湿气管线的顶部腐蚀研究概况

本文对天然气输送工业湿气管线顶部腐蚀的典型案例、顶部腐蚀的影响因素、腐蚀控制方法及研究动态进行综合回顾,介绍了国内外顶部腐蚀的研究现状,分析了国内顶部腐蚀研究较少的原因,对今后的研究工作方向提出了建议。     

湿气管线的顶部腐蚀研究进展

综述了湿气管线的顶部腐蚀机理、影响因素及腐蚀防护方法,其中重点比较了温度和冷凝率对顶部腐蚀速率大小的影响,分析了冷凝水中乙二醇的消耗率和有机酸的补给率与顶部腐蚀速率的关系,最后展望了顶部腐蚀未来的研究方向。     

油气输送管线顶部CO_2腐蚀预测模型

为预测油气输送管线顶部CO2腐蚀风险,建立了数理模型来预测CO2顶部腐蚀速率。考虑管道顶部CO2腐蚀现象主要包含液滴冷凝过程、液滴内液相化学变化和CO2腐蚀三个主要过程,模型主要分为冷凝率预测,液滴液相化学成分计算和De Waard CO2腐蚀模型三部分。然后利用铁的质量守恒关系将这三部分进行关联,来计算最终顶部腐蚀速率预测值。利用高温高压冷凝反应釜和湿气环路试验结果对模型预测结果进行了验证。     

X70管线钢CO_2湿气顶部的腐蚀行为

采用高温高压冷凝反应釜模拟CO2湿气顶部腐蚀环境,研究了X70钢在不同腐蚀时间和温差条件下的腐蚀行为。采用SEM和EDS等分析方法究了腐蚀产物膜的宏观、微观形貌和结构特征,明确了湿气条件下腐蚀产物膜与局部腐蚀之间的关系,探讨了CO2湿气顶部腐蚀机理。结果表明,在不同的腐蚀时间条件下,X70钢的局部腐蚀与腐蚀产物膜脱落位置呈对应关系;在不同温差条件下,当腐蚀产物膜达到一定厚度后,腐蚀产物膜上也可能存在温度梯度,从而导致腐蚀膜更容易发生局部脱落。     

腐蚀控制技术在高酸性天然气集输系统的应用

随着川东北高酸性气田的开发,集输系统普遍采用湿气加热保温混输工艺,要求采取更为完善的腐蚀控制技术,高酸性气田开发集输系统集输管线技术,管线外防腐采用“防腐保温层+阴极保护”技术,内防腐采用缓蚀剂涂膜与连续加注技术,最大程度上减缓恶劣工况下介质对设备和管道的腐蚀.     

湿气温度对3Cr管线钢CO2腐蚀行为的影响

利用高温高压冷凝反应釜模拟深海湿气管道的现场环境,研究了湿气温度对3Cr管线钢湿气CO2腐蚀行为的影响;运用扫描电镜(SEM)和能谱(EDS)等分析技术对试样表面腐蚀产物的形貌和成分进行了分析。结果表明,在相同管壁温度(10℃)下,湿气温度在30～90℃内范围变化时,3Cr管线钢的平均腐蚀速率随湿气温度的升高而增大,且都没有发生局部腐蚀。在这些湿气温度条件下,3Cr管线钢的腐蚀产物膜是两层结构,外层膜的主要成分为FeCO3,内层为非晶态的富Cr膜。     

湿天然气CO2顶部腐蚀研究

渤海某海底管道在天然气输送过程中发生顶部腐蚀,导致停产检修。本研究以管道CO_2顶部腐蚀发生的过程和机理为基础,建立海底输气管道CO_2顶部腐蚀的预测计算模型,并进行实验室挂片CO_2顶部腐蚀模拟实验以及现场海底输气管道CO_2顶部腐蚀检测数据验证,实现对海底输气管道CO_2顶部腐蚀速率的预测。     

某海洋油田生产管线腐蚀分析

本文对某海洋油田生产管线中的一段取样进行腐蚀分析，应用金相显微镜、扫描电镜、电感耦合等离子体发射光谱等分析手段，详细研究了生产管线外表面涂层及内管壁的腐蚀状况，分析了腐蚀产生的原因。生产管线外表面涂层容易受到氧和氯离子的侵蚀，生产管线内壁受海水和硫化氢腐蚀，对生产工艺和维保措施进行合理管控，可减轻腐蚀发生。     

