重油催化裂化脱硫系统换热器的电偶腐蚀

利用金相和电化学方法分析了武汉石油化工厂脱硫系统换热器管束腐蚀穿孔的原因,认为碳钢换热器防冲板和管束的穿孔主要是由于沉积物的堆积而产生的电偶腐蚀所致.提出改进防冲板设计,对溶液进行过滤和降低溶液中的氧含量等措施可减少或避免这种类型的腐蚀.     

阀室316不锈钢引压管穿孔失效原因分析

某滨海区域天然气阀室316不锈钢引压管在服役过程中发生了穿孔失效,于是对失效的引压管样品进行了宏观形貌分析、化学成分分析、微观组织观察、能谱分析,并结合引压管的服役情况以及日常检漏情况,对引压管的失效原因进行了综合分析。分析结果表明,该引压管穿孔失效的原因是由于卡箍和连接螺帽与引压管接触形成的夹缝发生缝隙腐蚀所致,为了避免类似失效事故的再次发生,给出了相关建议。     

加氢高压空冷器管束穿孔泄漏失效分析

针对某加氢装置高压空冷器管束产生的穿孔泄漏现象，采用金相组织、力学性能、腐蚀产物分析和电化学测试等手段，并借助计算流体动力学软件Fluent对管束流场的数值模拟，分析了管柬失效的原因。结果表明．高压空冷器管束入口端钛管内衬为吸氢腐蚀破坏，钛管吸氢后在基体内部形成的大量脆性TiH2引起了表面的脆性粉化和剥落，而入口端较大的冲刷剪切力加速了腐蚀过程．并导致碳钢管束下在低的耐腐蚀性能及电偶腐蚀共同作用下发生快速腐蚀穿孔，最终导致了高压空冷器的失效。     

不锈钢螺栓的腐蚀及防护

不锈钢螺栓失效断裂的事故在各石化企业时有发生,不锈钢螺栓的使用安全是石化企业设备安全管理的主要内容。通过对不锈钢螺栓的使用条件、常见失效形态分析,认为不锈钢螺产生裂纹、断裂现象主要是含Cl-大气腐蚀引起的（Cl-质量分数高于0.1%时,易产生缝隙腐蚀）,在含Cl-水（汽）溶液中不锈钢螺栓会产生缝隙腐蚀和晶间腐蚀。文章论述了晶界腐蚀、缝隙腐蚀的产生原因,以及避免不锈钢螺栓腐蚀的应对措施：（1）选用合格的不锈钢螺栓;（2）把不锈钢螺栓与含Cl-大气（水溶液）作有效的隔离;（3）采用含高铬、高钼的不锈钢材料,特别是在低温罐区、球罐区、应力腐蚀严重区采用在Cl-环境中耐蚀性好的316L（00Cr17Ni14Mo2）钢,效果会更好。     

PTA装置氧化干燥机壳体腐蚀及对策

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司精对笨二甲酸装置的氧化干燥机在运行6a后壳体出现了腐蚀穿孔。经对腐蚀穿孔原因进行认真分析，认为主要原因是装置扩能后进入干燥机内介质所带的腐蚀性物质的质量分数增高及碱洗频率增加所致。针对氧化干燥机壳体腐蚀严重的情况，建议采用特种不锈钢（如317L等）或内壁采用钛复合层可使腐蚀问题得到缓解。     

多层滤网机械防砂完井筛管动态腐蚀试验研究

针对机械防砂筛管腐蚀寿命预测方法尚未形成的问题,采用防砂筛管动态腐蚀评价系统,模拟南海某高温高压气藏条件,对多层滤网机械防砂完井筛管的基管、挡砂介质和外保护罩组件进行了动态腐蚀试验评价,使用平均腐蚀速率评价法对腐蚀性能进行数据分析和评价,建立了多层滤网机械防砂完井筛管腐蚀寿命预测方法。研究结果表明:在CO2分压1.5 MPa、温度160℃及Cl^-质量浓度6400 mg/L的气水腐蚀环境中,筛管不同组件的腐蚀速率有较大差别,基管的腐蚀速率最大,外保护罩次之,两者均为中度腐蚀,挡砂介质腐蚀速率最小,为轻度腐蚀;当CO2分压在0.0~5.0 MPa内增大时,腐蚀速率增长缓慢,当CO2分压超过5.0 MPa后,腐蚀速率随分压增长迅速;虽然挡砂介质腐蚀速度最慢,但由于其较细的金属丝交错结构,导致其寿命最短;CO2分压在1.5~14.5 MPa范围内,筛管总体寿命为5~24 a,平均为10~15 a。研究结果可为高温高压气藏机械防砂完井筛管的寿命预测提供参考。     

