油气管道的输送技术研讨论文

油气管道的输送技术研讨论文（共8篇）（共8篇）

1.油气管道的输送技术研讨论文 篇一

油气输送管道工程论文

1油气输送管道及其板材的质量状况

1.1钢管不合格分布情况

统计某项目用国产1219mm×18.4mm规格X80钢级螺旋缝埋弧焊(SAWH)钢管，不合格钢管共计3429支，对其不合格原因进行了分类。

①板材质量是造成SAWH钢管不合格的主要原因，主要包括板材性能不合格、结疤、分层、壁厚超差等;

②排在第2位的是焊缝缺陷，包括夹渣、裂纹、未熔合、焊偏、未焊透、咬边、气孔等;

③违规操作排在第3位，包括管体补焊、补焊超次、补焊超长、补焊超处等;

④焊缝性能排在第4位，主要包括焊缝拉伸、冲击、硬度、导向弯曲等性能不足或者超标;

⑤制造工艺不合理排在第5位，包括管径超差、错边、摔坑等。板材质量造成的不合格钢管占不合格钢管总数的1/3，因而加强对板材质量的监督和控制显得非常重要。

1.2油气输送管道失效事故分析

中国石油集团石油管工程技术研究院在3月15日的质量分析研讨会报告中，统计分析了―国内各类油气输送管道失效事故28项，其中板材质量缺陷造成的事故有8项，占28.57%，是管道发生失效事故的主要原因之一。

1.3板材质量状况

统计各单位近5年因板材质量问题造成的不合格钢管近20万t，主要包括板材夏比冲击功不合格、DWTT不合格、锈蚀、表面凸起、板边裂纹、夹杂、折叠等。板材不合格原因的前3位为强韧性不合格(主要指夏比冲击吸收功不合格)、DWTT不合格以及锈蚀。大部分板材不合格是在钢板(板卷)入厂检验时发现的，有的甚至到制管生产检验过程中才能陆续发现，这些重大问题的发现滞后导致大批量的板材质量失控，耗材增加，进度拖延，严重威胁管道工程的安全。分析结果显示，造成板材强韧性不合格的主要原因是“以水代金”，即采用轧制过程中的控制水冷技术代替成分冶炼过程中添加合金元素来控制和改善高钢级管线钢的.强韧性;但是，由于轧制过程中的工艺失控，造成板材批量不合格，韧性、强度不能满足规范要求。而同一钢级板材，不同钢厂采用不同的化学成分体系和控制水冷技术，给现场管道环焊缝质量保证、施工工艺带来难度，需要进行各种组对来适应厂家成分体系变化，造成工程进度滞后，成本增加等影响。

1.4板材质量稳定性

统计国内外1219mm×22.0mm规格X80钢级直缝埋弧焊(SAWL)钢管用板材拉伸性能，结果见表3，其中国内样本492个，国外样本225个。X80钢级SAWL钢管的质量控制水平优于同钢级SAWH钢管的;国外的X80钢级SAWL钢管屈服强度标准方差比国内的低50%，约10MPa。国内钢管的过程能力、稳定性、质量控制离散性等制管水平还有待提高，距离国际先进水平还有一定差距，技术和管理方面也不能放松，需要对原材料加强控制，科研技术人员应该深入研究各种因素对钢管质量水平的影响程度。

2结论

(1)板材质量问题是造成重大管道工程用钢管不合格的主要原因。

(2)板材不合格的主要原因包括其强韧性不合格、DWTT不合格和锈蚀。

(3)国产X80钢级SAWL钢管质量控制水平优于X80钢级SAWH钢管;与进口X80钢级SAWL钢管相比，国产X80钢级SAWL钢管的屈服强度标准方差平均高50%，原料控制、过程能力、稳定性、质量控制离散性等制管水平还有待提高。

(4)建议进一步加强钢板(板卷)原材料的质量管理和监控。

2.油气管道的输送技术研讨论文 篇二

关键词：大直径双层埋弧焊管,无损检测,UT

随着我国石油、天然气生产量的不断增加, 我国在油气输送管道方面的技术也得到了进一步的发展。油气的输送是一个大规模的工程, 利用管道运输相对经济、安全。油气输送管道主要采用的是直缝埋弧焊管, 与螺旋埋弧焊管比起来, 这种输送管道更具优势, 但随着对管道安全性的要求, 直缝埋弧焊管的厚度不断增加, 生产技术难度增大, 由于受到管线钢板厚度的限制, 大直径埋弧焊管在油气输送时质量稳定性差, 成材率低, 成本高。

人们对油气运输中经济效益和运行安全性越来越高的要求, 使运输管道在生产上仅靠增加厚度和强度是远远不够的, 因而需要新的生产技术来生产出相对更经济、更安全的运输管道。

大直径双层埋弧焊管的设计, 是受到了多层超高压容器和双金属复合管结构的启发, 将大直径双层埋弧焊管应用在油气运输中, 能提高了管道的输送能力, 使油气运输的安全性和经济效益得到提高, 但在其应用中, 还有技术问题需要解决。

1 大直径双层埋弧焊管的结构

大直径双层埋弧焊管是在大直径埋弧焊管的基础上设计完成的, 采用的仍是埋弧焊技术, 但其管道是由内管和外管组成, 内、外管的材料使用的是直缝双面埋弧焊钢管。比起一般的双金属复合管, 大直径双面埋弧焊管内、外管的直径更大, 管壁也更厚, 内管的外径比外管的内径小2至5毫米, 厚度均在8至25毫米之间, 比一般内管厚度在1至3毫米的一般双金属复合管的耐压能力要强得多。而内外管同时承受内压, 也使运输管道的抗压能力更高, 更加安全。

比起一般的单层直缝埋弧焊管, 大直径双层埋弧焊管仅仅只是增加了内管外焊缝清理、外管内焊缝和穿管的工序, 在生产技术上并不会造成太大的难度。

2 大直径双层埋弧焊管在应用中的优点

大直径双层埋弧焊管在油气运输应用中的优点可以用一个简单的例子来解释, 如大型起吊机上的钢丝, 一根钢丝承受的重量是十分有限的, 但很多钢丝拧在一起形成的起吊机上的钢丝就能承受重得多的重量。

通过以上的例子不难看出, 如果将两个15毫米厚的单层钢管复合成一个30毫米厚的双层钢管, 其抗压能力就会提高, 而生成技术也不会因为钢管的厚度而造成困难, 既能使钢板的质量稳定性、性能水平和合格率、生产率得到提高, 还能降低生产技术难度, 并降低成本。

3 大直径双层埋弧焊管在应用中的技术问题

大直径双层埋弧焊管应用到工程中, 能给油气运输的技术带来革新, 但要将其用到工程中, 还有包括钢管检测在内的一些技术问题需要探讨解决。

3.1 钢管检验和验收标准

UT (Ultrasonic Testing) , 即超声波检测, 是工业中无损检测中的一种, 主要是利用超声波来对试件进行宏观缺陷、几何特性、组织结构和力学性能变化的检测, 通过研究超声波对试件的反射、透射和散射波, 对试件的特定应用性进行评价。

