耐高温内防腐热力管道性能研究

针对服役温度达到100℃以上的热力管道腐蚀问题,研究了管道运行工况和腐蚀机理,在此基础上采用一种新型的耐高温涂料,开发出一种耐高温内防腐热力管道,并对其防腐层附着力、耐化学腐蚀性、耐高温高压等性能进行了对比试验。结果表明,这种耐高温内防腐热力管道具有良好的光洁致密性,涂层与基材结合紧密,附着力超过7 MPa;试样在10%H2SO4溶液、 10%NaOH溶液以及3%NaCl溶液浸泡720 h均未发生起泡,表面光亮;涂层玻璃转化温度达到142.78℃、热分解起适温度达到319.4℃条件时,仍具有良好的热稳定性。开发的耐高温内防腐热力管道,在国内首次批量应用于某供热系统,为高温热力管道内防腐提供了新的解决方案。     

酸性气田管道防腐内涂层性能检测评价

川渝气田某酸性气液混输管线近年多次发生内腐蚀失效,为此,将该条管线采用环氧酚醛内涂层防腐。在防腐内涂层服役1.5年之后,为了研究内涂层在酸性气田集输管线上的适应性,对该防腐内涂层开展了实验室评价。对现场获取样品分别进行内涂层的外观、厚度、硬度、耐冲击、附着力、耐磨性等性能指标测试。实验结果表明,服役1.5年后,内涂层的硬度、耐冲击、附着力3项力学性能指标良好,但部分样品的厚度与耐磨性则出现了明显的降低。总体来看,该涂层在短期内较好地抑制了管线内腐蚀速度,但仍需要在后续工作中定期掌握在役涂层耐磨值、厚度的变化情况,同时对管线内腐蚀情况进行腐蚀监测,进而评价该涂层在酸性腐蚀介质中长期服役的可行性。     

3PE防腐管道防腐层剥离因素及控制措施

为了延长3PE防腐管道的服役寿命,针对防腐层剥离这一重要影响因素,分析了导致3PE防腐层发生剥离的钢管表面处理、环氧粉末性能、环氧粉末喷涂、胶粘剂和聚乙烯的缠绕、3PE防腐层的冷却及3PE防腐管使用环境等因素。在分析结果的基础上,提出了一些防腐钢管生产及检测等控制措施,措施包括增加环氧粉末涂料性能检测指标、提高钢管表面处理的灰尘度等级、关注钢管表面处理后的锚纹形貌和环氧粉末喷涂时压缩空气的质量、增加熔结环氧粉末涂层附着力测试方法以及3PE防腐层的热水浸泡和冻融循环试验等。     

环氧类内涂层在酸性气田集输管道适用条件探究

为探究酸性气田集输管道中各腐蚀影响因素对环氧类防腐内涂层关键性能指标的影响,确定内涂层在酸性气田集输管道的适用条件,实验室采用动态高温高压釜模拟现场不同的工况条件对涂层样品进行浸泡实验。通过涂层测厚仪、涂层附着力测试仪、绝缘电阻测试仪分别测试涂层在实验前后的厚度、附着力、绝缘性能及表面形貌的变化,进而探究不同的腐蚀影响因素对环氧类内涂层关键性能指标的影响。实验表明:环氧类防腐内涂层在H 2S质量浓度低于20 g/m^3、CO 2质量浓度低于100 g/m^3、液相流速低于2 m/s的腐蚀环境中具有一定的适应性,涂层的关键性能指标(厚度、绝缘电阻等)变化不明显;环氧类内涂层初步具备在酸性气田集输管线应用的条件。     

天然气管道內减阻涂层防腐研究

根据天然气管道服役特点,制定天然气管道內减阻涂层防腐技术要求方案。结合涂料性能和材料验收要求,对管道内表面处理,以内涂敷作业修补涂层,使其性能及指标符合标准,保证涂层质量满足规模化生产需求。     

杏二中三元复合驱采出系统腐蚀与防护

针对杏二中采出试验站站内含油污水管道、单井集油管道、掺水管道和外输水罐内介质,进行了在线腐蚀监测和现场挂片试验,并依据管道及储罐内介质腐蚀性分级标准,对介质的腐蚀性进行了评价。对油田常用的内防腐涂层进行了室内静态浸泡试验、动态环道模拟试验和现场试验,筛选出了适用于此体系的内防腐涂层。     

基材变形对3PE防腐层性能的影响

地震、滑坡等自然灾害都可能引起管道变形。文章结合抗大变形钢管的应用要求,试验研究了不同拉伸、弯曲变形对3PE防腐层的剥离强度、阴极剥离性能和冲击强度等的影响。结果表明：随着基材变形量的增大,3PE防腐层的剥离强度和阴极剥离性能变差,但变形对冲击强度的影响不显著;变形对于3PE防腐层的层间附着力影响较大。对底涂层FBE与基材的附着力影响最大。     

重防腐涂层在腈纶厂纺丝车间的应用

硫氰酸钠(NaSCN)作为腈纶纺丝工艺溶剂对设备和厂房造成严重腐蚀。依据硫氰酸钠腐蚀特点,以改性环氧树脂和特种固化剂为主要材料等制备高抗渗透耐温聚合物涂层,进行物理性能的测试及现场挂片试验,证明该涂层对腈纶厂纺丝车间设备及厂房内部具有良好的保护作用。该涂层盐雾试验3 000 h后涂层无变化,在质量分数10%HCl或质量分数3.5%Na Cl溶液中常温浸泡90 d后涂层性能合格;在原油中80℃浸泡90 d后涂层性能合格;耐高温高压试验后,涂层无气泡,附着力为A级。在腈纶厂挂片1 a后,涂层没有破坏现象,与金属附着力仍保持良好。     

