某集气站埋地管道腐蚀失效原因分析

对某集气站埋地管道的失效管段进行了宏观检查、腐蚀产物分析、管道材质与金相分析等,并开展了管道内部气/液两相流动计算和腐蚀模拟实验,综合分析了埋地管段腐蚀失效原因及腐蚀机理。结果表明：埋地管道的水样中存在大量的SRB,铁细菌和腐生菌,管道内流态为层流,管道底部5~7点钟部位发生了严重小孔腐蚀。细菌腐蚀和垢下腐蚀是导致管道腐蚀穿孔的主要原因,水中的Cl^-加速了腐蚀穿孔的发生。     

某L245集输管道腐蚀失效原因分析

目的分析某集输管道的腐蚀失效行为,明确腐蚀特征、腐蚀类型及腐蚀机理,指导其防腐处理,从而延长管道的使用寿命。方法通过几何尺寸测量、宏观观察分析了管道内外壁的腐蚀部位及宏观特征。通过化学成分分析、金相分析对管道材质进行了检验。在腐蚀穿孔处取样,采用扫描电镜对腐蚀表面进行了微观形貌分析及微区能谱分析。采用X射线衍射仪对腐蚀产物进行了物相分析。结果穿孔管样的化学成分符合GB/T 9711—2017标准要求,金相组织无异常。管样以内壁腐蚀为主,腐蚀位置为4点—8点钟以下部位,外壁基本无腐蚀。腐蚀产物为片层状,且呈现出多层结构,其中最外层相对比较疏松,主要含有C、Si、O、Ca等元素,为表面附着的污垢;中间层和内层则比较致密,主要由Fe、O元素组成,并含有一定量的Cl元素。X射线衍射结果表明,腐蚀产物主要由Fe_3O_4和FeOOH组成。结论管道内表面底部腐蚀及穿孔主要是由于油水呈层流状态,水在管道底部沉积,对管道底部形成电化学腐蚀所致,基本类型为溶解氧腐蚀,Cl-及表面腐蚀产物膜的破坏加速了局部腐蚀。     

某天然气管道内腐蚀原因及防控措施

目的分析某天然气管线典型管段的腐蚀特性,明确管线的腐蚀原因及机理。方法采用扫描电镜对管道内壁不同方位的腐蚀形貌进行表面和截面微观观察。采用X射线衍射和EDS方法进行成分定量分析。结合天然气管道输送天然气成分、清管记录等服役状况进行天然气管线的内腐蚀特性研究。结果 CO_2腐蚀是造成该天然气管道内腐蚀的主要原因,管段12点钟方向腐蚀坑深度约为0.18 mm,3点钟和6点钟方向腐蚀坑深度均约为0.1 mm,腐蚀产物以Fe_2O_3和FeCO_3为主,6点钟方位的腐蚀产物厚度最大,3点钟方位的腐蚀产物厚度最小,3点钟和6点钟方位的腐蚀产物主要以Fe、O、C为主,12点钟方位的腐蚀产物含有S元素,同时可能存在细菌腐蚀。SiO_2是管线内残余的污泥本身所含,该管道在投入工作前可能已经发生了腐蚀。针对性地提出了相关腐蚀防控措施,采取措施后换管频率降低了56%。结论天然气管线存在的内腐蚀多为局部腐蚀,运行过程中应尽可能地避免腐蚀的发生,及时采取相应的防控措施,以免造成不必要的损失。     

海洋大气环境中架空管道保温层下腐蚀的调研及防护对策

对海洋大气环境中架空输油管道保温层下的典型部位腐蚀现状进行现场调研,发现汇油管与排气阀连接处、小节管连接处、焊缝区域、管托底部等位置容易发生显著的局部腐蚀。对典型部位腐蚀产物样品进行XPS和XRD分析,结果表明其成分主要为Fe_2O_3和Fe_3O_4。架空管道连接处海洋性水汽容易进入,电解液厚度不均、涂层损伤、设备表面温度差异等因素都能导致保温层下管道腐蚀呈现局部化特征。针对架空管道不同部位提出综合性腐蚀控制维护方案,包括架空管道保温层下腐蚀防护施工推荐方案和腐蚀检查、监检测方案,以对架空原油管道进行有效的腐蚀控制,从而保障系统的完整性和提高生产安全性。     

