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1、PCM检测管线外腐层原理及应用,新疆天普石油天然气工程技术有限公司二九年十一月,报告提纲,一、项目主要研究内容 二、PCM检测结果及分析 三、地面阴极保护电位测试及分析 四、土壤腐蚀性检测与埋地管线评估 五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研 六、结论及综合治理建议 七、油气管道防腐措施建议,一、项目主要研究内容,3、研究内容,管道外防腐层检测PCM检测 a.外防腐层埋深、走向（包括植被生态等）b.防腐层缺陷分布规律，破损点定位c.管道外防腐层平均绝缘电阻率检测d.管道外防腐层综合分析与评估（开挖检测评价）阴极保护系统电位检测与效果评价(绝缘法兰（接头）电位及电位差测量)土壤腐蚀性测试（评价管线外防
2、腐环境）管线壁厚检测，内腐蚀典型腐蚀因素分析（内腐蚀、冲刷等），对管线进行安全性评估,最终目标：通过管线壁厚、内腐蚀介质腐蚀性资料等综合分析，形成塔河四区综合治理方案。,1、PCM功能管道外防腐层缺陷评价,管道定位（走向、埋深）防腐层老化、破损管道搭接电绝缘检测,PCM采用电流降作为核心技术PCM对管道电流进行测绘，研究电流曲线的走向和陡降电流平缓段防腐层良好;电流陡降处防腐层有缺陷或有分支/搭接。,二、PCM检测结果及分析,创新点,二、PCM检测结果及分析,2、PCM检测原理,PCM管道定位及防腐层检测技术，是通过埋地管道信号的衰减量，来判断防腐层的破坏程度。将发射机与管道连接，由PCM大功
3、率发射机，向管道发送近似直流的信号电流（在非常低的频率上（Hz)）管线电流衰减近似直线），便携式接收机能准确地探测到经管道传送的这种特殊信号，跟踪和采集该信号，输入微机，便能测绘出管道上各处的电流强度。分析电流变化，实现对管道防腐层质量的评估。电流强度随着管道距离的增加而衰减，在管径、管材、土壤环境不变的情况下，管道防腐层绝缘性能变差或有漏点存在时，施加在管道上的电流衰减就越严重，通过分析电流的衰减，从而实现对防腐层破损状况的评估。,2、PCM检测原理,理论上，埋地管线可以限深，但由于存在IR降、电流衰减、其它信号的干扰，可有效评价3m范围内管线外腐层。,接管线,接地（与管线成3060度角，4
4、5m）,2、PCM检测原理,PCM电流检测结果分析,二、PCM检测结果及分析,3、PCM检测结果,管道外防腐层绝缘电阻值的评价指标（SY/T 0087.1-2006）,4、PCM检测结果的用途开挖验证，修复破损点,现场PCM检测结果主要有三个用途：一是检测管线走向、埋深；二是评价管道外防腐层状况；三是对管道外防腐层破损点进行定位。最终的目标是根据现场非开挖检测数据，判断管线外防腐层有无破损点，进而进行开挖修复。根据检测电流，管线开挖点原则如下：周围无高压线、发射塔等干扰源，电流突降；相关图纸上无均压线（无分流管线）、牺牲阳极埋设等因素，电流突降；管线出现拐点，电流突降，不做为开挖点。,二、PC
5、M检测结果及分析,（1）管线开挖确定原则,4、PCM检测结果的用途开挖验证，修复破损点,（2）塔河四区现场开挖点的选择,挖坑规格:3米长,1米宽检测坑,4、PCM检测结果的用途开挖验证，修复破损点,（3）埋地管线开挖后的主要工作,塔河四区现场开挖工作于2009年9月4日开始，9月12日结束。管线电流突降处外防腐层破损情况验证。高压管线下部，管线出现同沟信号、附近管线上有电流等现象疑是防腐层破损处，验证检测结果。疑是牺牲阳极分流处外防腐层破损情况验证。土壤腐蚀性检测，包括温度、土壤含水、氧化还原电位、含盐等，并进行了试片的埋入（计划埋地3个月，12月份取出）。开挖处管线剩余壁厚的测试。管线自腐蚀
