第五章儲運工程中金屬腐蝕的特點及防護方法

1、2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,1,第五章 儲運工程中金屬腐蝕的特點及防護方法 第一節(jié) 地下管路腐蝕特點和防護方法 一、腐蝕特點 油氣產地與加工利用、消費區(qū)域位置的不一致，常常需要采用長距離管道運輸。從偏僻的礦區(qū)或海上油氣田到繁華的城市，管道要翻山越嶺，穿越江河湖海，跨過凍土、峽谷。占管道大部分的埋地管道，主要受不同的土壤腐蝕，并受雜散電流和細菌的影響。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,2,管道內部輸送的

2、油氣介質中，常含有游離水、各種鹽類、二氧化碳、硫化氫等腐蝕介質，也多有腐蝕性。 因此，管道外壁，內壁均可能遭受腐蝕。由于所輸介質是易燃易爆的石油和天然氣，輸送壓力又比較高，腐蝕可能造成嚴重的事故和巨大的經濟損失。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,3,二、防護方法 針對產生腐蝕的原因，國內外常采取下述防腐蝕措施： l、選用耐腐蝕材料 在特定環(huán)境下選用耐腐蝕材料在經濟上也是合理的。在國外城市煤氣管網中逐步推廣應用聚氯乙

3、烯管。在海洋油氣管道中建議采用含銅鈦的合金鋼管等。 2、在輸送或儲存時的介質中加入緩蝕劑抑制內壁腐蝕。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,4,3、采用內、外壁防腐涂層 在管道內壁噴涂環(huán)氧樹脂等，不僅可以防止內壁腐蝕，還可以減少輸送介質的摩阻。外壁涂層主要用瀝青玻璃布和塑料涂層。 4、采用陰極保護 在管道上通以陰極電流防止管道外壁由土壤造成的腐蝕。 由于難以做到絕對完好的表面涂層，所以管道的腐蝕控制提倡外涂層與陰極保護

4、聯(lián)合應用。這樣涂層不至于太厚，保護電流也小。見表5－l。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,5,表5－l 不同類型覆蓋層所需的保護電流密度,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,6,三、防腐絕緣層 所有埋地金屬管道表面都應涂防腐蝕的覆蓋層，或習慣稱為防腐絕緣層，其功能在于隔絕腐蝕介質、切斷腐蝕電池的外部電路，是管道防腐的第一道防線。 (一)防腐絕緣層的質量要求 防腐絕緣層質量的優(yōu)劣主要取決于它的粘結力和耐老化性。

5、要得到性能良好的覆蓋層，除選用合適的材料外，還需選用先進的施工工藝。其質量必須滿足下述要求：,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,7,l、有良好的電絕緣性 覆蓋層電阻率不應小于10,000Ωm2；耐擊穿電壓強度不得低于按種類制定的標準指標。 2、有一定的耐陰極剝離強度的能力。 3、足夠的機械強度 有一定的抗沖擊強度，以防止由于搬運和土壤壓力而造成的損傷；有良好的抗彎曲性，以確保管道施工時不致因受彎曲而損壞；有較好的耐磨性，

6、以防止由于土壤摩擦而損傷；有足夠的強度指標；與管道粘結性能良好。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,8,4、有良好的穩(wěn)定性 耐大氣老化性能好；化學性能穩(wěn)定；耐水性好吸水率低；耐熱性能好，既保其在使用溫度下不變性、不流淌、不加速老化；耐低溫性能好，確保在低溫條件下不龜裂、不脫落。 5、覆蓋層破損后修補容易。 6、抗微生物性能好。 (二)常見外防腐絕緣層，見表5－2。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,9,表5-

7、2 外防腐層的性能及使用條件,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,10,瀝青防腐層結構或稱防腐絕緣層等級，一般分為普通級、加強級和特加強三種。根據(jù)埋設處的土壤腐蝕性等因素來選擇，如對于穿越河流、鐵路、居民區(qū)、有雜散電流影響等地段，采用加強或特加強級。 七十年代以來，隨著管道向極地、海洋等自然條件嚴酷地區(qū)的發(fā)展和加熱輸送管道的增多，管道防腐層的選用著眼于發(fā)展復合材料或稱復合結構，以滿足防腐、絕緣、保溫、增強和加重等多功能的要求。