流速对垢下腐蚀的影响及其腐蚀机理

采用宏、微观形貌观察,化学成分分析等方法对输油管线穿孔原因进行了分析,并通过室内失重试验和FLUENT软件模拟研究了腐蚀机理。结果表明:管道穿孔主要是冲刷和垢下腐蚀共同作用的结果;当介质流速从0增加到2.5m/s时,试样表面的垢层沉积率先增大后趋于平缓;流体的切应力导致垢层堆积不均,穿孔严重,这是由Cl-和氧气在环境中引起的。通过FLUENT软件模拟找到实际生产中较易发生垢下腐蚀的区域——在管道弯曲处及管径减小处,这是因为在这些区域,已形成的腐蚀垢层被较高的剪切力剥离并被流体带走,介质更容易透过疏松的产物层与基体反应,因此垢下腐蚀严重,此外,在管道出口处,内弧侧发生明显细湍流,容易造成水垢堆积,使垢层覆盖不均,构成浓差电池,加剧腐蚀。     

碳钢在CO2环境中无机垢下腐蚀研究进展

垢下腐蚀(UDC)是油气管道失效的重要原因之一。垢层下腐蚀环境区别于无垢层覆盖区域,可能产生严重的局部腐蚀,甚至引起管道穿孔。针对CO2环境下的无机物垢层,对油气管道中碳钢的垢下腐蚀研究进展进行了综述,简述了垢下腐蚀的作用机理、影响因素和控制方法。由于化学成分和环境的多样性,垢下腐蚀的作用机制并不唯一,发现在CO2环境下电偶腐蚀机理被普遍讨论,根据阴阳极的分布情况,从3个方面对电偶腐蚀机理进行了概括。垢下腐蚀速率主要与垢层性质和介质环境有关,总结了无机物垢层性质、pH值和不同工况条件对碳钢垢下腐蚀的影响。概述了垢下腐蚀的主要控制方法,着重介绍了缓蚀剂的作用机理,发现缓蚀剂的效果很大程度上受到垢层性质的影响。最后,对垢下腐蚀未来的研究方向及发展趋势进行了展望,为进一步揭示无机盐与CO2腐蚀产物混合层的保护性,有必要从半导体电子微观的角度进行分析。同时,在高浓度CO2环境下探讨垢下腐蚀的作用机制与影响规律,也是未来的研究方向之一。     

某海底油水混输管道回收管段的腐蚀检测评价

采用宏观检查、力学性能检测、腐蚀产物成分分析等对某弃置海底油水混输管道的回收管段进行了评价,并通过水质分析、结垢趋势预测、细菌测试以及室内腐蚀模拟试验对该管输送介质的腐蚀性进行了分析。结果表明:该管道内壁腐蚀严重,输送介质具有强腐蚀性,腐蚀以CO2腐蚀为主,并存在垢下腐蚀和细菌腐蚀。基于回收管段的腐蚀检测评价结果,给出了该油田新建海底油水混输管道腐蚀控制和完整性管理的意见和措施。     

某注水注气井C110油管腐蚀穿孔原因分析

通过宏观形貌和组织观察,化学成分、力学性能和腐蚀产物成分测试,结合服役工况调研,分析了注水注气井C110油管腐蚀穿孔的原因。结果表明:失效C110油管的材料性能均符合标准API SPEC 5CT-2011要求;油管内壁发生氧腐蚀,腐蚀产物主要为Fe_3O_4和Fe_2O_3,油管外壁发生O_2-CO_2-H_2S腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3、Fe_3O_4、FeOOH、FeS;与油管内壁经历的单一O_2工况相比,油管外壁经历的O_2-CO_2-H_2S工况具有更低的pH,且腐蚀生成的产物多孔、保护性差,导致油管外壁发生O_2-CO_2-H_2S腐蚀穿孔。     