6、电位或保护电位测试。,（1）4-1#站至一号联管线开挖处：一号联门口拱桥西1020m，计划开挖3m,开挖处,不开挖，管线拐弯信号变化,5、PCM检测结果分析与验证,(1)4-1#至一号联,一号联,开挖，电流下降较陡,燃油电站,输水首站,一厂,验证结果：外防腐层完好，应是同沟管线分流引起,5、PCM检测结果分析与验证,(1)4-1#至一号联,开挖，电流下降较陡,一号联,燃油电站,燃油电站,一厂,4-1#站外阀组,4-1#站,绝缘法兰,4-3#外输,4-2#外输,4-4#外输,华宁宾馆,TK305,验证结果：外防腐层完好，发射塔处电流干扰引起,5、PCM检测结果分析与验证,(2)4-2#站至4-1
7、#站外阀组,5、PCM检测结果分析与验证,开挖，电流下降较陡，离华东固井200m,疑是防腐层破损，验证结果：外防腐层完好，管线干扰,创新点,拐点处分流，不开挖,（3）4-3#站至4-1#站外汇管,5、PCM检测结果分析与验证,电流突降，开挖,创新点,（3）4-3#站至4-1#站外汇管,5、PCM检测结果分析与验证,疑是防腐层破损，验证结果：防腐层破损，管线内腐蚀已渗漏,（4）4-4#站至4-1#站外输汇管开挖处：4-4#阀池300m，计划开挖3m,开挖处，疑是牺牲阳极块分流,5、PCM检测结果分析与验证,验证结果：焊缝处防腐层搭接处开胶,二、PCM检测结果及分析,（5）TK229CH至4-4#
8、站,检测日期：管线规格：1144.0里程：1.1Km外防腐层：黄甲克外输液量：15t/d含水：80%,（5）TK229CH4-4#站：单井公路边2m，计划开挖3m,开挖处，疑是牺牲阳极块分流,5、PCM检测结果分析与验证,验证结果：阳极外包装腐蚀较多,二、PCM检测结果及分析,根据塔河四区5条检测外输油管道（1条为单井）外防腐层绝缘PCM检测结果及现场开挖验证情况，提出以下建议可供塔河其他区块进行PCM检测进行开挖与否进行指导：电流突降，周围无明显干扰源，疑是外防腐层破损，需开挖验证。电流信号突降，疑是埋设的牺牲阳极导线分流造成，需开挖验证。电流突降，相关图纸上无均压线（无分流管线）及牺牲阳极
9、埋设等因素，如4-1#至一号联管线拱桥处，需开挖验证。电流信号突降或消失，旁边有高压线等干扰信号源，根据现场土壤含水等情况可不进行开挖验证。电流突降，电流突降点为管线拐弯处、井场分离器等设备地点，如4-3#站至4-1#站外阀组，为电流信号的正常突降，不做为开挖依据。,6、PCM检测结果的指导意义,1、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-1#站一号联站外阀组,结果分析：管线沿途电位保护正常。,三、地面阴极保护电位测试及分析,三、地面阴极保护电位测试及分析,1、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-2#站4-1#站外阀组,结果分析：站内恒电位仪未启用，该管线与4-3#外输管线电连通，属于4-3#站阴
10、保系统。目前过保护状态运行。,、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-2#站内,站内单井采用绝缘法兰，TK431进站绝缘法兰外侧穿孔（墙外）2009.7穿孔，采用外接套管进行处理。,围墙,绝缘法兰,生产阀组间,2009.7穿孔，补焊,0.61,、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-3#站4-1#站外阀组,3、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-3#站4-1#站外阀组,4-3#,4-2#,4-1#站外阀组,阀池,4-4#,4-1#,河沟,-1.22,-1.6,-2.36,-2.04,-0.27,-0.56,-0.92,-1.24,结果分析：站内恒电位仪启用，与4-2#站属同一阴保系统。8月份完全过
