高强度油气长输管道腐蚀与防护研究进展

油气管道腐蚀是威胁管道安全的重要因素。随着我国对能源需求的增加,应用大管径、高压力、高强度管道是未来的发展趋势,X100/X120管道研究日益增多。根据腐蚀环境的不同,可以将高强度油气管道的腐蚀分为海水腐蚀、土壤腐蚀和大气腐蚀。其中,陆地管道大多采用埋地敷设,土壤腐蚀成为影响我国管道运行安全的主要因素,土壤中微生物中厌氧型硫酸盐还原菌(SRB)的存在加速了管道腐蚀,CO2分压通过影响CO2溶液中化合物的溶解度和p H值成为影响CO2腐蚀的主要因素。管道运行过程中油气流速和管道压力也会对腐蚀产生影响:油气流速越大,管道腐蚀速率越快;压力对原油管道腐蚀速率的影响较小,对天然气管道腐蚀速率的影响较大。相比管道本身,焊缝区更容易被腐蚀。对管道进行内外防腐处理是减缓管道腐蚀速率最有效的方法 ,常见的管道内防腐技术主要包括选择耐腐蚀性强的管道材料、在油气资源中加入缓蚀剂、在管道内表面增设内涂层以及衬里技术;外防腐技术主要指外涂层技术和阴极保护技术。没有任何一种技术可以适用于所有情况下的管道防腐,需要根据管道所处环境及项目特点选择最合适的技术,未来的研究方向是将各种防腐技术结合起来,研发低成本、高效率、无污染的防腐技术。     

浅析抑制供水管道系统腐蚀的措施

本文从供水管道及其构造物腐蚀产生的原因、需要调查、测定的管道腐蚀性质和有关技术参数情况等基础资料进行分析介绍,提出了防止腐蚀的方法和措施.     

小口径管道内壁覆盖层技术在单井集输管道腐蚀治理中的应用

大涝坝凝析气田单井集输管线为低碳钢材质,由于其服役环境介质的强腐蚀特性,造成愈演愈烈的腐蚀问题。经分析,在CO2-Cl--H2O环境下,H2S、CO2、O2是腐蚀剂,H2O是载体,Cl-是催化剂,集输管线表现为蚀坑、台面侵蚀和选择性侵蚀三种基本形式。管道内壁覆盖层技术着眼于材料-环境界面,靠"堵"的方法,隔离材料和环境而起到保护材料的作用,防止内壁发生腐蚀,其关键是选择防腐涂料和涂层内补口。经对比分析,选择无溶剂99.5%固体含量双组分环氧树脂管道防腐涂料,确定采用管道内喷涂机(带内窥镜)+UB保护套作为内涂层补口工艺。每个口涂料总用量为44.45g,每道口用时为0.311min,补口机行走速度为0.8m/min。管道内壁覆盖层技术从根本上解决了小口径内涂层补口和焊接区域涂层防腐性能薄弱问题,为解决小口径集输管道内腐蚀防护提供了技术支撑。     

给水管道的腐蚀原因与处理方法

本文简单介绍金属给水管道的腐蚀原因、腐蚀后的危害,以及管道锈垢处理方法。     

低温环境下的流动加速腐蚀

流动加速腐蚀通常情况下发生在90~230℃之间,但在更低的温度下也会出现流动加速腐蚀,虽然不普遍,但是低温情况下的管道壁面材料损耗现象也可能会导致发电机组停机,从而需要花费大量的维护费用。首先介绍核电站常规岛发生低温流动加速腐蚀的损坏情况,证实在50℃的凝结水中会出现流动加速腐蚀导致的破坏。进而,对于如何预防以及监测低温流动加速腐蚀对管道的破坏提出建议。     

储运类压力管线的RBI应用和H2S应力腐蚀试验研究

本文简介了风险评估技术的原理和方法，以及该技术在石化储运类管线中的应用，采用半定量风险评估方法进行风险分析。根据风险分析的结果，此次所评估的储运类管线的主要失效模式为外部腐蚀，其内部腐蚀减薄和应力腐蚀的敏感性较低。通过应力腐蚀试验，试验结果也验证了这些管道的抗应力腐蚀性能良好。     