我国现有的油气输送埋弧焊管标准有GB/T9711、ISO3183《石油天然气工业输送钢管交货技术条件管线钢管》、API SPEC5L《管线管规范》和一些具体的工程技术条件, 大直径双层埋弧焊管的内外管复合后, UT检测需要确定内外管的间隙和扩径率。内外管之间的间隙太小会给穿管造成困难, 而间隙太大又会在使用过程中由于承压问题引起管道变形, 影响油气运输的安全性。

由于油气管道在输送天然气时, 输送的是高压缩比的可燃性天然气, 一旦管道出现裂缝, 就会很快造成长距离的扩展, 从而造成极大的损失。对于传统的单层埋弧焊管, 经过试验和分析, 已经提出了对钢管断裂韧性的指标要求, 但由于双层埋弧焊管的结构不同, 管道的止裂能力也会不同, 因此UT检测需要对大直径双层埋弧焊管的止裂韧性进行检测研究, 解决钢管的止裂韧性指标的确定这一技术难题。

油气运输是一个长距离、大规模的工程, 不同地区的不同地质、环境条件都影响着管道的设计, 在一些地震、滑坡、泥石流多发的地区, 管线都采用了“基于应变设计法”的概念, 这就需要使用抗大变形的钢管, 以使钢管达到更高的抗压缩和拉伸应变性能。目前, 抗大变形管基本上使用的都是单层直缝埋弧焊管, 对其变形能力已经有了很多的研究和计算, 建立了很多的分析方法, 但还没有对双层埋弧焊管的变形能力进行专门的研究。

3.2 制造技术

大直径双层埋弧焊管的制造工艺比单层埋弧焊管多出的是穿管和扩径的工序, 要使穿管顺利, 就需要将内管的外焊缝和外管的内焊缝余高打磨掉, 这个工序虽然看似简单, 但需要很大的工作量, 因此也成为双层埋弧焊管制造中的技术难题之一。

而内外管之间的间隙大小和扩径率则要求内外管的尺寸必须精确, 同时, 还需要考虑到内管和外观的变形量, 使内外管既能顺利完成穿管工序, 又能紧密贴合。

3.3 管道环焊缝焊接

一般单层埋弧焊管的环形焊缝只要将两根钢管无缝连接好就可以了, 但双层埋弧焊管在进行环焊缝时, 要将两根钢管连接起来时, 中间的母材是分开的, 但焊缝是一体的, 这必然会给焊接带来难题。

在焊接过程中, 内外管之间可能存在的任何污物都会影响到焊缝的质量, 而在管道运行中, 内外管分界面和环焊缝交界处的不连续也可能会引起焊缝处的开裂。

4 总结

采用双层埋弧焊管的结构来制造尤其输送管道, 不仅能减少生产技术上的难度, 降低成本, 还能根据不同的情况, 发挥不同材料的性能特点, 满足在特殊情况下的输送要求, 而作为一种新型的管道结构, 双层埋弧焊管在应用时还存在着不少技术问题。但是, 虽然还存在着一些问题, 我们仍应相信, 通过不懈的研究和努力, 这些问题终会被解决, 从而使大直径双层埋弧焊管结构更好地应用在油气输送管道中, 促进输送管道制造技术的发展。

参考文献

[1]王晓香.建设大孔径直缝埋弧焊管生产线可行性研究的几点说明[J].焊管, 1998, 21 (4) :52-54[1]王晓香.建设大孔径直缝埋弧焊管生产线可行性研究的几点说明[J].焊管, 1998, 21 (4) :52-54

[2]李鹤林.油气输送钢管的发展动向与展望[J].焊管, 2004, 27 (6) :1-11[2]李鹤林.油气输送钢管的发展动向与展望[J].焊管, 2004, 27 (6) :1-11

3.油气管道无损检测技术 篇三

油气管道无损检测技术

管道作为大量输送石油、气体等能源的安全经济的运输手段,在世界各地得到了广泛应用,为了保障油气管道安全运行,延长使用寿命,应对其定期进行检测,以便发现问题,采取措施。

一、管道元件的无损检测

（一）管道用钢管的检测

埋地管道用管材包括无缝钢管和焊接钢管。对于无缝钢管采用液浸法或接触法超声波检测主要来发现纵向缺陷。液浸法使用线聚焦或点聚焦探头,接触法使用与钢管表面吻合良好的斜探头或聚焦斜探头。所有类型的金属管材都可采用涡流方法来检测它们的表面和近表面缺陷。对于焊接钢管，焊缝采用射线抽查或100 %检测，对于100 %检测，通常采用X射线实时成像检测技术。

（二）管道用螺栓件

对于直径> 50 mm 的钢螺栓件需采用超声来检测螺栓杆内存在的冶金缺陷。超声检测采用单晶直探头或双晶直探头的纵波检测方法。

二、管道施工过程中的无损检测

（一）各种无损检测方法在焊管生产中的配置

国外在生产中常规的主要无损检测配置如下图一中的A、B、C、E、F、G、H工序。我国目前生产中的检测配置主要岗位如下图中的A、C、D、E、F、G、H工序。

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图一 大口径埋弧焊街钢管生产无损检测岗位配置

（二）超声检测

全自动超声检测技术目前在国外已被大量应用于长输管线的环焊缝检测，与传统手动超声检测和射线检测相比，其在检测速度、缺陷定量准确性、减少环境污染和降低作业强度等方面有着明显的优越性。

全自动相控阵超声检测系统采用区域划分方法，将焊缝分成垂直方向上的若干个区，再由电子系统控制相控阵探头对其进行分区扫查，检测结果以双门带状图的形式显示，再辅以TOFD(衍射时差法)和B扫描功能，对焊缝内部存在的缺陷进行分析和判断。

全自动超声波现场检测时情况复杂，尤其是轨道位置安放的精确度、试块的校准效果、现场扫查温度等因素会对检测结果产生强烈的影响，因此对检测结果的评判需要对多方面情况进行综合考虑，收集各种信息，才能减少失误。

（三）射线检测

射线检测一般使用X 射线周向曝光机或γ射线源，用管道内爬行器将射线源送入管道内部环焊缝的位置，从外部采用胶片一次曝光，但胶片处理和评价需要较长的时间，往往影响管道施工的进度，因此，近年来国内外均开发出专门用于管道环焊缝检测的X 射线实时成像检测设备。

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图二 管道环焊缝自动扫描X射线实时成像系统

图二为美国Envision公司生产的管道环焊缝自动扫描X射线实时成像系统，该设备采用目前最先进的CMOS成像技术，用该设备完成Φ 609mm(24 in)管线连接焊缝的整周高精度扫描只需1～2 min，扫描宽度可达75 mm，该设备图像分辨率可达80μm，达到和超过一般的胶片成像系统。

（四）磁粉检测

磁粉检测的基础是缺陷处漏磁场与磁粉的磁相互作用。铁磁性材料或工件被磁化后，由于不连续性的存在，使工件表面或近表面的磁力线发生局部畸变而产生漏磁场，吸附施加在工件表面的磁粉，形成在合适光照下目视可见的磁痕，从而显示出不连续性的位置、形状和大小。

国内很少对焊管坡口面进行磁粉检测。国外使用的自动检测系统，主要采用荧光磁悬液湿法检测。自动磁粉检测设备采用磁化线圈在钢管壁厚方向对坡口面局部磁化，同时在坡口表面喷洒荧光磁悬液，凭借在该部位装置的高分辨率摄像系统，将磁化、磁悬液喷洒区域的影像传输在旁边的监视屏上，操作人员监视屏幕，就可以及时发现磁痕影像，找出缺陷。