某海底管道腐蚀的原因

采用腐蚀模拟试验、腐蚀产物分析、宏观分析等方法分析了某海底管道的腐蚀原因。结果表明:引起海底管道腐蚀失效的主要原因为垢下腐蚀。     

Super304H钢在含1.5％SO2模拟烟气中的腐蚀行为研究

目的研究Super304H钢在650℃和700℃模拟烟气中的腐蚀行为和机理。方法将Super304H钢试样置于含SO2(体积分数1.5%)的模拟烟气中,间隔一定时间取出样品称量,获得腐蚀动力学曲线。采用XRD、SEM和EDS分析不同腐蚀阶段的腐蚀产物形貌、成分和物相组成。结果腐蚀初期,Super304H钢在700℃下的腐蚀速率明显比650℃下的快,腐蚀过程中,腐蚀产物不断生成和剥落。650℃时,样品初期的主要成分为Cr_2O_3和Fe2O3,随腐蚀时间的延长,生成了Fe_3O_4;700℃时的腐蚀产物剥落更明显。腐蚀产物具有双层结构,主要由Fe2O3、Cr_2O_3、Fe_3O_4和少量(Ni,Cr)Fe_2O4、Cu Fe_2O4尖晶石类化合物组成,在腐蚀产物内层生成了硫化物。结论 Super304H钢在650℃和700℃含SO2(1.5%)的模拟烟气中,腐蚀产物不断生成和剥落,导致腐蚀加速。     

页岩气输送用转角弯头内腐蚀减薄原因分析

目的针对某页岩气输送平台用转角弯头发生严重内腐蚀减薄的问题开展原因分析,明确腐蚀类型及机理,指导防腐处理,提高转角弯头的服役安全性。方法以页岩气输送用转角弯头为研究对象,针对转角弯头内腐蚀减薄行为开展基础研究,通过宏观观察及尺寸测量分析内腐蚀的腐蚀形貌及分布,并进行理化检测、微观观察、物相分析,探究腐蚀产物,综合分析转角弯头内腐蚀减薄的原因。结果宏观分析发现,转角弯头内壁外弧侧与中性区过渡区域有壁厚发生突变而产生的腐蚀台阶,最大壁厚减薄率达63.4%。电子显微形貌与金相分析表明,弯头内壁的腐蚀坑呈纵深发展,逐层剥离,腐蚀产物疏松、形貌多样,且可观察到细菌形貌。腐蚀产物的能谱及XRD分析发现,管体内壁的腐蚀产物主要是Fe S、Fe2O3、Fe CO3等,内腐蚀可能与CO2、H2S、SRB等有关。结论弯头腐蚀减薄是硫酸盐还原菌(SRB)-CO2腐蚀协同作用的结果,SRB的存在对CO2腐蚀起催化作用。此外,Cl-对腐蚀产物膜的破坏和弯头外弧侧的冲刷加速了腐蚀作用。建议确定SRB细菌来源,以便有效投放杀菌剂,同时对管线内壁定期进行清理,避免菌落长期附着于管体内壁。此外,建议添加多级气液分离装置,严格控制气相中的含水量。     

基于实验和CFD模拟的煤气化黑水处理系统管道失效分析

目的分析煤气化黑水处理系统管道的失效行为,明确失效特征,分析失效机理及影响因素,指导弯管的失效预防,延长其服役寿命。方法采用扫描电子显微镜(SEM)对管道进行微观形貌检测,并采用能量色散谱(EDS)和X射线衍射(XRD)对腐蚀产物进行检测分析,最后通过计算流体动力学(CFD)仿真分析其流场情况。结果失效管道内壁面有着明显的流水冲蚀形貌,且布满小凹坑及疏松多孔的褐色腐蚀产物。EDS结果显示,腐蚀产物主要由Fe、S和O元素构成,XRD进一步测得腐蚀产物多为FeS、Fe3O4及FeO等。CFD仿真结果与实际失效工况吻合,二次流、粒径、速度以及斯托克斯数的变化对固体颗粒运动轨迹影响较大,并进一步影响管道冲蚀的高危区位置。结论管道失效的主要原因是黑水中的H2S腐蚀和煤粉颗粒冲蚀的耦合作用,其弯管区域外拱出口位置和下游水平管底部位置为主要高危区,同时管道高危区位置受多种因素影响,相应部位要提前做好预防准备,实际工况中适当减小流速可以实现一定减磨防护作用。     