输油管道腐蚀因素分析与评价

针对输油管道普遍存在的腐蚀问题,选择某油厂作为研究对象,测试其地层水中各种离子含量和总矿化度,以及其它腐蚀因素。通过静态挂片实验,用失重法测试温度、含水率、矿化度、氯离子浓度、pH值、溶解氧以及硫酸盐还原菌对腐蚀速率的影响关系。结果表明,高矿化度、高氯离子含量、酸性环境是管道腐蚀的最直接因素;含水率越高腐蚀越严重;硫酸盐还原菌的存在会对管道产生严重的腐蚀。动态高压实验表明,真实的输油管道腐蚀速率要比静态测试的结果高得多,大约是它的3-5倍。油田现场的腐蚀是在各种腐蚀因素的综合作用下产生的,各种因素相互影响,相互促进,要比单一因素的破坏严重得多。     

基于PCA-GRNN模型的集输管道腐蚀速率预测

针对原油集输管道的腐蚀速率问题,首先对引起集输管道腐蚀速率的相关因素进行分析,建立PCA-GRNN模型,根据现场获取的相关数据,使用PCA(主成分分析)算法对集输管道腐蚀速率影响因素进行降维处理,使用交叉验证的方法对GRNN(广义回归神经网络)算法的光滑因子进行寻优,将25组集输管道腐蚀速率及影响因素数据作为学习样本,对5组集输管道腐蚀速率数据进行预测,并将预测结果和PCA-BP神经网络模型、PCA-WNN神经网络模型进行对比,以此验证PCA-GRNN模型的可行性。根据PCA处理结果可以看出,原油温度、流速、硫化氢含量、二氧化碳含量、盐含量、含水率以及pH对集输管道腐蚀速率的影响较大,压力对其影响较小;PCAGRNN模型的预测平均绝对误差仅为1.28%,小于其他模型的预测结果,证明PCA-GRNN模型适用于原油集输管道腐蚀速率预测。     

超临界机组流动加速腐蚀边界层流动模拟与分析

流动加速腐蚀(FAC)是电厂高压漏水、管道断裂等主要事故的原因,采用Fluent软件模拟管道的流动加速腐蚀规律,将微观与宏观研究联系起来,分析了温度、流速、管型与边界层流动及流动加速腐蚀之间的规律。结果表明:与其他温度相比,150℃时管道边界层处的Fe2+质量浓度增大,边界层的厚度更薄,边界层的腐蚀较严重,对流动加速腐蚀的影响也较大,为最易腐蚀温度;腐蚀速率随流速的增大而增大;T型三通管相比直管易发生腐蚀,且在流向改变处腐蚀最严重。     

电厂取排水管道腐蚀预测

利用数值模拟软件模拟电厂差位式取排水管道温度变化,结合已知截面的腐蚀率,找到腐蚀率和温度的关系;通过建立灰预测模型,得到管道和腐蚀率的函数方程,从而可以根据管道具体位置找到相应腐蚀情况。     

城市埋地钢质燃气管道腐蚀成因分析及防护措施

针对城市埋地钢质燃气管道的腐蚀,分析了化学、电化学、细菌、杂散电流等因素对管道腐蚀的影响。燃气管道腐蚀后具有安全隐患,严重影响供气安全性。为避免燃气管道腐蚀带来的严重后果,提出防治燃气管道腐蚀的措施,以延缓管道腐蚀,保证燃气供应的安全、平稳。     

浅论垢下碱性腐蚀

本文从金属保护膜的破坏和金属本身的腐蚀两个过程,较详细地论述了垢下碱性腐蚀的机理;描述了垢下碱性腐蚀的特征及其腐蚀产物的试验结果;分析了垢下碱性腐蚀的形成因素;阐述了防止的方法及发生该腐蚀后应采取的措施。     

加强管理 严防设备腐蚀

近年来，由于同际油价高涨．国内各炼油企业为了降低成本，增强市场竞争能力，纷纷进口价格较低的高硫、高酸的劣质原油。但是，这样一来，对设备、管道的腐蚀就大大加剧，这就需要大力加强设备管理，防止腐蚀事故的发生。     