管道专用环氧粉末防腐涂料及涂敷工艺

本文首先介绍了适用于管道内外涂层的Mpy—1、Mps—1、Mps—2和Mps—3型环氧粉末防腐涂料的研制过程及新涂料的性能。根据盐雾、湿热和浸泡等腐蚀试验对涂层的预测寿命,Mpy—1型外涂层可达30年;Mp—1、Mps—2和Mps—3型涂料做原油、成品油、天然气和水的管线内涂层时,可达15年;做污水和混合注水管线的内涂层时,可达5～7年。本文还介绍了管道内外表面喷砂除锈装置的研制及其工艺流程。并介绍了静电热喷涂法的工艺和设施,采用静电热喷涂法,喷涂一道,涂层厚度可达250～350μm,最大厚度可达500μm;吸附率高达80～85％,回收粉量仅15～20％,并给出了管道内外补口的方法。通过现场试验证明,环氧粉末防腐涂层具有优异的耐化学性能,良好的机械强度、较高的电绝缘性能及较好的韧性。     

管道防腐层阴极剥离试验方法的探究

为了确保长距离油气输送管道的使用寿命及安全,对管道防腐层阴极剥离性能进行了研究,总结了国内外管道防腐层（主要是环氧粉末和聚乙烯涂层）阴极剥离性能的试验方法（粘接电解槽方法）,及其在试验装置、试验过程以及试验结果处理等方面的主要特点,并通过实际应用的比对分析,指出目前多个国家或地区常用的阴极剥离试验方法存在的问题,提出了相应的解决方法。最后建议制定管道防腐层阴极剥离试验的国家试验标准,以规范试验装置和试验过程,提高试验精密度,保证防腐涂层质量。     

渤海海底输送油气海水管道的防护

海底输送原油、天然气和注海水管道的铺设是项投资巨大的永久性工程,一般要求管道在不加维修的情况下能够保护20年以上。但在腐蚀十分苛刻的海洋环境中,欲使其达到安全服役20年以上,必须搞好管道的内外防腐蚀工作。 根据渤海海上油气田多年开发的实践,本文综合地叙述了渤海海上油田输送原油、天然气、海水的不同类型海底管道的外防腐蚀涂层、立管及其护管的涂层、补口涂层材料的制作、施工技术、质量控制要求;采用铝—锌—铟系牺牲阳极的设计、制造、安装、检验等有关技术问题;防止原油、天然气、海水中的腐蚀性介质对海底管道内壁腐蚀所应用的方法。同时,本文也提出了海底管道防腐蚀设计、建造、施工中所采用的有关国际规范与标准。     

新型海底单层保温配重管节点补口技术应用研究

为满足海底单层保温配重管补口防水和保温要求,本文结合海洋油气管线现场铺设和服役工况,优化设计了“热收缩带+聚氨酯弹性体”的补口结构,并开展了工艺评定试验。试验结果显示,“热收缩带+聚氨酯弹性体”补口施工方便;聚氨酯弹性体导热系数为0.158 W/m·K;补口结构经过79℃,0.3 MPa,7 d静水压密封试验,无透水现象,显示了良好的保温和防水密封性能。该补口技术成功地在蓬莱19-3油田4区调整项目海底管线实现工程应用。     

聚丙烯防腐层在克拉2工程上的应用

埋地管道防腐层服役时间长，损坏后不易发现和维修，因而对其性能要求高，通过对聚烯烃防腐材料分子结构、介质温度、老化机理及特征的论述；对聚丙烯、聚乙烯、熔结环氧防腐层主要性能的对比，认为聚丙烯防腐层是最适合于克拉2内部集输埋地管道的防腐材料。借鉴国际标准提出了克拉2工程中聚丙烯防腐层的主要指标要求。     

影响输气管道防腐保护的因素辨析

天然气输送管道尤其是长输管道的防腐保护效果，直接关系到天然气的安全可靠输送和管道使用寿命。因此，加强对天然气输送管道的防腐保护至关重要。文章介绍了影响天然气输送管道的管内涂层和管外表面防腐保护。以及强制电流阴极保护的相关因素，提出了为确保防腐保护达到应有的效果，在设计、施工、运行中应注意的问题。认为长输管道的防腐保护要从所涉及的主客观因素出发进行综合考虑，既要提高防腐技术水平，还要健全制度、严格管理。     

小口径钢管道内涂层挤涂工艺技术及设备

在高含水油田，用于油气集输及污水回注的钢质管道受到日益严重的内腐蚀，胜利油田油建一公司研究开发的D48～180mm钢管道内涂层挤涂工艺技术及设备，满足钢管道内壁除锈及内防腐涂层的质量要求，较好地解决了内涂层上薄下厚和弯头、不易挤涂的难题。本文介绍挤涂工艺流程、挤涂器、设备技术参数、特点及应用效果。     

海洋平台紧固件防腐工艺探讨

为了实现海洋平台紧固件和标准件的长效防腐,解决恶劣环境带来的腐蚀问题,提出了KK1#复合涂层防腐工艺。该工艺采用"电镀锌+Xylan狮隆涂料"复合涂层,利用了Xylan1424水性涂料的干膜自润滑性能和摩擦因数在0.05～0.10之间的特性,具有优越的防盐雾腐蚀性能,极强的抗酸雨性能以及防化学腐蚀性能。相比镀锌涂层,KK1#复合涂层能大幅提高防腐蚀能力,相对于发黑紧固件,减小扭矩高达70%,具有防咬死、防变形功能。防腐涂层测试结果表明,涂有KK1#复合涂层的构件耐盐雾试验2 500 h后,白锈面积33%,红锈面积小于1%,远超出红锈面积不大于15%的要求。