天然气长输管道腐蚀分析与防控措施

对山东肥城段天然气长输管道腐蚀穿孔的原因进行分析。结果表明:腐蚀穿孔的主要原因是该管段在敷设后底部长期存有水,管道敷设完成后1a内未投产,产生了氧腐蚀;投产后,天然气中CO_2溶于水,进一步对管道产生腐蚀;在氧腐蚀和CO_2腐蚀共同作用下,管道最终造成穿孔失效。针对腐蚀问题,提出相应的建议,并制定了腐蚀预防与控制措施。     

一种海底管道多相流内腐蚀直接评价的方法

提出了一种适用于海上油田海底管道多相流内腐蚀直接评价(ICDA)方法;基于海底管道基础数据、生产工况以及油气水检测数据,对介质流态的热力学、动力学和水力学影响因子进行分析,评估海管内腐蚀发生的位置及最大局部腐蚀速率;将南海多条海管的直接检测数据与ICDA结果进行对比。结果表明:ICDA评估方法能够准确地反映海管实际内腐蚀状况,为不能采用智能通球FML内检测的海管提供了一种有效的内腐蚀评估方法。     

海底管道牺牲阳极更换及腐蚀因子分析

海底管道作为海上的油气运输的生命线,必须对其做好腐蚀保护。牺牲阳极阴极保护是一种控制海底管道电化学腐蚀的有效保护方法,当其达到设计寿命后,必须对其进行更换。本文介绍了海底管道阳极更换技术,并分析了不同腐蚀因子也会对阳极的腐蚀产生影响。以期为海底管道的牺牲阳极腐蚀保护设计和更换提供参考。     

Analysis of the corrosion failure causes of shale gas surface pipelines

A shale gas gathering and transportation pipeline in a good block in Sichuan Province started leaking after less than a year of operation. To investigate the causes of corrosion of the sulfate-reducing bacteria (SRB), optical microscopy, scanning electron microscopy, and X-ray diffraction were used to analyze the corrosion and perforation of the shale gas surface pipeline in conjunction with bacterial corrosion simulation experiments. The results showed that the pipeline material (L360N) conformed to the requirements of the American Petroleum Institute 5 L standard and that extracellular polymeric substances were present in the corrosion pits. The corrosion products mainly included FeCO₃, FeS, CaCO₃, MgCO₃, and Fe mineralization. At 40°C, the uniform corrosion rate of L360N in the simulation experiment was 0.234 mm/a, and the local corrosion rate was 0.458 mm/a. SRB, saprophytes, and iron bacteria were detected in the on-site water medium and corrosion products, indicating that the main causes of shale gas pipeline corrosion are bacterial and CO₂ corrosion.     

乙二醇对海底管道CO2腐蚀的抑制作用

海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇(MEG)的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。     

X65管线钢在模拟土壤中的腐蚀行为

以华南某地酸性土壤为参考土壤体系,采用硅藻土模拟土壤实验室加速腐蚀法,应用X射线衍射仪、扫描电镜、电化学工作站等系统研究了X65管线钢在模拟土壤腐蚀环境介质中埋地腐蚀不同周期的腐蚀行为。结果表明:在该模拟土壤环境中X65管线钢表面腐蚀形貌由不均匀的点蚀发展为较为均匀的全面腐蚀,电化学极化曲线表现为阳极活化控制,自腐蚀电位出现正移,腐蚀产物主要由α-FeOOH、Fe_3O_4、Fe_2O_3等组成。