磁粉检测适用于检测铁磁性材料表面和近表面的缺陷，因此对于奥氏体不锈钢和有色金属等非铁磁性材料不能用磁粉检测的方法进行探伤。由

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于马氏体不锈钢、沉淀硬化不锈钢具有磁性，因此可以进行磁粉检测。磁粉检测可以发现表面和近表面的裂纹、夹杂、气孔、未熔合、未焊透等缺陷，但难以发现表面浅而宽的凹坑、埋藏较深的缺陷及与工件表面夹角极小的分层。

三、钢质管道管体无损检测技术

钢质管道管体的无损检测，主要就是管体的完整性（如剩余壁厚、管道缺陷、表面腐蚀形态、腐蚀产物类型、腐蚀深度等）检测。表一列出了目前常用的管道检测技术及其检测内容。

表一 管道检测技术分类

（一）弹性波检测技术

弹性波检测是利用管道泄漏引起的管道内压力波的变化来进行诊断定位，一般可分为声波、负压力波和压力波三种。其主要工作原理是利用安置好的传感器来检测管道泄漏时产生的弹性波并进行探测定位。这种技术的关键是区分正常操作时和发生泄漏时的弹性波。目前有两种方法，一

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种是利用硬件电路的延时来进行信号过滤，另一种是结合结构模式识别和神经网络来区分正常操作时和发生事故时产生的不同波形，从而更好地监测管道的运行。

（二）漏磁通检测技术

漏磁式管道腐蚀检测设备的工作原理是利用自身携带的磁铁，在管壁圆周上产生一个纵向磁回路场。如果管壁没有缺陷，则磁力线封闭于管壁之内，均匀分布。如果管内壁或外壁有缺陷，则磁通路变窄，磁力线发生变形，部分磁力线将穿出管壁产生漏磁。漏磁检测原理图三所示。

图三 漏磁检测原理

漏磁场被位于两磁极之间的紧贴管壁的探头检测到，并产生相应的感应信号。这些信号经滤波、放大、模数转换等处理后被记录到检测器上的存储器中，检测完成后，再通过专用软件对数据进行回放处理、判断识别。

从整个检测过程来说，漏磁检测可分为图四所示的四个部分：

图四 漏磁检测流程图

漏磁检测技术的优点：（1）易于实现自动化；较高的检测可靠性；（2）可以实现缺陷的初步量化；（3）在管道检测中，厚度达到30mm的壁厚范

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围内，可同时检测内外壁缺陷；（4）高效，无污染，自动化的检测可以获得很高的检测效率。

漏磁检测技术的局限性：（1）只适用于铁磁材料；（2）检测灵敏度低；（3）缺陷的量化粗略；（4）受被检测工件的形状限制由于采用传感器检测漏磁通，漏磁场方法不适合检测形状复杂的试件；（5）漏磁探伤不适合开裂很窄的裂纹，尤其是闭合型裂纹；（6）不能对缺陷的类型或者缺陷的严重程度直接作定量性的分析。

（三）超声波检测技术

管道超声检测是利用现有的超声波传感器测量超声波信号往返于缺陷之间的时间差来测定缺陷和管壁之间的距离；通过测量反射回波信号的幅值和超声波探头的发射位置来确定缺陷的大小和方位。

图五为超声波检测原理图, 图中Wt代表管道正常壁厚, SO代表超声波探头与管道内表面间的标准位移。

图五 超声波检测原理图

超声波检测技术的优点：（1）检测速度快，检测成本低；（2）检测厚度大，灵敏度高；（3）缺陷定位较准确；（4）对细微的密闭裂纹类缺陷灵

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敏度高。

超声波检测的缺点：（1）由于受超声波波长的限制，该检测法对薄管壁的检测精度较低，只适合厚管壁，同时对管内的介质要求较高；（2）当缺陷不规则时，将出现多次反射回波，从而对信号的识别和缺陷的定位提出了较高要求；（3）由于超声波的传导必须依靠液体介质，且容易被蜡吸收，所以超声波检测器不适合在气管线和含蜡高的油管线上进行检测，具有一定局限性。

（四）电磁超声检测

电磁超声技术（EMAT）是20世纪70年代发展起来的无损检测新技术。这一技术是以洛仑兹力、磁致伸缩力、电磁力为基础，用电磁感应涡流原理激发超声波。

电磁超声的发射和接收是基于电磁物理场和机械波振动场之间的相互转化，两个物理场之间通过力场相互联系。从物理学可知，在交变的磁场中，金属导体内将产生涡流，同时该电流在磁场中会受到洛仑兹力的作用，而金属介质在交变应力的作用下将产生应力波，频率在超声波范围内的应力波即为超声波。与之相反，该效应具有可逆性，返回声压使质点的振动在磁场作用下也会使涡流线圈两端的电压发生变化，因此可以通过接收装置进行接收并放大显示。人们把用这种方法激发和接收的超声波称为电磁超声。

与传统压电超声换能器相比，EMA的优点主要有：（1）非接触检测，不需要耦合剂；（2）可产生多种模式的波，适合做表面缺陷检测；（3）适合高温检测；（4）对被探工件表面质量要求不高；（5）在实现同样功能的油气储运前言知识讲座

前提下，EMAT探伤设备所用的通道数和探头数都少于压电超声；（6）发现自然缺陷的能力强，对不同的入射角有明显的端角反射，对表面裂纹检测灵敏度较高。

EMA的缺点：（1）EMAT的换能效率要比传统压电换能器低20—40dB；（2）探头与试件距离应尽可能小；（3）EMAT仅能应用于具有良好导电性能的材料中。

（五）涡流检测技术

涡流检测技术是目前采用较为广泛的管道无损检测技术，其原理为：当一个线圈通交变电时，该线圈将产生一个垂直于电流方向（即平行于线圈轴线方向）的交变磁场，把这个线圈靠近导电体时，线圈产生的交变磁场会在导电体中感应出涡电流（简称涡流），其方向垂直于磁场并与线圈电流方向相反。导电体中的涡流本身也要产生交变磁场，该磁场与线圈的磁场发生作用，使通过线圈的磁通发生变化，这将使线圈的阻抗发生变化，从而使线圈中的电流发生变化。通过监测线圈中电流的变化（激励电流为恒定值），即可探知涡流的变化，从而获得有关试件材质、缺陷、几何尺寸、形状等变化的信息。

涡流检测技术可分为常规涡流检测、透射式涡流检测和远场涡流检测。常规涡流检测受到趋肤效应的影响，只适合于检测管道表面或者亚表面缺陷，而透射式涡流检测和远场涡流检测则克服了这一缺陷，其检测信号对管内外壁具有相同的检测灵敏度。其中远场涡流法具有检测结果便于自动化检测(电信号输出)、检测速度快、适合表面检测、适用范围广、安全方便以及消耗的物品最少等特点，在发达国家得到广泛的重视，广泛用于在油气储运前言知识讲座

用管道的检测。

涡流检测技术的优点：（1）检测速度高，检测成本低，操作简便；（2）探头与被检工件可以不接触，不需要耦合介质；（3）检测时可以同时得到电信号直接输出指示的结果，也可以实现屏幕显示；（4）能实现高速自动化检测，并可实现永久性记录。

