Q1: Quels sont les principaux types et causes de la corrosion du pipeline?
La corrosion électrochimique (comme l'effet galvanique dans le sol) et la corrosion chimique (comme la corrosion acide H₂s) sont deux catégories majeures . La corrosion locale comprend les piqûres (déclenchées par les ions chlorure), la corrosion des crevas Les piles de pétrole brut contenant de l'eau . Le débit excessif entraînera une corrosion d'érosion, tandis que le courant parasite (comme près des métros) accélérera la corrosion électrolytique . Chaque type de corrosion nécessite des mesures de sélection et de protection ciblées .
Q2: Quels sont les principes et les exigences d'installation du système de protection cathodique?
La protection cathodique inhibe la corrosion en faisant du pipeline une cathode à travers des anodes sacrificielles (telles que les alliages de magnésium) ou des courants impressionnés (redresseurs + anodes inertes) . La conception doit répondre à la norme de potentiel de polarisation-850 MV ({2}} est généralement 200-300 mètres; Les courants impressionnés conviennent aux pipelines longue distance, mais une maintenance régulière est requise . pendant l'installation, évitez le contact avec des métaux différents (tels que les électrodes de mise à la terre en cuivre) et définissez les brides isolantes pour empêcher la perte de courant de protection .
Q3: Comment surveiller le taux de corrosion des pipelines?
La méthode de la plaque suspendue (élimination et pesée périodique) et la sonde de résistance à la polarisation linéaire (LPR) peuvent mesurer le taux de corrosion uniforme . L'épaisseur ultrasonique (UT) est utilisée pour détecter l'épaisseur de la paroi restante à des points fixes et régulièrement . Le nettoyage des tuyaux intelligents peut être combiné avec l'électromagnétique Les défauts . doivent être combinés avec des modèles de prédiction de corrosion (tels que Norsok M -506) pour analyser les tendances . Systèmes de surveillance en ligne (tels que la technologie FSM Field Finger-Imprimée) doit être installé dans des zones à haut risque .
Q4: À quoi devrait-il faire attention lors de la sélection des matériaux pour les environnements aigres (H₂s)?
Il est nécessaire de respecter la nace MR0175 standard et de sélectionner des matériaux qui résistent à la fissuration de la contrainte de sulfure (SSC), comme L 80-1 Chrome-Molybdenum Steel . La dureté doit être contrôlée en dessous de HRC22 (ajustée par traitement thermique) . Éviter l'utilisation de l'acier élevé (comme X100) dans Wet H₂s Environnements . La paroi interne peut être doublée (comme la fibre de verre) ou des inhibiteurs de corrosion peuvent être ajoutés . Le processus de soudage doit contrôler la teneur en hydrogène (faible électrode hydrogène + post-chauffage) .
Q5: Quelles sont les causes communes des méthodes de défaillance et de réparation du revêtement?
Les causes de défaillance comprennent les dommages mécaniques (rayures de construction), le décapage de la cathode (courant de protection insuffisant), le vieillissement (dégradation ultraviolette) ou les problèmes de compatibilité (tels que FBE et les supports à haute température) . Les réparations doivent d'abord être utilisées par SA2 .} 5, et l'échec liquide est utilisé pour les réparations locales . La rénovation (comme le polyuréthane) . Les manchons de rétrécissement thermique ou les rubans d'emballage à froid sont nécessaires pour renforcer le correctif . après réparation, la résistance à la pression et les tests d'adhésion doivent être repensés.