11、保护状态运行。,三、地面阴极保护电位测试及分析,、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-4#站4-1#站外阀组,结果分析：从沿途管线电位分析，该管线处于保护状态，保护正常。,三、地面阴极保护电位测试及分析,、塔河四区阴极保护检测结果及分析,TK229CH4-4#站,结果分析：从沿途管线电位分析，该管线处于保护状态，保护正常。,三、地面阴极保护电位测试及分析,、塔河四区阴极保护检测结果及分析,4-1#站外阀组4-1#站,结果分析：从沿途管线电位分析，该管线处于保护状态，保护正常。,三、地面阴极保护电位测试及分析,2、塔河四区阴极保护运行情况总体分析,阴极保护失效表现：设备出现故障，如恒电位仪未启用
12、（4-2#）或阴保测试桩失效（多个）过保护（如4-2#、4-3#）保护不足（4-1#站一号联）绝缘法兰两侧电位差过大,阴极保护失效因素分析：设备维护不及时、不到位管道防腐层出现破损、老化管道搭接电绝缘失效（绝缘法兰）,阴极保护设备出现故障,4-1#一号联(2009.8.34),4-3#4-1#站外阀组(2009.7.31),三、地面阴极保护电位测试及分析,三、地面阴极保护电位测试及分析,3、阴极保护设计,自然电位-0.55V(Cu/CuSO4)保护电位V(CU/CUSO4)=-0.85v_-1.25v防腐层绝缘电阻 大于10000.m2 电流密度 30-50A/m2保护电位是判断阴极保护程度效
13、果的一个重要指标.管道纵向连续导电 管道防腐层具良好的绝缘电阻 管道和其他低电阻接地装置的电绝缘（没有电绝缘，就没有阴极保护）,为个保证电流能在保护范围内实现有效的保护，需要对不同管段、设备进行电绝缘。,绝缘连接,绝缘法兰,绝缘接头,三、地面阴极保护电位测试及分析,三、地面阴极保护电位测试及分析,4、塔河四区阴极保护系统正常运行维护建议,（1）阴极保护系统正常维护 由专业技术人员定期（可定为两月一次）进行现场数据测试，对输出电位、电流进行分析，对设备运行情况进行正常维护。特别是对不正常运行设备进行原因分析（如4-3#站恒电位仪输出电位过高）。定期进行阴极保护参数的测试，以便根据结果进行调整恒电
14、位仪输出电位、电流，防止过保护或保护不足。（2）根据目前阴极保护系统绝缘接头（或法兰）未保护一侧多次发生腐蚀穿孔事故的情况，对四区阴极保护系统全部停运6个月，与二区、三区正常运行的情况进行对比，看看绝缘接头穿孔情况。,三、地面阴极保护电位测试及分析,4、塔河四区阴极保护系统正常运行维护建议,根据目前阴极保护设计手册等资料及中国管材研究所科研单位的调研，目前还没有这方面的专题研究。初步分析是阴极保护系统未保护一侧发生内腐蚀穿孔是由于保护一端与未保护一端形成电场，未保护一侧电位高，吸收邻近管线的电子加速腐蚀。在绝缘法兰两端，分别安装长约500毫米的绝缘短节，以消除阴保电流对未保护端的干扰。在绝缘法
15、兰两侧的管道内壁上，涂5001000毫米的防腐涂层，以消除阴保电流对未保护端的干扰。,1、土壤腐蚀性测试,对4-3#计转站至4-1#计转站管线穿孔和4-1#计转站至联合站，共计2处管线埋地土壤进行检测。检测项目：土壤电阻率土壤含水率土壤埋地试片腐蚀性土壤理化性能测试（离子含量）,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,（1）土壤剖面进行分层描述,土壤剖面描述（4-1至一号联拱桥处）,1、土壤腐蚀性测试,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,（1）土壤剖面进行分层描述,土壤剖面描述（4-3计转站至4-1计转站外输油管线）,1、土壤腐蚀性测试,结论：以土壤电阻率