涡流检测技术的缺点：（1）只适用于导电材料，难以用于形状复杂的试件；（2）只能检测材料或工件的表面、近表面缺陷；（3）检测结果不直观，还难以判别缺陷的种类、性质以及形状、尺寸等；（4）检测时受干扰影响的因素较多，易产生伪显示。

（六）激光检测技术

激光检测系统主要包括激光扫描探头、运动控制和定位系统、数据采集和分析系统三个部分，利用了光学三角测量的基本原理。与传统的涡流法和超声波法相比，激光检测（或轮廓测量）技术具有检测效率高、检测精度高、采样点密集、空间分辨力高、非接触式检测，以及可提供定量检测结果和提供被检管道任意位置横截面显示图、轴向展开图、三维立体显示图等优点。

但是激光检测方法只能检测物体表面，要全面掌握被测对象的情况，必须结合多种无损检测方法，取长补短。

（七）管道机器人检测技术

管道机器人是一种可在管道内行走的机械，可以携带一种或多种传感器，在操作人员的远端控制下进行一系列的管道检测维修作业，是一种理想的管道自动化检测装置。

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一个完整的管道检测机器人应当包括移动载体、视觉系统、信号传送系统、动力系统和控制系统。管道机器人的主要工作方式为: 在视觉、位姿等传感器系统的引导下，对管道环境进行识别，接近检测目标，利用超声波传感器、漏磁通传感器等多种检测传感器进行信息检测和识别，自动完成检测任务。其核心组成为管道环境识别系统（视觉系统）和移动载体。目前国外的管道机器人技术已经发展得比较成熟，它不仅能进行管道检测，还具有管道维护与维修等功能，是一个综合的管道检测维修系统。

四、管道外覆盖层检测技术

（一）PCM检测法

PCM（多频管中电流检测法）评价的核心是遥控地ICI电流信号的张弱来控制发射到管道表ICI的电流，通过检测到的电流变化规律，进而判断外防腐层的破损定位与老化程度。加载到管道上的电流会产生相应的电磁场，磁场张弱与加载电流的大小成正比，同时随着传输距离增大，电流信号逐渐减小。当管道外涂层有破损时，电流通过破损点流向大地，该点处的电流衰减率突然增大，可判定外涂层破损点的位置。

但PCM法对较近的多条管道难以分辨、在管道交叉、拐点处及存在交流电干扰时，测得数据误差大。

（二）DCVG检测技术

DCVG（直流电压梯度测试技术）的原理是对管道上加直流信号时，在管道防腐层破损裸漏点和土壤之间会出现电压梯度。在破损裸漏点附近部位，电流密度将增大，电压梯度也随着增大。普遍情况下，裸漏面积与电

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压梯度成正。直流电压梯度检测技术就是基于上述原理的。

在用DCVG测量时，为了便于对信号的观察和解释，需要加一个断流器在阴极保护输出上。测量过程中，沿管线以2m的间隔在管顶上方进行测量。

DCVG的优点为能准确地测出防腐层的破损位置，判断缺陷的严重程度和估计缺陷大小，之后根据检测结果提供合理的维护和改造建议；测量操作简单，准确度高，在测量过程中不受外界干扰，几乎不受地形影响。缺点在于整个过程需沿线步行检测，不能指示管道阴极保护的效果和涂层剥离；环境因素会引起一定误差，如杂散电流、地表土壤的电阻率等。

（三）Pearson检测法

Pearson检测法（皮尔逊检漏法）的原理是对管道施加交流信号，此信号会通过管道防腐层的破损点处流失到土壤中，因此距离破损点越远，电流密度越小，破损点的上方地表形成一个交流电压梯度。检测过程中，两位测试员相距3~6m，脚穿铁钉鞋或手握探针，将各探测的的电压信号发回接收装置，信号经滤波、放大，即能得到检测结果。

Pearson检测法是目前国内最常用的检测技术，其优点是：（1）有较成熟的使用经验，并且检测速度较快，能沿线检测防腐层破损点和金属物体；（2）能识别破损点大小，还能测到微小漏点，长输管道的检测与运行维护中有良好的使用反馈。

Pearson检测法的不足之处在于，（1）整个检测过程需步行；（2）不能指明出缺陷的损坏程度；（3）对操作者的技能求高；（4）在水泥或沥青地面上检测接地困难。

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（四）标准管/地（P/S）电位测试法

标准管/地（P/S）电位测试法的原来是采用万用表来测接地Cu/CuS04电极与管道表ICI某监测点之间的电位，通过电位与距离构成的曲线了解电位的分布，把当前电位与以往电位区别开来，可用检测来的阴极保护电位来判定是否对管道外涂层起保护作用。

4.油气管道的输送技术研讨论文 篇四

[摘要]油气运输主要依靠管道运输系统，影响管道运输安全的主要因素是管道腐蚀，其中防腐层失效、油气成分、温度等都与管道腐蚀相关，因此需要采取科学的防腐技术，确保管道系?y的安全性。本文对管道腐蚀问题进行了简单分析，然后对防腐工程的质量控制、防腐技术在油气储运中的应用进行了论述，希望能引起相关人士的关注。

[关键词]管道防腐技术；油气储运；全程控制；应用分析

中图分类号：TE988.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）17-0051-01

导言

随着我国经济的不断发展，各行业对能源的需求将不断增加。油气能源分布和需求区域存在很大不平衡性，这就需要建设更加完善的油气储运系统，确保油气运输的安全性和畅通性。管道运输是油气运输的主要形式，而腐蚀是影响管道安全的主要问题，要解决该问题，需要对管道周边环境进行认真勘测，编制合理的施工工艺，严格控制工程质量，确保防腐工程的有效性，保障油气能源的安全运输。

油气储运中管道问题现状分析

目前储运输送管道主要的问题包括设备本身的问题和外部环境的问题，有关部门要对两方面进行全方位的研究和整改。

2.1 内部问题

在储运过程中，最直接的使用媒介就是基础管道，其产生锈蚀的基本原因就在于管道表面原有的防腐蚀涂层失效，没有继续产生基本的保护作用。因为管道使用一段时间后，由于各种因素影响了管道原有的性能，基本的防腐涂层和实体管道产生了分离，涂层没有从根本上保证管道免受空气、水等基本物质的侵蚀，形成管道腐蚀的情况。另外，还有基本油气的问题。我国储运过程中的油气不尽相同，由于不同油气的基本组成不同，导致其基本的性质有所差异，对管道产生的侵蚀作用也具有不可控性。在实际运输过程中，大气中的二氧化碳经过化学反应会生成具有一定酸性的物质。不仅助推了管道的侵蚀，还由于碳酸的电化学特质，形成的离子会对基本的金属物质产生不同程度的破坏，造成管道内壁的锈蚀。除了二氧化碳以外的很多气体还有不同程度的化学分解和合成，这就造成了油气对储运管道的必然侵蚀，如果没有有效可行的办法，腐蚀的程度只会越来越恶化。