普光气田集输系统的腐蚀控制技术

普光气田集输系统共建有16座集气站、1座集气总站、38口开发井,站外管线37.78km。由于天然气中硫化氢含量15%左右,二氧化碳含量8%～10%,且采用湿气集输工艺,因此集输系统存在较大腐蚀风险。通过电化学腐蚀试验、抗氢致开裂(HIC)和抗硫化物应力腐蚀(SSC)试验,确定了集输系统抗硫材质,采用"预涂膜+连续注入"的缓蚀剂加注工艺、阴极保护技术和智能清管技术等对设备实施保护。采用腐蚀挂片、电阻探针、线性极化探针和电指纹等多种腐蚀监测手段。普光气田集输系统腐蚀速率控制在0.044mm/a以下。     

CFD油田注水管线腐蚀分析及缓蚀剂评价

为了控制CFD油田注水管线腐蚀情况,通过水样及管线运行工况分析,研究了管线腐蚀主要影响因素,分析表明CFD油田注水管线腐蚀受温度、Cl-及水体流动影响较大。为缓解管线腐蚀,采用旋转挂片法考察了几种缓蚀剂的缓蚀效果。室内试验表明在90℃,0.3MPaCO2+3.0MPaN2,转速451转/分的条件下,缓蚀剂YFHC-093具有良好的缓蚀效果。现场试验结果表明缓蚀剂YFHC-093加注浓度在25mg·L-1时,可将注水管线腐蚀速率控制在0.0366mm·a-1以下,低于油田腐蚀标准。     

12Mt/a常减压装置的典型腐蚀及防护

某12Mt/a常减压装置自开工以来出现了常压塔顶低温腐蚀、减三线塔壁及集油箱腐蚀、稳定塔顶板式空冷腐蚀等,对腐蚀原因进行了分析,并提出了防护措施。塔顶低温腐蚀主要是由于盐酸和NH4Cl垢下腐蚀,应采取在脱后原油中加注2~3mg/L NaOH,将塔顶挥发线注水口改在空冷器入口分别注水,进行装置材料升级、原料控制、操作调整、腐蚀监测等防护措施。减三线及集油箱腐蚀是典型的高温硫和环烷酸腐蚀,需要采用材质升级或控制原料硫含量、酸含量等腐蚀防护措施。稳定塔顶空冷腐蚀泄漏则是由2205双相钢焊接工艺及质量问题造成的,需要控制设备制造质量及原油中的硫、氯含量。装置运行情况表明,采取的防护措施得当,腐蚀风险基本可控。     

炼化设备冲刷腐蚀失效分析及控制策略

目的冲刷腐蚀失效是制约炼油装置安全运行的重大隐患,通过分析炼化设备系统中典型冲刷腐蚀失效的机理和影响因素,提出石油炼制过程中冲刷腐蚀的控制策略。方法基于炼油装置的工艺流程、设备和管道的结构设计、腐蚀介质和材质等,分别针对减压转油线防冲板、硫酸烷基化装置反应流出物注碱口管线、酸性水汽提塔顶富氨气系统,以及焦化分馏塔进料段塔壁腐蚀问题进行失效分析。结果通过将材质升级为317L,避免了减压转油线防冲板因环烷酸冲刷腐蚀而减薄。通过改进碱注入方式和优化操作工艺方式,减缓了硫酸烷基化装置反应流出物注碱口管线的硫酸腐蚀。通过将空冷器管束材质升级为316L,及增加管道直径的措施,防治了酸性水汽提塔顶富氨气系统酸性水冲刷腐蚀。通过更换进料分配器解决了焦化分馏塔进料段塔壁腐蚀泄漏的难题。结论炼化设备冲刷腐蚀的控制策略:依据主动防腐的观念,在遵循炼化设备选材导则进行合理选材的基础上,充分考虑设备、管道的实际工艺操作情况,针对具体部位进行腐蚀评估,发现薄弱部位并及时调整相关操作(操作工艺、工艺防腐和腐蚀监测等),从而保证了炼化装置的安全稳定运行。     

Mitigation of top- and bottom-of-the-line CO2 corrosion in the presence of acetic acid (I): pH control using methyl diethanolamine

Temperature differences between the top and the base of pipelines can, in specific circumstances, drive severe corrosion due to condensed fluids at the top-of-the-line. Here, we measure corrosion at the top-of-the-line in the condensate phase and, simultaneously, in the immersed phase at the bottom-of-the-line using an electrochemical approach. With CO₂-saturated chloride brine, corrosion at the top-of-the-line increased with fluid temperature (due to increased condensation rates), whereas at the bottom-of-the-line, the corrosion rate decreased (due to ferrous carbonate precipitation). The addition of acetic acid increased the corrosion rate at both top and bottom of the line, with any ferrous carbonate films being removed by dissolution. The addition of methyl diethanolamine (MDEA) reduced corrosion rates significantly because of the increased pH in both the condensate at the top-of-the-line and under immersion at the bottom-of-the-line, reducing the solubility of FeCO₃. Overall, the addition of acetic acid was confirmed to damage and remove protective FeCO₃ films. However, continuous films were not re-established after MDEA additions, rather porous and generally unprotective films were formed.     

