水下及埋地管线腐蚀检测新技术

西南油气田天然气输气干线两付线自 1979年 9月建成投产至今因内外腐蚀造成的管道事故 86起。为评价水下及埋地管线的腐蚀状况 ,1998年 4～ 5月对全线 2 6 0 .7km进行有重点的密集性开挖 ,2 0 8个探坑反映出石油沥青涂层一部分老化明显。 1999年 3月输气处利用世界银行贷款项目 ,对两付线中的榕山至佛荫段管线进行了 (漏磁 )清管智能检测 ,发现的外腐蚀点比采用腐蚀探坑调查时增多。由于智能检测器的外定标为 2km左右一个 ,尽管检测出有较多、较严重的外腐蚀点 ,但却难以定位开挖处理。借助最新产品RD40 0—PCM电流梯度探测仪 ,对水下及埋地管线严重外腐蚀管段进行检测定位 ,定位准确率达到 98% ,减小了不必要的开挖及费用。本文介绍利用RD—PCM检测水下管线外腐蚀和腐蚀定位 ,以及检测涂层破损和CP故障。

埋地管线腐蚀、涂层缺陷检测技术

西南油气田的输气干线有 1810km ,新建管线还在不断增加 ,正在使用和新建管线全部采用埋地方式 ,管线外防腐采用石油沥青涂层和强制电流的阴极保护。目前沥青涂层开始出现龟裂、破损、剥离、老化 ,甚至一些管段涂层己粉化失去保护作用。管线漏电点增多 ,阴极保护 (CP)的负荷加大 ,一些管段电位难以达到最低标准。由于保护不足造成管线阳极溶解严重。油气田管线沥青涂层大部分已使用了 2 0年以上 ,现面临的难题是涂层缺陷检测和耷清真实的CP极化电位分布及腐蚀状况。只有当涂层缺陷被检出并修复后 ,CP的电位才能满足标准要求 ,外腐蚀才可能被抑制。因此需要一种能满足工程使用的检测技术。文章通过腐蚀检测技术现场应用优选 ,推荐采用清管智能检测和电流测绘系统RD -PCM技术 。

阴极保护有效性评价技术的应用研究

采用美国腐蚀学会NACEStandardRP0 16 9- 96《埋地或水下金属管线系统的外部腐蚀控制》评价了目标管线阴极保护电位 ,研究了目标管线 2 5 .4km产生 4 5 5处外壁腐蚀的原因。采用NACETM0 4 97- 97埋地或水下金属管道系统阴极保护准则的标准测试方法评价阴极保护有效性 ,结合经典的电流法测试计算涂层平均电阻、采用DCVG -CIPS、PCM测试了管道严重腐蚀段电流、电位 ,对现场管道取样做涂层整段人工剥离测试管道腐蚀 ,挖取已埋设 16年的管道挂片评价阴极保护保护度 ,多种腐蚀检测评价方法综合应用的结果 :圈定CP保护水平、指出了管段CP等级 ,确定了目标管道腐蚀原因是电位长期处于欠保护 。