回用污水中的溶解氧腐蚀研究

对某炼化企业膜生化曝气处理后污水回用管线的腐蚀穿孔原因进行了分析,通过腐蚀产物分析、表面形貌观察及水样分析表明管线内壁发生了氧腐蚀。另外针对其回用的水质情况,采用浸泡实验以及电化学实验方法研究了回用污水中的溶解氧对20号碳钢腐蚀性能的影响,结果表明溶解氧质量浓度对20号碳钢的腐蚀速率影响较大,是造成回用管线泄漏的一个不可忽视的因素,当溶解氧质量浓度从接近饱和到小于1 mg/L变化时,腐蚀速率由0.2mm/a降低到0.02 mm/a,并且腐蚀速率随着流速的增加而增加,通过极化曲线可以看出降低溶解氧含量抑制了阴极反应,从而使总的腐蚀速率下降。     

海底管道腐蚀速率预测及计算分析

为了监测海底管道腐蚀状态，预测管线腐蚀速率，评估管道强度变化情况，通过海底管道腐蚀产物的检测分析，指出海管内部发生气体腐蚀。结合超声导波检测、测厚抽查等方法，通过对腐蚀缺陷进行统计分析，得出海底管道剩余壁厚、腐蚀深度范围等数据，并采用OLGA 7.1软件建立海底管道腐蚀预测模型，计算分析出海底管道的腐蚀速率。结果表明:海管内部结垢后易发生垢下腐蚀，海底管道腐蚀深度为0~6.9 mm，腐蚀速率为0.015~0.022 mm/a，腐蚀速率在管道高程上升段变小、高程下降段变大。研究成果可为海底管道监测与维护提供依据。     

常压塔顶系统低温腐蚀及控制措施

常压塔顶(常顶)系统在上一周期检修中进行了流程调整,调整后的运行中,发现空冷器出口弯头腐蚀穿孔,出现严重的低温露点腐蚀。通过调整出口温度,将露点温度前移至板式空冷器、更换材质和补强处理;严格控制常压含硫污水p H值,增加含硫污水分析频次和分析项目;加强工艺监控和设备测厚等措施,使常顶空冷系统腐蚀最严重的弯头处腐蚀速率由3.48 mm/a下降到0.16 mm/a以下。针对常减压塔顶空冷系统出现的问题进行了分析,并评价控制措施有效性及后续调整常顶系统流向和材质升级,确保腐蚀速率控制在0.1 mm/a以下。     

二蒸馏装置渣油管线失效原因分析

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司炼油三厂二蒸馏装置因减底泵出口渣油管线破裂,致使装置停工抢修。通过对失效管段测试分析,认为事故的直接原因是管线腐蚀减薄,管线内应力超出许用应力,导致管线发生韧性撕裂,同时限流孔板引起的偏流冲刷导致了严重的局部腐蚀;另一原因是加工含硫原油后管道的材质不能满足使用要求,腐蚀速率达到了0.5～2.0mm/a。为了适应加工劣质原油的需要,以加工原油硫质量分数为0.5%,酸值0.7 mgKOH/g为设计依据,对二蒸馏装置操作温度240℃以上管线、设备进行材质升级。通过材质升级前与后腐蚀速率对比看到,材质升级管线的腐蚀速率大幅下降,其中减底渣油腐蚀速率由0.157 4 mm/a下降为0.000 7 mm/a,达到了预期效果。     

普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析,2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a,总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a,其次是加热炉进口处为0.040 mm/a,腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析,结果表明集输系统材质主要受H2S,CO2及单质硫腐蚀,积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式,经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。     