文昌10-3气田超临界CO_2腐蚀与油套管防腐选材研究

在模拟文昌10-3气田超临界CO_2腐蚀环境下,采用高温高压反应釜研究了碳钢、普通马氏体不锈钢和超级马氏体不锈钢的腐蚀行为,借助扫描电子显微镜分析了以上材质的抗点蚀特性。结果表明:在超临界CO_2腐蚀环境中,碳钢无法满足要求;在连续的CO_2相中,普通马氏体不锈钢VM13Cr会发生点蚀;在连续的水相中,超级马氏体不锈钢HP2-13Cr表现出了较好的耐点蚀性能。同时,为文昌10-3气田井下管柱设计了防腐材质。     

0Cr18Ni10Ti不锈钢换热器管束腐蚀开裂分析

某石化公司裂解燃料油加氢装置汽提塔进料换热器0Cr18Ni10Ti不锈钢管束发生腐蚀开裂。采用宏观腐蚀调查、光谱分析、金相分析、SEM观察、EDS分析、XRD分析及腐蚀介质分析等方法,对腐蚀失效换热管的腐蚀情况、化学成分、金相组织、腐蚀产物进行了检测分析,结果表明,换热管固溶处理效果不佳,存在一定的残余应力,断口为解理断裂形貌,裂纹呈穿晶扩展,具有典型的应力腐蚀开裂特征。分析结果认为,换热管的腐蚀开裂为氯化物应力腐蚀开裂,而其本身的残余应力及壳程冷低分油中的氯化物为0Cr18Ni10Ti奥氏体不锈钢换热管发生应力腐蚀开裂提供了必要条件。     

油套管钢在甲酸盐-磷酸盐复配完井液中的腐蚀行为

采用高温高压模拟浸泡试验并结合多种表面分析手段,对超级13Cr马氏体不锈钢（油管钢）和P110碳钢（套管钢）在不同体积百分比的甲酸钾-焦磷酸钾复配完井液的腐蚀行为进行了研究。结果表明,对于超级13Cr马氏体不锈钢,复配完井液的主要腐蚀风险来源于其中的S元素夹杂,产物膜中S的富集是造成其耐蚀性降低的主要原因;而对于P110碳钢,高温下腐蚀产物厚且疏松,甲酸盐比例的增加可以缓解其表面腐蚀产物的沉积,从而提高产物膜的致密性,提高其高温耐蚀性。      

磷铵生产中粒状|效蒸发加热器泄漏失效分析

双效蒸发料浆浓缩流程法生产磷铵装置中|效蒸发器下端换热管与管板相连角焊缝发生开裂及腐蚀穿孔.文章对导致穿孔及开裂的原因进行了分析,对防止腐蚀失效提出了建议.     

MBR出水管线腐蚀穿孔失效分析

某公司炼油污水经过MBR膜生物反应器处理后,通过普通碳钢管线输送到下游用户回用。两年后回用管线出现腐蚀穿孔现象,至2011年发现漏点100余处。2012年对一段MBR回用水线进行了测厚,实测172个点,测厚数据显示管线平均腐蚀速率为0.398 mm/a,局部腐蚀速率达到了0.757 mm/a。通过水样分析、垢样分析及扫描电镜(SEM)分析等手段对MBR回用管线腐蚀穿孔原因进行了分析,结果表明MBR出水管线腐蚀穿孔主要是由溶液中的溶解氧和溶解盐引起的。     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

西部某压气站压缩机出口埋地管线外腐蚀原因分析

为了分析西部某压气站压缩机出口钢级为L415的埋地管线外腐蚀原因,对该管段进行了宏观检查、壁厚测量、理化检验、扫描电镜（SEM）、X射线衍射物相以及土壤等综合分析。结果表明,该段管线外腐蚀的直接原因为防腐层失效,钢管失去保护,裸露于外部环境,同时土壤中Cl-含量较高,易造成管体腐蚀,管道温度变化及管体与混凝土基座接触是腐蚀加速的间接原因。     