16、作为土壤腐蚀性单项评价指标进行评判可知：两处土样电阻率大50 m，腐蚀性为弱。,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,一般地区依据土壤电阻率土壤腐蚀性分级标准,（2）土壤电阻率测试,1、土壤腐蚀性测试,结论：4-1计转站外输油至一号联拱桥处土壤的腐蚀性为强；4-3计转站外输油管线土壤的腐蚀性为较强。,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,一般地区依据含水量土壤土壤腐蚀性分级标准,（3）土壤含水量测试,1、土壤腐蚀性测试,结论：4-1计转站外输油至一号联拱桥处土壤的腐蚀性为强；4-3计转站外输油管线土壤的腐蚀性为强，该处由于发生管线渗漏含盐量高可能是由于管线穿孔渗漏介质造成的。,四、土壤腐蚀性评
17、价及埋地管线安全评估,一般地区依据含盐量土壤土壤腐蚀性分级标准,（4）土壤含盐量测试,1、土壤腐蚀性测试,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,综合分析：塔河四区土壤为弱腐蚀性土壤，含水较低，碱性，土壤电阻率高，不含硫酸盐还原菌。从外防腐角度考虑，塔河四区集输金属管线外部采用涂层保护单独保护，可不用外加电流阴极保护。,1、土壤腐蚀性测试,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,（5）土壤水质离子含量分析,1、土壤腐蚀性测试,（1）Cl-的影响 氯离子对土壤腐蚀有促进作用，在土壤含有的众多阴离子中，Cl-对钢的钝化膜破坏最大，它加速腐蚀的阳极过程，是一种腐蚀性最强的阴离子。一般说来，Cl-含量愈高
18、，土壤的腐蚀性愈强。根据表数据可知，4-1计转站外输油至一号联管线拱桥开挖处、4-3计转站外输油管线开挖处土样的Cl-含量较低，腐蚀性较弱。,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,（5）土壤水质离子含量分析,（2）SO42-的影响 SO42-不仅对钢的腐蚀有促进作用，而且对某些混凝土也产生腐蚀，同时SO42-还促使土壤中发生细菌腐蚀:土壤中一旦有硫酸盐还原菌存在，它将产生生物催化作用，使SO42-氧化被吸附的氢，从而促使析氢腐蚀顺利进行。根据表数据可知，土壤的SO42-含量较低，土壤的腐蚀性较弱。（3）HCO3-与CO32-的影响 在土壤中HCO3-与CO32-常常共存，CO32-与HCO3-
19、对碳钢的腐蚀作用也是不同的，前者对腐蚀起阻碍作用，而后者则没有这种作用。根据表数据可知，HCO3-对土壤的腐蚀性影响较小。（4）PH值的影响随着pH值的降低，土壤的腐蚀速率增加，这是因为在强酸的条件下，氢的阴极去极化过程得以顺利进行，强化了整个腐蚀过程。根据表数据可知，塔河四区为碱性土壤，酸度对土壤的腐蚀性影响不大。,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,2、管线壁厚检测,（1）依据油田管道及储罐内腐蚀性评价指标(SY/T 0087.1-2006)，腐蚀速率分为低、中、高、严重四个级别。油田管道及储罐内介质腐蚀性评价指标(SY/T 0087.1-2006),腐蚀速率的计算公式：V=（原壁厚 现