冲蚀作用下CO2分压对集输气管线内腐蚀的影响规律——以大庆油田徐深6集气站集输管线为例

我国部分油气田集输管线中CO₂与水含量较高,同时由于提高输运流速,集输管道CO₂腐蚀日趋严重,掌握流场诱导下CO₂腐蚀速率的变化规律对腐蚀防护与定期检测具有重要意义。为此,以大庆油田徐深6集气站一集输天然气管线为分析对象,首先基于Norsok腐蚀模型预测CO₂分压对其内腐蚀速率的影响,再应用计算流体动力学方法（CFD）对管道内流场进行分析,并结合现场的内腐蚀测厚数据,得出冲蚀作用下CO₂分压对集输天然气管线内腐蚀的影响规律：集输天然气管线内,湍流作用在内流道剧烈变化区域（弯头、T形管处）,湍动能升至最大75 m²/s²,对CO₂局部腐蚀具有明显的促进作用;流体介质的流型与流速会对管道内壁的CO₂均匀腐蚀产生较强促进作用;管道内壁在CO₂分压重腐蚀区间内（0.02~0.20 MPa）,CO₂的腐蚀程度随CO₂分压的增大呈线性加剧,随后其最大腐蚀速率保持在0.75 mm/a,并趋于平缓,而最小腐蚀速率保持在0.62 mm/a,稳中有升。研究结果可作为预测集输管线重点部位运行寿命的参考依据,使得管道腐蚀防护与定期检测更为精确省时。     

稠油采出水回用热采锅炉腐蚀行为和安全评价技术研究

通过采用高温高压模拟试验对注汽系统在回用稠油采出水后的腐蚀行为进行研究表明,炉管在回用污水中主要以均匀腐蚀为主,动态腐蚀速率在0.1385～0.2137mm/a之间。应用压力管道安全评价软件TGRC-ARSP和剩余寿命预测理论,给出了炉管的剩余承载能力,含缺陷管道的临界腐蚀缺陷尺寸和在剩余安全服役时间的预测,并通过现场炉管解剖和实物静水压试验和有限元分析对评价方法进行了验证。     

西南山区油气并行管道腐蚀速率分析

西南山区管道埋设地质条件复杂,多条管道在同一管道廊带并行敷设,每条管线均采用独立的阴极保护系统,线路阴极保护系统之间存在相互干扰的风险。对西南山区并行管道阴极保护系统通断电后目标管线阴保系统产生的影响进行了研究,并对相互干扰的管地电位进行了长达数月的连续监测,选取2个典型并行管段共计5处测试点进行腐蚀速率分析。结果表明,5处位置的土壤自然腐蚀速率为0.080~0.217 mm/a,阴保下的腐蚀速率为0~0.126 mm/a,阴极保护效果良好处腐蚀风险低,土壤自然腐蚀速率是阴极保护下腐蚀速率的几倍、十几倍,在阴极保护良好的条件下并行管道阴极保护间的相互干扰对管道的腐蚀影响效果并不显著。      

炼油装置上的腐蚀在线监测结果分析

中国石化股份公司广州分公司自2002年5月29日开始对炼油装置的空冷器、换热器、管线等进行了全面的腐蚀在线监测。在7月18日至8月15日期间,因设备维修而停止注氨。对上述期间腐蚀监测结果进行分析后指出;广州分公司炼油装置现行的“一脱三注”工艺防腐蚀措施可将一次加工装置“三顶”低温部位的腐蚀速率控制在0.20mm/a以下;当停止注氨时,空冷进口总管、初馏塔顶空冷器进口管和冷凝器进口管处的腐蚀速率可提高数十倍,因此一年中装置停止注氨时间不能超过15天;当焦炭塔油气管线选用Cr5Mo耐热钢时,其腐蚀速率可控制在0.152mm/a左右。     

集输管线腐蚀检测与安全性分析——以鄂尔多斯盆地靖边气田为例

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S、CO₂等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为确保集输管线的安全运行,近年来,利用外腐蚀检测技术、取样分析检测技术和智能漏磁内腐蚀检测技术对集输天然气管线开展了腐蚀检测作业。检测结果表明,该气田集气干线腐蚀速率为0.06～0.103 mm/a,集气支线腐蚀速率为0.08～0.127 mm/a,集输管线阴极保护效果及管道外防腐层质量较好,管道腐蚀较轻,均能通过安全评定,不影响管线的正常运行。同时,运用修正的B31G准则、Shell 92法、GB 50251、Newton-Raphson公式等安全性分析与评价方法对检测管线进行了安全性分析,结果表明,集气干线、支线最小失效压力分别为12.5 MPa、8.53 MPa,均高于管线的工作压力5.0 MPa,集输管线服役状态良好,运行安全。该检测与分析结果,为靖边气田集输管线的安全管理提供了保障。     