2.2 外部问题

随着我国油气输送行业的壮大，输送管道的铺设面积也越来越大，并且周边的基础设施和环境具有一定的地域差异，对管道也会产生不同程度的影响。另外，油气储运工程是一项十分繁杂综合的项目，对于工程质量的监督力度如果没有严格提升的话，中间可能出现的问题会更多。整体工程施工前，是否对实际的管道铺设地质进行排查，是否对整体施工设计进行监管，是否对基本的施工材料进行验收，这些问题都亟待解决。在施工过程中，各要素的监管疏松也不利于储运管道的维护和管理。此外，油气的储运设备深埋在底下的部分会受到土壤的侵蚀，土壤中的基本微生物以及水分也会对管道造成一定的影响；而曝露在外面的部分会受到基本温度的影响。无论是内部还是外部的影响，都会对储运管道造成腐蚀，因此需要给予必要的重视。

强化油气储运中管道防腐技术的策略

关于油气运输管道腐蚀防控技术的强化工作中，应该提高相关部门负责人或管理人员对油气运输管道腐蚀情况的认知，增强油气运输管道防腐工作的重视程度，从而制定相关的策略与方法，降低油气储运管道腐蚀问题对油气运输业带来的损害。

3.1 从材料的源头，对油气运输管道的质量进行有效的控制

油气运输管道的质量不仅关系到整个油气运输事业的发展，也关系到广大人民群众的实际生活。因此，在油气运输管道工程项目正式开工以前，要本着严格认真的态度，对到厂的全部材料，尤其是防腐材料的质量确认工作，要确保防腐材料能够达到工程项目设计当中的标准水平，没有达到要求的材料则给予返厂处理，面对激烈的市场竞争以及油气储运管道腐蚀对管道运输事业产生的影响，务必要确保防腐材料的质量达标，为今后的施工打好基础。此外，在实际的施工过程中，要勤于检查，加强管道工程施工的监管力度。在安装与施工的过程中，必须要按照油气输送管道的工序流程来进行，以免对管道内壁或者外壁造成损伤。为了确保油气运输管道防腐层的质量与完整度，可以对检查中存在的漏洞以及安全隐患进行准确的标记，最后将这些隐患与漏洞进行整理，并将其报予上级有关部门，请求上级部门派遣相关技术人员尽快对安全隐患进行排除，对于存在腐化漏洞的位置要尽快展开抢修，以免造成油气资源的浪费。对于油气运输管道补口处的防腐层处理，可以使用剥离测验法对其进行检查，确保油气输送管道的整体在基础组合焊接前能够始终保持完整与安全。在对防腐层存在问题的部分进行修补时，要使用细致化的操作工艺，在修补施工完成后，要对修补结果进行验收，并检查周围是否还存在其他的问题，以便一次性处理完毕。此外，要特别注意油气运输管道工程项目施工结束后的回填工作，管道回填工作是最容易导致管道防腐层发生脱落的环节，如果在回填的过程中，施工人员未按照相关工作流程进行回填，极有可能导致管道防腐涂层破损，使油气运输管道失去防腐涂层的保护而出现损坏。为了有效的做好管道回填工作，避免此类事件的发生，在回填以前，应该对现场的环境进行适当的整修，确保坑道的平整。然后，将管道铺放的步骤进行分解，并加强对各个步骤的监督与管理，从而确保管道铺放的全部过程在监督和管理下完成，使管道回填的质量得到了有效的保障。

3.2 强化油气储运管道整体涂层防腐技术

随着科技不断发展，许多传统工艺为了适应科技时代的需求进行了技术革命，油气运输管道的防腐技术作为保证油气运输管道正常运行的关键性技术，在现代科技的推动下，逐渐走上了技术强化与更新的道路。以我国目前科技水平来看，熔接环氧技术与聚乙烯防腐技术是应用较广的两大现代化防腐技术。例如：西气东输工程，便是使用了聚乙烯防腐技术对管道进行了相应的防腐处理，并在实际的使用过程中，取得了较为理想的效果。除此之外，化学涂层技术在现阶段虽然没有成为管道防腐涂层技术的主流，但随着时代发展，也逐渐步入了更多人的视野。通过对化学中电化学腐蚀原理的运用，通过牺牲电极中的阳极来保证阴极的金属管道不受腐蚀。

结语

随着我国经济的不断发展，各行业对能源的需求将不断增加。油气能源分布和需求区域存在很大不平衡性，这就需要建设更加完善的油气储运系统，确保油气运输的安全性和畅通性。管道运输是油气运输的主要形式，而腐蚀是影响管道安全的主要问题，要解决该问题，需要对管道周边环境进行认真勘测，编制合理的施工工艺，严格控制工程质量，确保防腐工程的有效性，保障油气能源的安全运输。

参考文献

5.改善原油管道输送性能的相关技术 篇五

石油工业工作者都知道, 原油是液体的, 并且具有很强的粘性, 在管道输送过程中, 原油于管道壁之间存在很强的相互摩擦力, 产生大量热量, 形成动能能量的损失。科学应用减阻增输技术可以大大改善原油的输送效果, 充分降低摩擦因数, 见效摩擦阻力, 减少动能损失, 进而大大提高原油的输送量。

2 加热输送法

对于容易凝固的、粘性很高的原油, 管道运输中可以一般采用加热输送的方式进行运送, 通过充分提高原油的温度来降低原油的粘性度;从另外一方面看, 在运输过程中将原油的温度维持在一定水平之上, 要保证原油流动温度大于原油本身的凝固点, 有效规避原油在运输过程中出现的凝固现象。

3 热处理输送法

加热处理输送的原理是将原油加热到一定温度, 将原油中的石蜡充分熔化并将之混合在原油体中, 通过稳定的降温速度方式实现原油的冷却。一般来说, 通过热处理还改善原油的流动性的效果是比较局限的, 热处理可以配合其他技术构成综合方法以改善原油运输效果, 一般不是单独使用该项技术。

4 物理场处理输送法

物理场处理输送法是比较有效和实际的改善原油管道输送性能的方法, 涉及到磁场处理、声波场处理以及微波场处理等三项技术。这三项常见的物理场处理输送技术都能够单独使用, 改善原油输送效果, 也可以构建综合物理场输送方案, 在我国原油管道输送工程实践中应用较为广泛。

4.1 磁处理法

磁处理技术是通过磁场生成设备产生一定强度的磁场, 通过磁场作用引发石蜡分子和石蜡分子聚合体形成共振, 进而达到破碎的目的;另外一方面, 磁处理技术能够有效增强胶质和石蜡之间的相互作用, 能够有效防止蜡晶的聚结, 从而改善原油的流动性。

4.2 声处理法

声处理技术的原理较为复杂, 通过超声波产生设备产生一定频率的超声波, 引发原油中相关成分分子级别的共振, 形成O/W型乳状液, 充分降低原油粘度, 进而改善原油的流动性。

4.3 微波处理法

微波处理的工作原理是:使用微波处理可以打断原油中正构烷烃长链, 从而降低这些成分的凝固点、屈服应力和视宁度, 降低原油粘度。此外, 经过微波处理的原油中很多成分已经发生了改变, 所以在低温情况下粘度也不会反弹, 所以微波处理是三种物理场处理输送法中最为有效的一个, 在我国原油管道输送工程实践中应用较为广泛。

5 改质输送法

改制输送的原理是:在原油输送之前, 通过炼化加工的方法, 充分改变原油的成分构成, 从而加强原油的流动性能, 进而最终提高长输管道的输送原油方面的操作弹性。一般来说, 改质输送法主要有脱蜡改质法、加氢裂化改质法、离子溶液改质法以及综合物理场改质法等。