20、壁厚）/运行时间腐蚀速率单位：毫米/年（mm/a）壁 厚 单 位：毫米（mm）运 行 时 间：年（a）,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,2、管线壁厚检测,（2）SY/T 6151-95钢质管道管体腐蚀损伤评价方法 管壁或储罐壁腐蚀程度评价,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,2、管线壁厚检测,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,3、埋地管线腐蚀产物调查,目测法签定：可根据表5-20进行初步的判别。现场腐蚀产物的成分判别（目检法）,根据腐蚀产物颜色分析，4-3计转站外输油管线至4-1计转站管线开挖处腐蚀产物颜色为黑、红棕。主要成分可能为FeO、Fe2O3、Fe3O4、FeS、FeCO3
21、。,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,3、埋地管线腐蚀产物调查,化学法签定：取少量腐蚀产物于50mL试管内，加35滴10%的盐酸，若无气泡，表明腐蚀产物为FeO；若有气体，但不使湿润的醋酸铅试纸变色，可判为FeCO3；若产生有臭味气体，并使湿润的醋酸铅试纸变色，则可能为FeS。在室内进行实验，滴加35滴10%的盐酸无气泡或微量气泡，且10min后腐蚀样没有溶解，在10%盐酸溶液中有少量杂质，说明腐蚀产物中没有FeS、FeCO3，腐蚀产物主要是FeO、Fe2O3、Fe3O4构成的混合物。,四、土壤腐蚀性评价及埋地管线安全评估,4、埋地管线检测措施建议,（1）进行缓蚀剂的正常投加（2）对已投入
22、使用的缓蚀剂投加点，做好日常管理工作，以确保实现预期的防腐效果（3）定点、定期进行剩余壁厚检测 不同单位、不同人员测试时，测厚点不在同一个部位，数据没有对比性，塔河四区应该根据现场生产介质腐蚀性强弱，选择一些管线、弯头等易腐蚀部位，定点进行测试跟踪。（4）通过定期的腐蚀检测，可及时发现局部异常腐蚀情况，从而查找并消除可能存在的安全隐患。（5）对易腐蚀或易存在不均匀缺陷的功能部件，要加大检测的范围及增加检测的数量。,1、管线内腐蚀、冲刷腐蚀机理 中国管材所专家进行技术交流，提供技术支持。研究油气运输管道含CO2（四区CO2含量2.42.6mol%）、高矿化度地层水、冲刷腐蚀等腐蚀因素。,气泡磨蚀
23、油水界面蚀线均匀腐蚀含砂磨蚀,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,2、塔河四区埋地管线检测运行参数表（）,3、近年腐蚀监测腐蚀速度,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,4、塔河四区地层水产出分析,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,塔河四区外输管线含水较高，综合含水达50%以上，水是腐蚀的载体，存在CO2、H2S酸性介质引起的腐蚀。塔河四区产出介质pH值较低，处于5.76.2范围内，按铁的腐蚀电位与pH关系上分析，当溶液pH值小于9时，从动力学上分析钢铁存在自发腐蚀的趋势。塔河四区产出介质高含Ca2+离子，Ca2+离子最小浓度达9000mg/L，溶液中形成CaSO4
24、、CaCO3等垢后引起垢下腐蚀，这类腐蚀具有缓蚀剂无法保护，造成管线穿孔。,4、塔河四区地层水产出分析,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,塔河四区产出介质高含Cl-离子，Cl-离子最小浓度达11000mg/L，溶液中Cl-离子容易形成局部腐蚀后，特别是结垢后或管线材质加工时形成晶界缺陷时，Cl-离子在垢下或管线缺陷处加速腐蚀，引起管线腐蚀穿孔。塔河四区产出介质矿化度高，矿化度介于1722104mg/L，水中盐的浓度增大时存在电化学腐蚀，引起管线腐蚀穿孔。塔河四区管线目前运行量远远低于设计量，运行量只有设计量的三分之一到十分之一，在管线低洼处较低的输送压力造成管线局部段下部沉积游离水，甚至形成死