8、,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,11,(三)特殊情況下的外防腐層 1、防腐保溫涂層 用于熱油管道的保溫、防腐的復合結構。常用硬質、閉孔的聚胺酯泡沫塑料作保溫層，外面再包覆高密度聚乙烯，形成外殼。 2、水下管道防腐涂層 目前在海洋管道上采用的較典型的結構是在無機鋅二次處理的底漆上涂敷環(huán)氧樹脂的粘結層和中間加強層，最外層是聚丙烯乙烯樹脂。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,12,3、沼澤地區(qū)的地下管道 其特點是土

9、壤含水率高，沼澤土中含有較多的礦物鹽、有機酸、堿等，還有細菌腐蝕。因季節(jié)變化土壤的膨脹收縮嚴重，故對沼澤地區(qū)防腐層的化學穩(wěn)定性及電絕緣性要求更高。一般由三層組成，第一層保證粘結及電絕緣性，第二層為特殊抗水層，第三層為加重管道及保證機械強度的保護層。 4、用頂管法敷設的管道 管道的穿越管段用頂管法施工時，絕緣層必須有較高的抗剪耐磨強度。在長期使用下不修理，仍能保證可靠的抗蝕能力。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,13,四、管

10、道的陰極保護 目前已廣泛采用陰極保護方法來保護地下和水中的金屬構筑物，陰極保護就是要消除金屬結構上的陽極區(qū)，使金屬腐蝕得到控制。埋地油氣管道根據(jù)不同的環(huán)境，選用外加電流的陰極保護或犧牲陽極的陰極保護。 (一)陰極保護參數(shù) 為使某一腐蝕過程得到抑制，外加的保護電流必須達到一定的數(shù)值，或使經外電流極化后的陰極電位降到一定的值。故在陰極保護中常采用最小保護電位或最小保護電流密度作為衡量是否達到完全保護的指標。,2024/4/1,西

11、南石油學院儲運研究所,14,1、最小保護電位 為使腐蝕過程停止，金屬經陰極極化后所必須達到的電位稱為最小保護電位，也就是腐蝕電池陽極的起始電位。其數(shù)值與金屬的種類、腐蝕介質的組成。濃度及溫度等有關。根據(jù)實驗測定，碳鋼在土壤及海水中的最小保護電位為-0.85伏左右（相對飽和硫酸銅電極）。在細菌繁殖激烈的地區(qū)，此值還需要負移100毫伏，即-0.95伏。按此數(shù)值保護的管道，保護度一般在95％以上。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,1

12、5,也有人主張采用比自然電位負0.25～0.3伏的數(shù)值作為最小保護電位，當有生物腐蝕共同存在時電位而負移O.4伏。后一標準適用于裸管或保護層很差的管道，以免浪費電流。對于保護良好的埋地管道，兩種標準在數(shù)值上是相近的。 2、最小保護電流密度 最小保護電流密度是指為使金屬得到完全保護，所必需加入的最小保護電流密度。最小保護電流密度的數(shù)值與金屬和腐蝕介質的性質、組成，絕緣層質量等許多因素有關。在不同條件下其數(shù)值變化很大。鋼在不同介質中的最

13、小保護電流度見表5－3。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,16,表5－3 鋼在不同介質中的最小保護電流密度,表面狀態(tài)不同的鋼管，最小保護電流密度見表4－4，可以看出：裸管比有絕緣層的管道需要的保護電流密度大得多；土壤電阻率愈小，需要的保護電流密度愈大。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,17,表5－4 不同表面狀況鋼管的最小保護電流密度,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,18,由于在實際工作中很難測定腐蝕電池的

14、陰、陽極的具體地點和面積大小，故上表所列數(shù)據(jù)都是按與電解質接觸的整個被保護金屬表面計算的，類似的試驗數(shù)據(jù)對于較小的金屬構筑物，如油罐的罐底、平臺的樁柱等是適用的。對于沿途土壤電阻率和防腐層質量變化較大的長距離管道，則往往偏差較大。故對于管道的陰極保護，常以最小保護電位和最大保護電位作為衡量標準。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,19,3、最大保護電位 管道通入外加電流后，其負電位提高到一定程度時，土壤液中的H+會在陰極上還原，