X65海底管线在多相流中的冲刷腐蚀

介绍了X65耐腐蚀钢材在油田海管中的应用，研究了海管材料X65在多相流及冲刷腐蚀环境下的腐蚀规律，并提出了腐蚀控制措施及建议。试验表明：当流速达到或越过2m／s时．管线的腐蚀加剧；水含量增加时，腐蚀速率也增长，当水质量分数由30％增加到60％时，腐蚀速率由4．07mm/a增大到了14．70mm／a。     

热媒水系统换热器腐蚀原因分析

某炼油厂热媒水系统先后有12台换热器从2012年11月开始发生腐蚀泄漏.从腐蚀形貌来看,换热器泄漏的原因是热媒水侧腐蚀,主要腐蚀形态是点蚀.从热媒水的水质情况来看,该系统因与外界大气连通,水中含有1.03 mg/L的溶解氧,这是造成腐蚀的主要原因.从实验室腐蚀挂片试验结果来看,在有氧存在的热媒水环境中,碳钢的平均腐蚀速率为0.298 mm/a,09Cr2AlMo钢的平均腐蚀速率为0.244 mm/a,奥氏体不锈钢材质腐蚀轻微.腐蚀产物中含有大量铁的氧化物,说明腐蚀以铁的氧腐蚀为主.工艺侧介质中含有1％以上的硫化物,也存在一定的腐蚀问题.分别从控制氧进入、材质升级、工艺防腐、腐蚀监控等方面提出了防护措施.     

国内成品油储罐和长输管线腐蚀现状与防护

介绍了国内钢质成品油储罐和长输管线腐蚀情况,通过分析得知钢质成品油储罐外腐蚀的主要原因是大气环境腐蚀;而储存油品中所含的无机盐、酸、硫化物、水和氧等腐蚀介质则是引起储罐内腐蚀的主要原因。管线外腐蚀主要有:(1)土壤中水和空气引起的钢表面氧腐蚀;(2)管道铺设过程中的大气腐蚀;(3)土壤中电解质引起的电化学腐蚀;(4)微生物腐蚀,包括氧化菌和厌氧菌(硫酸还原菌等)繁衍腐蚀;(5)杂散电流腐蚀。管线内腐蚀的主要原因是由于H2O,O2,CaCO3,SiO2和铁锈等杂质的存在,使极弱的成品油化学腐蚀转变为电化学性质的腐蚀所致。根据实际工程情况,制定了合适的防腐蚀方案。     

东辛油田污水缓蚀剂研究与评价

通过对东辛油田腐蚀因素的调研分析,找出了注水设备及管线腐蚀的主要原因系污水矿化度高、地层水温度高以及溶解氧、酸性气体、细菌、流速等综合作用的结果。针对东辛油田污水的腐蚀特征,室内合成了咪唑啉衍生物类缓蚀剂。室内试验证明,合成的缓蚀剂在注入量为10-20 mg/L的情况下,能将腐蚀速率控制在部颁标准0.076mm/sa以下。     

中原油田污水净化解氧控制方法研究

通过对金属管道氧腐蚀的机理分析,知金属腐蚀速率随溶解氧含量增加而加快。在调查中原油田文二污水处理站的水源中溶解氧和工艺进氧实际情况的基础上,分别对清水含氧及排污池水,冷凝废水和锅炉废水中含氧以及工艺进氧等引起的腐蚀制定了控制溶解氧的策略和方法。实施这些策略和方法后,文二污水站内管网设备腐蚀降低,外供水质合氧为零,使注水水质完全达标。     