25、水区，引起管线的腐蚀。,4、塔河四区地层水产出分析,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,5、塔河四区管线防腐措施建议,（1）塔河四区的腐蚀主要是内腐蚀引起的，要从管线内腐蚀防腐措施做起。（2）塔河四区管线设计是碳钢缓蚀剂的内防腐工艺，由于刚投产时管线穿孔较少，运行510年后管线开始发生多起腐蚀穿孔，因此，要重视外输管线的缓蚀剂投加，根据现场筛选坚持投加缓蚀剂，防腐效果的取得是综合的、长期的，不是一朝一夕就能风效的。（3）对部分长输管线可采用非金属管，如4-1计转站外输油到联合站的管线可采用玻璃钢管线。,五、埋地管线及弯头内腐蚀因素调研,5、塔河四区管线防腐措施建议,（4）部分管线可进行内涂层。内
26、涂层是一种较好的内防腐措施，采用内涂层后将介质与管线完全隔离而阻止了腐蚀，从根本上做到了防腐，主要存在问题是内涂层的施工必须严格达标，内涂层能否达到较好的效果与施工质量及涂料的质量有较大的关系。（5）对塔河四区的弯头腐蚀防腐措施可采用的措施有在弯头内部进行涂层和增大弯头半径的方法来减缓腐蚀。天普公司目前与美国一专业公司进行了弯头内喷涂的特殊处理技术，已在雅克拉采气厂进行现场应用。,六、结论及综合治理建议,1、结论,（1）根据PCM检测结果塔河四区管道外防腐层绝缘性能总体上是优良的。分析其主要原因：一是由于施工质量相对较好；二是管线埋深较深，多在1.61.9m范围内，外部机械损伤较小；三是相对来
27、讲该区块属沙漠地，土壤吸水性较好，无管线浸泡现象。（2）在部分管线上出现了电流突降的情况，结合以往的经验及现场实际情况进行选择性开挖，其中4-3计转站4-1计转站外输油管线已出现渗漏，及时进行了修复，做到了即时发现隐患进行修复，避免了穿孔后被动停产修复带来的后果。（3）根据目前阴极保护系统绝缘接头（或法兰）未保护一侧多次发生腐蚀穿孔事故的情况，对四区阴极保护系统全部停运6个月，与二区、三区正常运行的情况进行对比，看看绝缘接头穿孔情况。（4）塔河采油厂绝缘法兰未保护侧腐蚀穿孔是由于在金属管线上实施阴极保护后形成电场，加速未保护一侧的腐蚀。,六、结论及综合治理建议,1、结论,（5）塔河四区阴极保护
28、目前运行不正常，主要问题一是过保护如4-3计转站外输油管线、4-2计转站外输油管线；二是部分保护设备运行不正常，如4-2计转站恒电位仪未启用，4-3计转站未绝缘管线与4-2电相连而对4-2进行阴极保护。（6）塔河四区埋地管线腐蚀穿孔主要是内腐蚀造成的，存在以下几方面的因素：塔河四区外输管线含水较高，综合含水达50%以上，水是腐蚀的载体，存在CO2、H2S酸性介质引起的腐蚀。塔河四区产出介质pH值较低，处于5.76.2范围内，按铁的腐蚀电位与pH关系图分析，当溶液pH值小于9时，从动力学上分析钢铁存在自发腐蚀的趋势。,六、结论及综合治理建议,1、结论,塔河四区产出介质高含Ca2+离子，Ca2+离
29、子最小浓度达9000mg/L，溶液中形成CaSO4、CaCO3等垢后引起垢下腐蚀，这类腐蚀缓蚀剂无法保护，造成管线穿孔。塔河四区产出介质高含Cl-离子，Cl-离子最小浓度达11000mg/L，溶液中Cl-离子容易形成局部腐蚀后，特别是结垢后或管线材质加工时形成晶界缺陷时，Cl-离子在垢下或管线缺陷处加速腐蚀，引起管线腐蚀穿孔。塔河四区产出介质矿化度高，矿化度介于1722104mg/L，水中盐的浓度增大时存在电化学腐蚀，引起管线腐蚀穿孔。塔河四区管线目前运行量远远低于设计量，运行量只有设计量的三分之一到十分之一，在管线低洼处较低的输送压力造成管线局部段下部沉积游离水，甚至形成死水区，引起管线的腐