15、管道表面析出氫氣。氫的析出會減弱甚至破壞絕緣層的粘結力，加速絕緣層的老化。不同絕緣層的析氫電位不同。瀝青絕緣層在外加電位低于-1.2伏時開始有氫氣析出，當電位達到-1.5伏時有大量氫氣析出。因此，對于瀝青絕緣層最大保護電位取-1.2伏（相對硫酸鋼電板）。聚乙烯涂層的最大保護電位可取-1.50伏。其它防腐絕緣層，最大保護電位應經過實驗確定。如聚乙烯涂層的最大保護電位可取-1.5伏。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,20,五、陰極

16、保護的干擾腐蝕 l、金屬構筑物的陰極保護系統(tǒng)，其保護電流流入大地，引起土壤電位改變，使附近的金屬構筑物受到地電流的電解腐蝕，這種腐蝕稱為干擾腐蝕。干擾腐蝕可分為以下幾種類型： a.陽極干擾 在陽極地床附近的土壤將形成正電位區(qū)，其數(shù)值決定于地床的形狀、土壤電阻率及地床輸出電流，若有其它金屬管路通過這個區(qū)域，則有電流從靠近陽極地床部分流入而從管道另一部分流出，在流出地方發(fā)生腐蝕。這種情況稱為陽極干擾。,2024/4/1,西南石油學院

17、儲運研究所,21,b.陰極干擾 陰極保護的管路，附近的土壤電位較低，若有其它金屬管路經過這個區(qū)域時，則有電流從遠端流入金屬管路，而從靠近陰極保護管路的地方流出，流出的地方發(fā)生腐蝕，稱為陰極干擾。 陰極干擾影響的范圍較小，通常局限于管路交叉處。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,22,c.合成干擾 在城鎮(zhèn)或工礦區(qū)，長輸管路常常經過陰極保護系統(tǒng)的陽極地床后又經過陰極區(qū)域，在這種情況下其干擾腐蝕由兩方面合成。在陽極區(qū)獲得電流又在交

18、叉處陰極吸引下泄放電流引起腐蝕，從而構成合成形式的干擾腐蝕。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,23,d.誘導干擾 土壤中電流以某一金屬構筑物作媒介所引起的腐蝕稱誘導干擾蝕。如地下金屬管路經過某陰極站的陽極地床附近而不靠近陰極，但是它靠近另一條地下管路（或其它金屬構筑物）此管路恰好又與被保護管路交叉，在這樣情況下，將有電流從陽極區(qū)附近進入靠近的管路經交叉管道最后在陰極區(qū)流出。在這兩條管路流出電流的部位遭到腐蝕。,2024/4/1

19、,西南石油學院儲運研究所,24,e.接頭干擾 接頭處由于電位不平衡而引起的腐蝕。例如油氣田回注水管道，在絕緣法蘭兩端管路內壁上引起的腐蝕稱接頭干擾蝕。 干擾腐蝕形式見圖5－17。 2.對干擾腐蝕，可采取下述防護方法： a．提高防腐絕緣層的質量。 b.設計時應使未保護管道盡可能遠離用極保護系統(tǒng)。 c.對于陽極干擾腐蝕，可以在距陽極較遠有電流從管道流出的部位安裝一個犧牲陽極，使干擾電流經犧牲陽極流入地下。,,2

20、024/4/1,西南石油學院儲運研究所,25,圖5—17干撫腐蝕示意圖a.陽極干撫 b.陰極干撫 c.合成干擾 d.誘導干擾 e.接頭干擾,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,26,d.采用“均壓線”方法，即將未保護管道與陰極保護道用導線連接起來，同時進行陰極保護。其連接點最好放在腐蝕最強的地方， 在接頭的連線中附加一電阻器。以便調節(jié)未保護管道受保護的程度。對于平行管道，可采取一個陰極站綜合保護在管道沿線每隔

21、500米左右進一均壓線，保持各處電位平衡。但要注意防止在切斷電源時在平行管道之間由于自然電位不同而形成腐蝕電池。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,27,六、交流輸電線對管道的影響 一般來說，交流電引起的腐蝕比直流電小，象鋼、鉛和銅這些金屬因60周交流電引起的腐蝕，大約為直流電的1%或更小一些。但是，當高壓電線與管道平行架設時，由于蓄電場和交變磁場的影響，在管道上感應出交流電壓和電流，它對管道的影響和危害是不可忽視的。,2