6 加剂输送法

加剂输送的原理是:通过加入某些化学药剂可以轻松实现改善原油的流动性的目的, 加剂输送法涉及到降凝剂、降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂等几个方面, 下面我们进行一一讨论。

6.1 降凝剂

降凝剂又被称为蜡晶改良剂或者倾点抑制剂, 能够有效降低原油的凝固点, 一般说来降凝剂是烃衍生物或者酯的共聚物, 能够阻止蜡晶形成树枝结构, 进而降低原油的凝固点, 保证原油在适当低温的环境下也能顺利传输。

6.2 降粘剂

降粘剂主要借助高温手段或者掺杂溶剂的手段, 充分破坏原油中胶质以及沥青质的结构, 从而降低原油的稠油粘度, 提升原油的输送效果。

6.3 减阻剂

减阻剂的加入能够壁管附近区域的摩擦特性, 有效降低原油输送的摩擦系数。而减阻剂的效果与加入剂量的多少以及壁管属性有直接的关系。

6.4 乳化剂

乳化剂的作用原理是:乳化剂在适当的温度下, 通过剪切作用, 促使原油以液滴的形式分散在水中, 形成稳定的W/O乳状液, 进而大大降低摩擦力, 改善原油的运输效果。

6.5 稀释剂

稀释剂本身就是轻质原油、馏分油以及天然气凝析液的混合体。掺杂稀释剂后, 能够降低原油中沥青质、胶质以蜡的浓度, 从而实现降低原油凝固点的目的。

7 低粘液环输送法

低粘液环输送是比较特殊的两项流输送技术, 在原油的输送过程中, 向原油中掺杂适量的相溶溶剂, 并将原油的输送速度设置在可行范围之内, 在管道内形成环状流, 从而将稠油聚集到管道的中间去, 而不与管道摩擦, 从而降低输送阻力, 提高了原油的输送性能。

8 磁性液体粘性减阻输送法

磁性液体粘性减阻输送是通过纳米级铁磁性或亚铁磁性微粒在液体承载液中的产生的稳定性很高的粘液, 从而实现减少阻力的目的。一般来说, 磁场的强度越强, 磁化的强度越高, 磁性液体涂层就会越稳定, 而减阻效果也就会越好。此外, 磁性液体本身的粘度值越低, 交界处阻力就会越小, 相应的减阻效果也越好。

9 结语

众所周知, 原油管道输送是石油工业生产中的重要环节, 在原油管道输送工程中, 存在着很多技术性难题, 涉及到很多相关技术。本文研究了原油管道运输这一重要议题的相关内容, 分析了改善原油管道运输性能的相关技术, 涉及到管输介质流动机理法、加热输送法、热处理输送法、物理场处理输送法、改质输送法、加剂输送法、低粘液环输法以及磁性液体粘性减阻输送法等, 希望能够为石油工业工作者, 特别是输油管道工作者的工作提供一些参考。

参考文献

[1]冯彰化.论油气输送管道工程相关技术的进展[M].北京:北京工业出版社, 2008[1]冯彰化.论油气输送管道工程相关技术的进展[M].北京:北京工业出版社, 2008

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[4]张春裘.石油管道输送技术小议[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社, 2008[4]张春裘.石油管道输送技术小议[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社, 2008

6.浅谈油气管道防腐技术的应用 篇六

关键词：油气管道,防腐技术,应用

我国对油田的不断开发, 油田的含水率逐渐增加, 油井管柱以及输送管线都有了一些腐蚀的现象, 在油气输送管道中特别明显, 因此对于油气管道的防腐就成为了一个重要内容, 对油汽的输送安全和效率造成直接影响。

1 管道腐蚀产生的机理及原因

1.1 管道腐蚀产生的机理

金属被腐蚀是由于屯极电位的不同, 金属发生电化学反应时, 电极电位较低的部位容易失去电子, 形成阳极:电极电位较高的部位得到电子, 成为阴极。在存在O2和H2O的情况下, Fe (OH) 2生成水合氧化铁, 即铁锈:它是一种疏松物质, 浮在钢铁表面, 无保护作用, 金属的阳极化反应可继续进行。

1.2 管道腐蚀产生的原因

油气管道的腐蚀发生和其管道架设有关, 油气管道主要有架空敷设和埋地敷设以及管沟。站内通常都是采用架空敷设, 但是大多数的管道都是埋地敷设, 管道易腐蚀的部位通常为管道内外部和接头部位。总的来说发生腐蚀的因素有很多, 一方面是架设的外部环境, 另一方面还有其管道质量, 防护措施等等。

2 外界条件:应包括周围介质的特性及环境条件

2.1 管道周围介质的腐蚀性

管道周围介质是和土壤内的微生物有关, 管道长距离的埋在土壤当中, 因此不同地段的土壤质量都不同, 其腐蚀性也都有茶饮, 关于土壤的腐蚀性评定方法, 我国石油行业主要有以下两种判定方法:

(1) 在一般地区, 按土壤电阻率大小将土壤的腐蚀性分为弱、中、强三级:

(2) 对复杂地区, 根据土质、土壤状况、电阻率、含水量、p H值、总酸碱度等12种因素, 用打分办法将土壤分为不腐蚀、弱腐蚀、中等腐蚀和强腐蚀4个等级.

2.2 周围介质的物理性状的影响

这方面内容主要就是土壤地下水脉情况, 土壤的水分交替改变以及该土壤上的生长植物, 像是有没有芦苇类根系植物的影响。

2.3 温度的影响

腐蚀情况还会根据温度的不同而产生不同快慢差异, 在温度较高的地方, 往往腐蚀会发生的比较快速。温度的不同主要是根管道铺设的深浅度以及当地的气候有关。

2.4 施工因素的影响

这个阶段属于人为因素, 施工过程是体现施工人员责任心的时候, 包括对材料的选用、施工的细心度以及质量安全意识等。施工时要根据当地的环境因素来进行合理的安排, 并且能够避免某些地域因素所造成的腐蚀情况。

2.5 油气本身含有氧化性物质

油气本身就是化学性物质, 含有一定的腐蚀性, 长期的在管道内传输, 会对管道造成一定的腐蚀。

2.6 防腐措施的问题

一般油气管道都会有相应的防腐措施, 但是当防腐层失去效用之后, 腐蚀就会侵蚀管壁, 轻度火效可增大阴极保护电流弥补防腐作用, 有些失效则会造成非常严重的影响, 导致内部流动液气体的泄漏, 如果防腐层剥离引起的阴极保护电流屏蔽及防腐层的破坏, 管道就会产生严重的腐蚀。腐蚀造成管道的穿洞、破损、变形主要都是因为防护层的脱落、破裂等。

(1) 防腐层剥离

防腐层是隔绝管道内外和液气体以及土壤微生物之间的接触, 如果防腐层和管道发生脱离, 那么就容易产生腐蚀, 单纯的知识剥离并没有产生破口的话, 液气体以及微生物都无法直接和管道接触, 也不会发生腐蚀, 但是有了破口, 液气体和微生物能够通过破口接触到管道的话, 腐蚀就会发生。管道内壁通常都受到一定的拉应力, 如果再加上腐蚀, 那么情况就更加严重, 产生应力腐蚀破裂。