2219铝合金搅拌摩擦焊接头晶间腐蚀分析

采用晶间腐蚀试验研究了2219铝合金搅拌摩擦焊接头的晶间腐蚀行为,结合接头显微组织、微观硬度、腐蚀形貌及腐蚀深度,分析母材与焊核区的差异,并对接头晶间腐蚀机理进行了初步的探讨.结果表明,焊核区为细小的等轴晶组织,且接头上表面焊核区的晶粒要大于下表面焊核区的晶粒;母材区硬度最高,下表面焊核区硬度最低;焊核区的耐蚀性优于母材,且上表面焊核区耐蚀性优于下表面焊核区,母材最大腐蚀深度为145.9 μm,上表面焊核区及下表面焊核区最大腐蚀深度为46.3 μm和84.1 μm.     

Laboratory investigation on the condensation and corrosion rates of top of line corrosion in carbon steel: a case study from pipeline transporting wet gas in elevated temperature

A glass cell was designed to simulate the condition for top of line corrosion encountered in wet gas transportation pipelines. Aqueous solution of 3 wt-% NaCl saturated with CO₂ at atmospheric pressure was employed. Effect of temperature gradient in the formation of condensation and its rate was investigated. API 5L Grade X65 carbon steel material was used as the working electrode for the experiment. The condensation rate was measured for the temperature gradient of 20°C, 30°C and 50°C under atmospheric condition for 24?h duration of the experiment. The corrosion rate of the specimens was measured using weight loss and Linear Polarisation Resistance (LPR) techniques. The LPR probe was immersed in the collected condensed water from the experiment to calculate the corrosion rate. The measured corrosion rate from the weight loss technique was in agreement with the corrosion rate measured from LPR. The corrosion rate measurement was repeated with the addition of 1000?ppm of pH modifying agent. This study indicates that the corrosion rate of pipeline and piping when subject to temperature gradient of 50°C and above is very high and alarming.     

基于图像处理技术的钢箱梁防腐涂层寿命预测实验研究

对表面电弧喷涂铝外加环氧封闭漆防腐涂层钢板试样进行室内加速腐蚀实验。通过扫描仪采集不同实验周期防腐涂层腐蚀形貌图像,观测腐蚀发展过程。采用基于二值化图像的图像处理技术提取腐蚀形貌图像特征参数,作为腐蚀寿命预测参数,并结合特征参数评定涂层腐蚀损伤程度。结果表明,基于二值化图像的图像处理技术可以实现防腐涂层腐蚀面积定量化分析,为防腐涂层腐蚀等级评定和腐蚀损伤规律表征提供了新的思路。封闭漆防腐涂层经过598 h的室内加速腐蚀实验,起泡面积率达到5%,该涂层失效。     

输电线路铁塔腐蚀等级评定规则

采用热镀锌层剩余厚度和通过人工目视宏观检测的铁塔塔材表面腐蚀形貌作为评判依据,并借鉴钢材表面腐蚀程度的划分和涂层老化评级方法等相关标准,制定了输电线路铁塔腐蚀等级评定规则,并提出了处理建议。该评定规则易于输电线路技术监督人员掌握和应用,使其能够在现场快速准确地对输电线路铁塔腐蚀等级进行判定,并以此为依据制定下一步的处理方案。     

催化装置分馏塔顶循换热器的防护

采用宏观腐蚀形貌观察、腐蚀产物及泄漏物成分分析、原料分析等方法研究了某催化装置顶循换热器腐蚀泄漏的原因。结果表明:催化装置进料氮含量较高,在顶循系统形成了氯化铵腐蚀环境,是造成顶循换热器的腐蚀的主要原因。针对腐蚀问题,提出对顶循换热器管束进行涂层防腐蚀处理的建议,实践表明,该方法有效减缓了顶循换热器的腐蚀。     

天然气管道环焊缝缺陷部位的腐蚀沉淀机理

为了深入分析天然气管道的“梗阻”现象,采用金相法和能谱仪对靖边某气田典型的有大量沉积物管道进行了焊缝和沉积物结构及成分分析.结果表明,焊缝缺陷处的腐蚀和沉淀机理为管内发生CO₂腐蚀、缝隙腐蚀和H₂S腐蚀,产生了氧化物、氯化物和硫化物等腐蚀产物.随着腐蚀产物的逐渐堆积,其阻隔了管子材料与腐蚀性介质,使得腐蚀速率减慢,沉积物转为以粉尘为主.沉积物堆积到一定高度时,天然气的流向改变,管道顶部的腐蚀变为冲刷腐蚀,腐蚀速率加快,管道壁厚严重减薄,危害管道的正常安全运行.