均匀、腐蚀严重、安全运营难度大、基本被国家石油天然气公司或其子公司控制等. 相似文献