(2) 防腐层破裂、穿孔、变形

防腐层的破裂、穿孔、变形都会让各种介质和管道直接接触, 造成管道的腐蚀, 而且腐蚀还会进一步加剧防腐层的剥落、脱离, 造成更加严重和大范围的腐蚀。防腐层破裂主要是因为土壤的应力作用、材料老化等因素。穿孔大多都是因为施工时不谨慎所造成的, 也有外力造成的情况。

3 油气管道防腐技术的应用

3.1 近年我国油气管道防腐技术应用现状

3.1.1 防腐层与阴极保护及其他技术联合应用

目前我国比较使用广泛的就是阴极保护和防护涂层的联合使用, 在埋地防腐材料使用中属于基本技术, 我国的很多管道都是采用这样的防护技术, 效果也比较的好。这种技术是能够有效的对电化学进行保护的方式, 是通过研究电化学腐蚀原理而研发的一种防腐蚀措施。

3.1.2 油气管道内壁腐蚀控制技术

油气输送管道所输送的介质都是石油和天然气, 本身这些物质就是含有一些具有腐蚀性的成分, 像是H2S、CO2和水等等。在积水管路地段, 常常容易发生一些管道开裂事故, 目前有一种管道缓蚀剂, 就是为了缓解管道内壁腐蚀的情况二研发的, 起到了一定的成效。

3.2 我国油气管道防腐技术应用中应注意的问题

3.2.1 注意材料的选择

首先就是管道的材料, 应该要保证管道所使用材料的强度和韧性, 并且考虑到后期的修补工作还需要有良好的焊接性。至于防腐层的选择总的来说遵守三点:技术可行、经济适用、因地制宜。防腐层需要有良好的透气性和透水性, 能够绝缘, 和土壤的亲和力良好, 可以抵御土壤的腐蚀。每一种防腐涂层都有其自身的侧重点, 那么具体的使用就要结合多方面的因素, 像是土壤、环境、施工条件等等。主要的考虑因素有下面几点:

(1) 外部环境, 例如土壤、土壤中的各种有机物和化学物质、当地的气温、地表的地理情况等等, 含水较多的地方, 像是沼泽、水网等应该优先选择煤焦油瓷器, 因为其能有效的将管道和水进行分离。热输管线选择FBE等具有较强耐温性能的材料:

(2) 根据施工条件进行选择, 山地施工防腐层容易受到磕碰, 应选择抗冲击性好的3PE;在管沟回填土或细沙缺少时, 砾石、戈壁地段宜用抗咯能力强的FBE;

(3) 经济适用性。每一个管道工程都设定了其使用年限, 在选择防腐材料的时候不能盲目的追求长期限的防腐材料, 应该要考虑工程使用周期, 这样降低成本。

(4) 综合考虑材料的供应、工程预测、现场安装与补口、质量检验等因素的影响, 应选择合理的修补技术和材料, 大修材料应根据具体情况进行选择。

3.2.2 加强管道工程的质量检测

油气管道腐蚀防护措施须有相应的腐蚀防护评价体系来进行完善和监督, 对于管道的铺设地、外界环境以及管道防腐涂层的使用和施工质量等等因素都纳入腐蚀防护评价体系之内, 对这些步骤都进行严格的监督和检测, 确保腐蚀的情况不会出现, 及时有了腐蚀的情况, 也应该要积极的采取补救措施, 避免腐蚀的进一步加大, 造成损失的进一步增加, 建立了数学模型, 充分考虑各影响因素以及它们的权重, 作出合理的评价。

4 结语

随着我国的油气开发越来越多, 油气管道输送需求也越来越大, 因此需要对管道腐蚀防护措施和技术进行提升, 保证管道输送安全, 减少因为腐蚀而造成的损失, 这也是我国油气开发领域的重要问题, 积极的采用先进技术, 这对于我们的实际工作来说具有现实意义。

参考文献

[1]赵力成.埋地金属管道的防腐措施U1.油气田地面工程, 2007;26 (10) :46-48

[2]刘素平, 张金成, 张蕴强, 等.油田计量站管道的腐蚀与防护口, 2001; (8) :348-349

[3]徐雯.埋地天然气管道的腐蚀与防护[J].城市公用事业, 2002:16 (4) :37

7.埋地油气管道防腐技术 篇七

关键词：管道,腐蚀,防腐,技术

1 埋地管道腐蚀的原理及影响因素

输送油气的埋地钢制管道, 常遇到的腐蚀介质是H2S、CO2、有机化合物、盐、地层水, 矿物质及氧等。埋地管道遇到的腐蚀绝大多数都是电化学腐蚀。埋地管道与电解质溶液接触时, 由于表面的不均匀性 (如金属种类、组织、结晶方向、内应力、表面光洁度、表面处理状况等的差别) , 或埋地钢制管道不同部位接触的电解液种类、温度、流速等差别, 从而正在表面出现阳极区和阴极区。阳极区与阴极区通过埋地钢制管道本身相互闭合而形成许多腐蚀微观电池和宏观电池。埋地钢制管道电化学腐蚀就是一个发生阳极和阴极反应的过程。如在介质溶液里碳钢中的铁碳化合物是阴极, 而铁是阳极;表面膜有微孔时, 孔内金属是阳极, 表面膜是阴极;受到不均匀应力时, 应力较大的集中部分为阳极;表面温度不均匀时, 温度较高区域为阳极;溶液中氧或氧化剂浓度不均匀时, 浓度较小的为阳极。所以形成了腐蚀电池。

含有水和H2S、CO2的天然气, 对钢制管道产生内腐蚀。H2S、CO2正在水溶液中, 发生去氢极化腐蚀。影响H2S腐蚀的因素有H2S的浓度、p H值、温度、压力、液体烃类等。影响CO2腐蚀的因素主要有压力、温度及水的组成。在一定温度下, 随着CO2分压增加, 溶液p H值下降, 随着温度的升高, CO2溶解度下降, 溶液p H值上升。天然气中的CO2引起的腐蚀类型是深坑型腐蚀和冲蚀, 随着CO2分压的增加腐蚀加剧。含硫天然气中的CO2会加速H2S对钢制管道的腐蚀。

2 埋地管道防腐方法

(1) 采用外涂层防腐。涂层的用意是要在金属表面上形成一层绝缘材料的连续覆盖层, 将金属与其直接接触的电解质之间进行绝缘 (防止电解质直接接触到金属) , 即设置一个高电阻使得电化学反应无法正常发生。常用的埋地管道防腐材料有:

(1) 三层PE防腐涂层。由环氧粉末底层、粘结剂中间层和聚烯烃外护层 (聚乙烯或聚丙烯) 组成。由于其兼有熔结环氧 (FBE) 优异的防蚀性能、良好的粘结性与抗阴极剥离性能以及聚烯烃优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性, 从而成为综合性能优异的涂层, 广泛用于施工及敷设环境均较苛刻的地带。

(2) 环氧粉末涂层。环氧粉末由固态环氧树脂、固化剂及多种助剂经混炼、粉碎加工而成, 在我国也得到了推广应用, 但主要是作为复合涂层的底层。熔结环氧粉末为一次成膜涂层, 具有对钢铁强粘结、良好的膜完整性、优秀的耐阴极剥离性能、耐土壤应力、耐磨损、可冷弯等特点, 适用于各种环境。