22、024/4/1,西南石油學院儲運研究所,28,在交、直流疊加的情況下，交流電的存在可引起電極表面的去極化作用，使腐蝕加速。交流干擾電壓還會影響犧牲陽極的保護性能，不僅使電流效率下降，當交流干擾電壓超過某一范圍內時，還會發(fā)生極性的逆轉。尤其是鎂陽極，當交流電壓大于10伏時，就可能逆轉。 管道上為什么會產生交流電壓？交流電壓的出現(xiàn)可能造成什么后果？怎樣克服交流電壓的影響？,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,29,1、交流電對管道

23、的影響 把管道看作輸電線附近的一根導線，輸電線對它的影響可分為四種耦合方式： 傳導——即帶電部分直接與管道接通。 電容耦合——由于輸電線、管道和大地均可看作導體，因此輸電線路上的電壓可通過電容耦合傳給管道和大地。 電磁感應——一根載有交流電的導線周圍必然有交變磁場存在，處于這個交變磁場中的管道上就會產生感應電動勢。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,30,電解耦合——土壤中有交流電通過，致使通過該地區(qū)的管道在一定

24、的土壤電位梯度下產生電解腐蝕。 a.交流電對地下管道用極保護系統(tǒng)的干擾 在輸電線正常運動時，管道上可能出現(xiàn)連續(xù)和持久的交流感應電壓，它會使管道沿線的保護電位發(fā)生變化。據(jù)國內外實測3～4伏的交流干擾電壓在非堿性土壤中就可能使有陰極保護的管道發(fā)生交流腐蝕。在堿性土壤中，10伏以下的干擾電壓可認為是安全的。較高的交流電壓也會加速絕緣的老化。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,31,b.瞬時過電壓對人身和設備的危害 中性

25、點直接接地的輸電線發(fā)生單相短路接地的故障或輸電鐵塔的接地發(fā)生故障時，對附近管道產生的電磁感應電壓極高，特別是系統(tǒng)電容量大，電壓級別高的電力系統(tǒng)中，短路電流可達1萬至6萬安培，這時的交流干擾電壓達千伏以上。在短路瞬間如有人觸及閥門將嚴重威脅操作人員生命及設備的安全。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,32,防腐絕緣層在高電壓作用下，可能被擊穿形成電弧通道，電弧的高溫可能燒芽地下管道，點燃油氣造成火災。當然以上情況不是經常發(fā)生的，但

26、在設計時對于管道與高壓較電線平行或交叉處，必須采取可靠的安全措施。 2、交流電影響的分析 在管道上產生交流感應電壓，從產生影響的根源來講有靜電和電磁兩種影響，隨著電力系統(tǒng)和管道的工作條件不同，對管道影響的程度和后果是不一樣的。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,33,a.靜電影響 當輸電線上具有很高的電位，在其周圍形成一個靜電場，處在此靜電場內的管道便會由靜電感應形成一定的電壓和電流，這種現(xiàn)象稱為靜電影響，它是

27、一種電容耦合方式。由于交變電場的作用，由高壓輸電線與管道間和管道與大地間串聯(lián)的電容耦合形成一個交流感應電壓，其大小與輸電線的電壓等級和不對稱度有關。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,34,在平行于輸電線的地面管道上，如圖5－18（a）所示。管道與輸電線之間的電容小，容抗大，產生的感應電壓不能忽視。對于理地管道，盡管它有良好的絕緣層，仍然存在泄漏電阻Rl，管道與大地之間的電容可以忽略，由于大地對管道有較好的屏蔽，故輸電線與地下管

28、道間的電容耦合可以不考慮。如圖5－18（b）。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,35,圖5－18 交變電場對管道的影響 (a)管子在地面上；(b)管子在地下,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,36,b.電磁影響 當輸電線中有交變電流通過時，在輸電線周圍產生交變磁場，當管道與輸電線平行時，處于交變磁場中的管道切割磁力線，沿軸線方向將產生感應電動勢，這就是電場感應。感應電動勢沿管道軸線方向不斷迭加，將形成

29、很大的縱向感應電勢，并使沿管道各點的對地電位不相等，管道與搶電線平行距離愈長，對地感應電壓就愈高。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,37,在正常運行時，若三相負荷平衡、則電流矢量和等于零，因而三相輸電線對管道的電磁影響近于零。實際上，雖然三相負荷可能不平衡，但總的不平衡是不大的。因此，三相對稱輸電線對管道的電磁干擾影響不大。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,38,對于不對稱線路，如兩線一地制及電氣鐵路的饋電線，在正常