油色谱在线监测装置油管腐蚀穿孔原因分析及技术改造

某公司换流变油色谱在线监测装置油管路外防护金属波纹管锈蚀较为严重出现穿孔导致变压器油发生渗漏。经过对油色谱在线监测装置油管锈蚀穿孔原因进行分析得出结论：造成此次不锈钢管道腐蚀穿孔的原因为油管外防护包塑金属波纹管所使用PVC材料,经长时间暴晒、光照及现场绝缘油渗透溶解后分解产生HCI经防护管道内积水及凝结水携带富集于不锈钢管道表面,破坏不锈钢保护膜,进一步腐蚀造成不锈钢管道氯离子点蚀穿孔。最后文中针对换流变油色谱在线监测装置管道腐蚀穿孔机理结果提出了相应的技术改造避免再次腐蚀穿孔出现油泄露事件。     

金属管道的腐蚀与防护

金属的腐蚀技术上讲是不可能绝对防止，也无法抗拒，但需要人们采取各种措施对腐蚀加以控制，延缓腐蚀速度，尽可能减小腐蚀危害，对金属管道的腐蚀控制越来越受到人们重视，在理论研究与实践中，人们掌握了越来越多的有关腐蚀的形成原因及控制方法。     

汽轮机转子钢热脆性的非破坏性检测法的开发

分析了长期运行的汽轮机转子钢热脆化产生的机理,指出转子钢热脆化的非破坏性检测法的应用价值及其存在的问题,并详细阐述了电化学分析法和化学腐蚀法这两种非破坏性检测法的开发过程,最后提出了提高化学腐蚀法检测精度的见解。     

雅克拉凝析气田单井集输管道腐蚀因素分析及治理对策

雅克拉凝析气田于2005年投入开发,生产层系为白垩系。该气田井流物复杂,呈高CO2(含量为2.34%～3.1%),高Cl-(含量约为7×104mg/L),低H2S(含量为13.33～43.59mg/m3),低pH值等特点,凝析油含水率为0.76%～12.37%,地层水矿化度约为14×104mg/L。在气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质中,H2S、CO2、Cl-和水是主要的腐蚀物质,在温度为40～60℃、压力为8.5MPa工况条件下,单井集输管道(尤其是出井口150m范围内)出现多次腐蚀暴管、穿孔事件,且不同区域内的管道均有结垢发生。腐蚀因素主要包括介质组分和含量、介质流速和流态、管道材质等。通过对单井集输管道各种腐蚀影响因素进行分析,并对常用防护措施进行比选,综合应用缓蚀剂加注技术、阴极保护技术,以及管道材质优选、材料表面改性和弯头改型技术等防护措施,有效解决了单井集输管线腐蚀穿孔、刺漏问题,为治理高含CO2、Cl-及高流速的"甜性"腐蚀环境下的集输管道腐蚀提供借鉴。     

生物质灰在低温受热面上的沉积点腐蚀机理分析

针对纯烧生物质锅炉,位于高温烟气区的低温介质管道短时间内发生腐蚀泄露问题,通过腐蚀产物和20G管壁的SEM和XRD检测,确认其原因是氯化物造成的点腐蚀。氯元素造成的点腐蚀随着金属温度的升高而加快,介质温度低于400℃的钢管由于点腐蚀也可以在短时间内泄露。抑制受热面上的灰的沉积,将有效改善氯化物造成的点腐蚀。     

压水堆核电站常规岛设备和管道的水蚀和腐蚀问题

1 概况常规岛设备和管道的水蚀和腐蚀问题一直很受重视,因为它与核电站的长期安全可靠运行有关。世界各国均有报道,在高压汽轮机、低压汽轮机未级动叶、高压缸通往给水加热器和汽水分离再热器(MSR)的湿蒸汽管道内,MSR内部构件中,MSR系统中的控制阀和控制阀后管道、低压加热器和高压加热器的汽侧和水侧及疏水管道、给水泵和阀门等处发生的水蚀和腐蚀现象,而这种现象总是与液相或汽液二相共存条件下的选材问题密切相连。例如:早期的压水堆机组高压缸排汽管道用碳钢管、在蒸汽湿度较高,蒸汽速度较     

贴壁风缓解和解决锅炉炉内高温腐蚀

应用低氮旋流燃烧器的超(超超)临界锅炉普遍出现了水冷壁高温腐蚀现象,成为电站锅炉运行的重大安全隐患。试验研究与分析认为,煤粉刷墙、两侧墙附近呈强还原性气氛,即存在高浓度CO、H2S是导致高温腐蚀发生的主要原因。数值模拟计算、实验室冷态试验、实炉冷态试验和热态试验证明,贴壁风是缓解和解决大型电站锅炉炉内高温腐蚀方法。