制氢装置腐蚀泄漏情况分析

近年来某公司制氢装置不同部位相继发生腐蚀泄漏,给装置带来巨大的安全隐患。装置采用烃类蒸气转化法制取氢气,伴随反应生成气冷却到135℃,过剩水蒸气凝结成水并与CO2形成碳酸,使系统奥氏体不锈钢0Cr18Ni10Ti管道焊缝敏化区域内局部晶界贫铬区发生严重腐蚀,即晶间腐蚀,奥氏体不锈钢焊接产生的应力会促进腐蚀的进行。不锈钢具有良好的耐腐蚀性能,但Cl-会局部破坏不锈钢表面具有保护作用的钝化膜,发生点蚀,不锈钢发生点蚀与Cl-的浓度、Cl-与SO2-4比值及温度有关,点蚀产生的蚀坑将形成裂纹源,裂纹中富集的Cl-和H+在温差应力的作用下将加速裂纹扩展。制氢变压吸附系统原料中无明水,但吸附塔进口管线排凝管道为一死腔,在吸附塔压力周期性变化过程中,死腔内存留的解吸气将有微量的明水析出,与CO2构成酸性腐蚀环境,引起排凝管上的孔蚀泄漏。     

催化裂化装置低温热水换热器泄漏原因分析

大连石化分公司1.4 Mt/a重油催化裂化装置共有低温热水换热器14台,在运行中经常出现管束的腐蚀泄漏问题,严重影响了装置低温热水系统的稳定运行。从低温热水系统的氧腐蚀产生机理、孔蚀和酸腐蚀形成的环境、低温热水系统工艺流程设置、系统流速对垢下腐蚀形成的条件等方面分析了低温热水换热器管束泄漏的原因。分析得出:低温热水对管束外壁形成的酸腐蚀、氧腐蚀和孔蚀等是导致管束泄漏的主要原因;由于工艺流程设计本身的缺陷导致流速过低形成垢下腐蚀也是管束泄漏的原因之一。针对上述原因提出了相应的解决措施。     

S Zorb装置进料换热器压力降增大原因分析及对策

陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂S Zorb装置自首次开工以来,吸附进料换热器压力降增长过快,严重影响装置长周期稳定运行.停工抢修中发现其积炭严重是造成压力降过快增大的原因.对积炭物分析,硫质量分数10.8％,碳质量分数74.6％,推测引起积炭的原因是原料中氧含量增高造成的.对管输过程各转储点原料的溶解氧数据进行了分析对比,原料溶解氧含量远高于合格原料油所要求的指标,而造成溶解氧增大的主要原因是原料管输过程中上游装置催化汽油原料罐未设置氮封,致使原料与空气接触.通过调整原料管输路线,全封闭直供原料,隔绝了氧溶解至原料油中的途径,减少结焦前驱物的形成,保证了装置的平稳长周期运行.     

新型注水管内衬材料的应用

在油田采油的中后期,常采用注水技术,通常注水开发前期,油田常采用普通碳钢/不锈钢复合管作为注水管线,并采用污水净化回注和掺淡水混注等技术减少环境污染,但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度,并不能从根本上改变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐还原菌不达标等现象,导致注水管线和设备出现腐蚀和结垢。对延长油田某注水站的注水管使用情况调查得知,其碳钢/不锈钢复合管有严重的腐蚀和结垢现象。对复合管体内垢样进行分析,总结出结垢的原因并提出解决办法,即优选新型B15合金作为复合管内衬材料。现场使用新型B15合金衬管取得良好的效果,值得推广应用。     

高压锅炉补给水系统管道的腐蚀

讨论了锅炉补给水管道的腐蚀情况 ,指出溶解氧和二氧化碳是产生腐蚀的主要原因 ,其腐蚀速率为0 .4 2mm/a。确保真空除气系统正常运行和二级除盐水箱的密封效果是控制腐蚀的主要手段。在此情况下 ,该管线尚可运行 7年