30、運行時的不平衡電流可能對管道產生相當高的持續(xù)的干擾電壓。管道感應的交流電的大小，決定于輸電線不平衡電流的大小、平行于輸電線路的管道長度、輸電線與管道之間的距離、輸電線所通過地區(qū)的大地導電率、管道絕緣層電阻及鋼管的電阻等。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,39,在異常運行時，如中性點接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地的短路事故，見圖5－19。短路相電流急劇增加，可能達到正常滿負荷的20～40倍，同時另外兩相的電流趨于零，極大的單相短路電流會使

31、管道上產生極高的感應電壓。,圖5－19 中性點接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地對管道的干撫,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,40,因故障而在管道上產生較高的感應電壓可能擊穿絕緣法蘭，電流將從短路的絕緣法蘭流失到其它管道或設備上。 電磁感應對管道的影響可用一等效電路來表示，如圖5－20。,5－20 交流電磁感應影響,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,41,圖5－20(a)表示管道與大地有良好絕緣時在地面上與大地絕緣的管道，管道產

32、生的感應電動勢E與其長度L的關系。管道上產生感應電動勢的原理用變壓器一樣圖上AB段等效管道，相當于變壓器的次級。由于管道與大地的良好絕緣，沒有泄漏電流，因而管道相當于開路的電源，其端電壓即為感應電動勢。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,42,但對于埋設在地下的管道如圖5－20(b)，由于防腐絕緣層的缺陷，設每一微分單元中管道與大地的泄漏電阻為RL(它與土壤電用率和絕緣電阻有關)，管道單元長度的電阻R3，電感L1，這樣每一單元長

33、度可視為閉合電路，而在每一閉合回路中產生環(huán)路電流I3。因此，管道兩端的電壓山亦稱結果電動勢）不再等于開路的感應電動勢E0而是,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,43,I3的大小與泄漏電阻RL有關，RL愈小I3愈大，結果電動勢就減小。對于一條沒有涂敷絕緣層的管道則泄漏電阻最小，感應電動勢的影響最小。管道與輸電線在接近，平行長度越長，絕緣層電阻愈大，則管道的感應電動勢愈高。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,44,正在施工的

34、地面管道可能受到靜電感應和電磁感應的綜合影響。在氣候干燥、土壤電阻率高的地區(qū)，即使是已下溝回填的管道，也會受到高壓線路的電容耦合和電磁感應的綜合影響。這是因為新建管道有良好的絕緣，加上機械回填土后管道與周圍土壤的有效接解面積小，即管道的泄漏電阻RL很大，所以感應電壓就高，可能危及人身安全。故在高壓輸電線下的地面上焊接管道時，必須采取臨時接地措施。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,45,3、消除管道交流電影響的措施 為了消除

35、交流輸電線對管道的影響，一個重要的預防措施是要求電力線路的故障時間降到最小。在設計管道時要盡可能使管道與輸電線的平行長度減到最小，嚴格遵循有關的安全規(guī)程，還可采用以下措施： a.將管道串聯(lián)大電容接地，或在管道與電力系統(tǒng)接地之間安裝接地電池。接地電池的結構見圖5－21，由一對或幾對用絕緣塊隔開的鋅陽極構成，埋在電阻率低的回填土中。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,46,圖5－21 接地電池,2024/4/1,西南石油學院儲運

36、研究所,47,b.控制電位：為了防止危險電壓對操作人員的傷害，方法之一是所有露出地面的金屬管道附屬設備處，淺埋一盤鋅帶或鎂帶。如圖5－22所示，將鋅帶或鎂帶的一端接在閥門上時將其螺旋形水平盤繞在裸露的閥桿周圍，帶盤的直徑應足夠大，以保證人站在盤外時不能摸到閥門或裸露的管道附件。鎂或鋅的帶盤埋深150毫米，帶間距離約300毫米。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,48,圖5－22 電位控制裝置,2024/4/1,西南石油學院儲運研

37、究所,49,當交流輸電系統(tǒng)在管道上感應很高的電壓時，因為與管道相連的帶盤使附近的土壤中的電壓上升。于是通過與管道接觸的人體，手或腳的電位差便大大降低，消除了操作人員遭受電擊的危險。 c.為防止絕緣法蘭的擊穿，可在法蘭上安裝避雷器或放電器，或法蘭的兩端與接地電池相連。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,50,第二節(jié) 油田金屬腐蝕與防護 一、油田金屬腐蝕概況 由1987年石油天然氣總公司對國內9個油田金屬腐蝕情況調查得知