1FW焊管热张力减径后的组织与性能

采用Gleeblel500热模拟试验及HFW焊管热张力减径试验,研究了热轧制／热张力减径＋调质处理对C—Mn钢HFW焊缝显微组织和力学性能的影响．并采用恒电位阳极极化加速腐蚀试验方法研究了热张力减径＋调质处理对C—Mn钢焊缝区沟槽腐蚀敏感性的影响。结果表明。HFW焊管经热张力减径＋热处理后,焊缝区的组织和晶粒状态同母材一致,且焊缝区的力学性能和抗沟槽腐蚀性能得到显著改善,与母材基本相同,达到了焊缝优化或焊管工程无缝化的目的。     

抗酸性X70MS直缝埋弧焊管的研制

采用低C、低Mn、合金化设计和超洁净化冶炼制造的X70MS抗酸性钢板,通过控制焊接接头硬度、焊接热输入以及钢管残余应力等,开发制造出了X70MS抗酸性直缝埋弧焊管,并对焊管管体和焊缝组织性能进行了研究。结果表明,管体和焊缝的硬度均小于250HV10,0℃下母材冲击功大于410 J,焊接接头冲击功大于168 J;按照NACE-0284标准进行HIC测试,管母和焊接接头裂纹敏感率(CSR)、裂纹长度率(CLR)及裂纹厚度率(CTR)均为0;按照NACE-0177标准进行SSCC测试,采用A溶液,在72%ReL及90%ReL载荷下,管母和焊接接头均未出现断裂,管材表现出良好的力学性能和耐酸性。     

Q235B消防水管道泄漏原因分析

为了研究某Q235B消防水管道泄漏原因,利用宏观检查、理化性能分析、能谱分析等对泄漏管段进行了检验和分析。结果显示:泄漏部位位于钢管外表面冷缠带及环氧涂层脱落处,主要表现为簇状分布的腐蚀坑;管材化学成分、拉伸性能、压扁试验结果满足相关标准要求;管体金相组织均为铁素体+珠光体,组织未见异常;腐蚀坑附近腐蚀产物中主要含有Fe、O、Si、Ca及少量Cl。分析表明,管道泄漏是因为钢管表面冷缠带及底漆脱落,导致钢管金属基体与土壤介质接触,从而产生局部腐蚀及穿孔。     

3Cr钢高频焊管性能试验研究

对试制的3Cr钢高频焊管进行了金相分析、力学性能测试、沟槽腐蚀敏感性试验以及常温常压腐蚀试验。结果表明,焊缝金属流线升角及熔合线宽度控制合理,焊缝、热影响区及母材组织均以铁素体和贝氏体为主,且母材组织中有少量M/A组元;管材在具有较高强度的同时具有良好的塑性;焊缝沟槽腐蚀敏感性低于1.3,管体母材常温、常压腐蚀试验,腐蚀速率为0.118 mm/a,腐蚀产物呈颗粒状分布于试样表面。     

油田注水管道腐蚀磨损交互作用的试验研究

国内一些进入中后期开发的油田，开始逐步采用注水方式提高原油采收率，金属管道的腐蚀磨损严重影响了油田的生产。在考虑温度、含砂量、介质pH值及流速等因素的情况下，采用自制的旋转试样腐蚀磨损电化学试验装置，利用析因试验设计，模拟油田注水管道的工作状况，进行了碳钢Q235在含砂介质中的腐蚀磨损试验。试验结果表明，腐蚀磨损的交互作用强度很大，发现影响交互作用量的主要影响因素依次是溶液的pH值、转速和溶液的温度，金属腐蚀严重的情况下，如果温度升高、溶液中含砂量及流速加大，就会加快金属管道的腐蚀磨损，降低金属管道的使用寿命。通过试验得出了设计点处交互作用量的估计方程和数学表达式，并指出控制注水管道腐蚀磨损的主要手段是降低介质腐蚀性。     

某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

胜利油田高含H_2S区块隐患管道腐蚀检测分析与治理措施

针对胜利油田临盘采油厂部分高含H2S区块埋地管道腐蚀、穿孔频繁的问题,利用电流梯度法、电位梯度法及超声波测厚技术对3条典型管道进行了腐蚀检测,并对腐蚀产物进行了X射线衍射分析,最终确定3条管道分别因油井出砂冲刷腐蚀、无缝钢管预制成型偏差和违章占压导致较大安全隐患,而H2S不是引起管道腐蚀或失效的主要原因;从存在严重腐蚀管道的更换、占压管道改线敷设、避免冲刷腐蚀等多角度提出了综合治理措施。