(2) 阴极保护每种金属浸在一定的介质中都有一定的电位, 即为该金属的腐蚀电位 (自然电位) , 腐蚀电位可表示金属失去电子的相对难易。腐蚀电位愈负愈容易失去电子, 失去电子的部位为阳极区, 得到电子的部位为阴极区。阳极区由于失去电子 (如铁原子失去电子而变成铁离子溶入土壤) 受到腐蚀, 而阴极区得到电子受到保护。阴极保护的原理就是给金属补充大量的电子, 使被保护金属整体处于电子过剩的状态, 使金属表面各点达到同一负电位。有两种办法可以实现这一目的, 即牺牲阳极阴极保护和外加电流阴极保护。

(1) 牺牲阳极阴极保护将被保护金属和一种电位更负的金属或合金 (即牺牲阳极) 相连, 使被保护体阴极极化以降低腐蚀速率的方法。在被保护金属与牺牲阳极所形成的大地电池中, 被保护金属体为阴极, 牺牲阳极的电位往往负于被保护金属体的电位值, 在保护电池中是阳极, 被腐蚀消耗, 从而实现了对阴极的被保护金属体的防护。

(2) 外加电流阴极保护外加电流阴极保护是通过外部电源来改变周围环境的电位, 使得需要保护的设备的电位一直处在低于周围环境的状态下, 从而成为整个环境中的阴极, 这样需要保护的设备就不会因为失去电子而发生腐蚀了。这种强制外加电流的阴极保护系统是由整流电源、阳极地床、参比电极、连接电缆组成。强制电流法的电源常用的有整流器, 还有太阳能电池、热电发生器、风力发电机等。辅助阳极的常用材料有高硅铸铁、石墨, 磁性氧化铁及废钢铁等。强制电流法是目前长距离管道最主要的保护方法。

3 结语

管道是重要的基础设施, 是主要的物流渠道之一。输油输气管道在社会经济生活中承担着重要的物流任务。工业的发展, 尤其是石油工业的发展。要以先进、高效的管道系统为依托, 因此必须重视管道的建设和管理。长输油气埋地管道, 往往处在不同的地理环境中, 如通过江河、湿地、各种性质的土壤, 或者出于腐蚀性的环境之中, 必须要加强防腐措施, 保证管道的正常运行。

参考文献

8.油气管道的输送技术研讨论文 篇八

1 油气管道完整性管理技术的现状

目前, 我国的油气管道的完整性管理还不到位, 存在着一定的问题, 人们没有认识到油气管道完整性管理技术的重要作用, 管理人员没有得到系统、专业化的教育培训。应积极引进国外先进的油气管道管理技术和方法, 并根据我国油气管道的实际情况进行完整性管理技术的研究, 形成科学的油气管道管理体系。近年来, 我国对油气管道完整性管理的认识逐渐提高, 通过一段时间的分析与研究, 我国的油气管道完整性管理取得了一定的成就, 实现了全面的整体上的预防管理。

要对油气管道进行完整性的管理, 就应利用各学科的知识, 例如计算机、地球信息、数理以及管理学科的内容, 建立与我国实际情况相适应的油气管道管理体系, 促进油气管道完整性管理的顺利进行。当前, 我国的油气管道管理完整性管理技术中, 虽然已经实现了GIS技术、高精度检测技术、多目标决策技术以及基础数据库技术等使用[2], 但是还需要进一步完善油气管道完整性管理技术的研究。

油气管道完整性管理主要是资产、过程的完整性, 决策的准确性, 过程的完整性是对油气管道的设计、施工、运行以及维护过程的完整性管理。场站可靠性评价、管道完整性评价技术、风险评价等技术构成了资产的完整性管理。决策的准确性会受到自身以及外界因素的影响。应明确影响油气管道安全运行的步骤, 并进行科学的评估, 提高应对风险的能力, 使油气管道管理的损失降到最低。

2 油气管道完整性管理技术的发展

油气管道完整性管理是当前国际管道常见的管理方式, 能够保证油气管道的安全运行和工作。近年来, 油气管道管理中已经开始广泛的应用现代化的信息技术, 尤其是西气东输的建设使我国的油气管道完整性管理实现了良好的发展。我国油气管道管理建设中, 还没有充分利用电子文档的积极作用, 使得油气管道完整性管理受到了一定的影响和限制。随着西气东输的逐渐推进, 以往的设计以及管理技术已经不能满足当前管线输送的实际需要, 因此应努力实现油气管道完整性管理, 保证其安全运行, 这时就需要强化数字化的管道管理建设, 使用数字化的油气管道完整性管理技术, 并是投入到实际管理工作中。

数字化的油气管道完整性管理技术主要就是利用计算机、数字化技术以及应用软件系统进行管理。数字化的管理技术能够快速的对信息数据进行整理, 使数据的描述更加直观、科学, 从而实现良好的风险评估工作, 为油气管道施工以及管理决策提供科学的依据, 也促进油气管道安全运输的顺利实现。

建立管道多参数大型的数据库, 建立完善的, 有统一标准的管理编码格式的统计以及安全管理的信息化系统, 使设计以及施工阶段的数据信息实现有效地共享。强化管道缺陷的智能化检测, 使管道内外的检测以及相关数据库顺利的建设, 并进行及时的更新, 实现对管道以及防护层等的动态化管理[3]。我国的管道企业应积极学习和借鉴国际上比较先进的油气管道完整性管理理念, 进一步对管理的标准、相关流程以及规章制度进行完善, 使完整性管理更加科学的开展, 明确工作人员的相关职责, 加强对管理人员的完整性管理技术的教育培训, 实现油气管道完整性管理效果的实现。

3 结语

当前, 油气管道完整性管理技术是我国管道管理发展的重要发展方向, 我国应努力强化油气管道完整性管理技术的研究与探索, 积极学习和借鉴国际上先进的油气管道完整性管理技术, 加强学习和交流, 根据我国的油气管道的实际情况建立科学的管理标准, 完善油气管道完整性管理机构的建立, 做好评价工作, 强化法律法规的建设, 为油气管道完整性管理技术实现良好的发展提供科学的依据。

摘要：自上世纪80年代初, 欧洲管道公司提出管道风险评价的标准管道的风险评价起, 管道完整性管理概念渐渐走入大家的脑海中。随着当前信息化技术不断进步, 新工艺、新材料设备以及新技术也开始出现, 油气管道完整性的管理技术也得到了一定的发展, 并在不断地变革与创新。进入90年代各大石油公司相继开展了管道完整性和风险分析方面研究, 制定宏观的完整性管理程序, 成立专业的管理组织机构, 制定管道完整性管理目标并进行实施, 形成管道完整性管理体系。本文就油气管道完整性管理技术的发展进行简单分析和研究。

关键词：油气管道,完整性管理技术,发展

参考文献

[1]黄维和, 郑洪龙, 吴忠良.管道完整性管理在中国应用10年回顾与展望[J].天然气工业, 2013, 12:1-5.

[2]姚安林, 刘艳华, 李又绿, 蒋宏业.国内外油气管道完整性管理技术比对研究[J].石油工业技术监督, 2008, 03:5-12.