30、蚀。,六、结论及综合治理建议,2、综合治理建议,（1）塔河四区PCM检测结果表明，塔河四区的黄甲克泡沫外防腐层性能优良，4-3计转站外输油管线的腐蚀渗漏是内腐蚀引起的，因此，要从管线内腐蚀防腐措施做起。（2）塔河四区管线设计是碳钢缓蚀剂的内防腐工艺，由于刚投产时管线穿孔较少，运行510年后管线开始发生多起腐蚀穿孔，因此，要重视外输管线的缓蚀剂投加，根据现场筛选坚持投加缓蚀剂，防腐效果的取得是综合的、长期的，不是短期就能见效的。（3）进行缓蚀剂的正常投加。对已投入使用的缓蚀剂投加点，做好日常管理工作，以确保实现预期的防腐效果。,六、结论及综合治理建议,2、综合治理建议,（4）部分管线可进行内涂层
31、。内涂层是一种较好的内防腐措施，采用内涂层后将介质与管线完全隔离而阻止了腐蚀，从根本上做到了防腐。（5）对塔河四区的弯头腐蚀防腐措施可采用的措施有在弯头内部进行涂层和增大弯头半径的方法来减缓腐蚀。（6）对部分长输管线可采用非金属管，如4-1计转站外输油到联合站的管线可采用玻璃钢管线。,六、结论及综合治理建议,2、综合治理建议,（7）针对塔河地区绝缘法兰未保护一侧经常出现腐蚀穿孔的情况，建议采取以下措施：在绝缘法兰（阴保首端）未保护一侧的管道上，加设锌接地电池。在绝缘法兰两端，分别安装长约500毫米的绝缘短节。在绝缘法兰两侧的管道内壁上，涂5001000毫米的防腐涂层。（8）塔河四区埋地管线土壤
32、检测结果表明塔河地区土壤干燥，地表以沙漠及不量灌木丛为主，外部腐蚀较弱的情况，建议：停用部分未正常运行的阴极保护装置；对正常启用的阴极装置进行专业化维护。以便与正常启用的阴保护系统计转站对比，看是否有必要在沙漠地区应用外加电流阴极保护。,1、金属管道的外防腐措施,七、油气管道防腐措施建议,外壁的主要防腐蚀措施：防腐层和阴极保护。防腐层在金属腐蚀控制方面主要起的是隔离作用。缺陷处暴露的金属与防腐层敷盖的部分形成小阳极和大阴极的局部腐蚀电池，又将加速暴露金属的腐蚀速度。因此单独使用防腐层保护，效果是不理想的。另一方面单独使用阴极保护，由于耗电太大也不经济。因此采用防腐层与阴极保护的联合保护，将在防
33、腐层缺陷等处的暴露金属表面上进行集中处理的阴极保护，是最佳的、经济的保护形式。“联合保护”是“以防腐层为主，阴极保护为辅”的保护方式。,防止过保护（4-2#站、4-3#站）保护电位如果过负，达到-1500mV时有析氢的可能，对保护不利，所以必须将电位控制在比析氢电位稍正的电位值-1200mV，此电位称为最大保护电位，超过最大保护电位时称为“过保护”。保护度 通过对电位检测的测试，达到保护要求的点在所有测试点中占的比率。一般要求达到95%以上。,2、阴极保护注意事项,七、油气管道防腐措施建议,做好绝缘接头两边的电位平衡 工程上一般要求在无阴极保护管段与有阴极保管连接处加一段0.5米以上绝缘短节。
34、或在未保护管段一端加设牺牲阳极保护装置，使法兰左侧的电位降到与右侧的电位接近，从而降低电势差，抑制阳极电流的产生。,2、阴极保护注意事项,阴极保护管段与无阴极保护管段间的绝缘短管（4-2#站、4-1#站）,阴极保护措施对未保护管段的影响,3、油气管道内防腐措施,七、油气管道防腐措施建议,使用缓蚀剂管道内涂层使用非金属材质（4-1#站至一号联）,（1）国家相关法规的要求（2）油气田开发后期的需要 目前我国不少油气田已开发几十年，有的已走入了开发的后期，原油含水升高，气井出水，管道设备老化，管道、储罐等设备的腐蚀日趋严重。（3）管道、储罐等容器管理、维护的需要 腐蚀与防护的问题一直是系到管道及储罐可靠性及使用寿命的关键因素。我国长输管道及储罐投产后造成的腐蚀穿孔事故已屡见不鲜。,4、油气田开展腐蚀监、检测的依据,七、油气管道防腐措施建议,汇报完毕,谢谢大家！,