38、，每年因腐蝕所造成的直接經濟損失達3895萬元（未包括勝利油田）。 據(jù)勝利油田生產資料統(tǒng)計，1982～1988年全油田集結系統(tǒng)因腐蝕穿孔而更換1533次，少產1.25×105t原油，1988年注水管道破漏202次，減少注水量7.15×105m3；7年中因腐蝕報廢污水站6座，近1～2年內還有8座污水站也需報廢或大修。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,51,大慶油田地處松嫩沖積平原，全境地勢低洼，地下水位高

39、，土壤電用率為20～60Ω·m?？梢娡寥栏g并不嚴重。主要問題是系統(tǒng)管線設備的腐蝕。據(jù)荷蘭某油田統(tǒng)計分析得出，管道腐蝕與原油含水有相關性，原油含水超過50％，就易形成管道內腐蝕，腐蝕速度與含水率成正比。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,52,目前大慶油田已進入高含水開采階段，因此油田金屬霞蝕日趨嚴重，僅1986年管道腐蝕穿孔11150次，更換管道262km。油田金屬腐蝕造成了管、罐、容器的嚴重腐蝕穿孔，乃至工程報廢。

40、例如投資1000多萬元建成的北四聯(lián)，運行時間不長，因站內管線、油和水儲罐腐蝕損壞嚴重，而不得不遷站重建。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,53,中原油田自1979年開發(fā)以來，腐蝕不但給油田生產造成了嚴重危害，使油田蒙受了巨大的經濟損失，同時也造成了不同程度的環(huán)境污染。文一聯(lián)污水處理站運行僅五年多時間，就全站腐蝕報廢折除。到90年底，全油田已有400km管線需更新，急需更換的達150km以上。鋼質容器腐蝕報廢的9座，腐蝕更新的2

41、0座。僅用鋼質管道、容器、油管、地面設施等腐蝕損失約4億元。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,54,玉門油田腐蝕狀況調查表明，1989年前因腐蝕報廢的管線達322.23km，腐蝕報廢的油水罐130座。僅1989年因腐蝕穿孔3631次，更新改造條輸管線97.33km其費用為180.99萬元。 二、腐蝕原因分析 l、各種腐蝕介質造成站內、站外污水管、注水管、摻水管和熱洗管的內室腐蝕。輸送介質中含O2、H2S、CO2、礦

42、物鹽和硫酸鹽還原菌等，造成化學、電化學和生物共同作用引起的腐蝕。腐蝕形態(tài)有均勻腐蝕、孔使、應力腐蝕等。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,55,2、油水大循環(huán)造成了嚴重的系統(tǒng)設備、管線內腐蝕。 在油田開發(fā)過程中，原油從油井中采出，沿集輸管網進入聯(lián)合站，處理后外輸。脫出的水進入污水處理站，污水經處理進入注水站注入中進入地層，油田水又隨原油采出并進行循環(huán)。在這個大循環(huán)中，油田水和注入水一般都是礦化度高、水溫高、導電性強，并經有一

43、定量的硫化氫和二氧化碳。在清水和污水混注時有適合還原生長的條件，在水處理過程中還進人一定數(shù)量的氧。由于這些原因，使油田水的腐蝕非常嚴重。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,56,3、鋼質管道內防腐補口 近年來一些油田已作了內防腐涂層的管道，投產不久，仍出現(xiàn)突發(fā)性局部腐蝕穿孔。原因是管接頭焊接時高溫影響使涂層失效，造成在內譯注處集中腐蝕。對焊接接頭涂層的內、外補口處理，外涂層補口較易進行、管內壁補口技術則是國內外公認的技術難題

44、。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,57,4、埋地硬質聚胺脂泡沫“黃夾克”保溫管腐蝕 在防腐廠內預制發(fā)泡成型時原料配比和料溫控制不當，造成保溫層發(fā)泡不充分、不閉合，管端無防水密封?，F(xiàn)場焊縫補口時，保溫層被劃傷或老化龜裂，使水滲透到泡沫內與阻燃劑反應析出紀離子腐蝕管外壁。這種管道腐蝕速度高達3.6mm/a，在大慶油田、中原油田都發(fā)生過類似的腐蝕例子。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,58,5、雜散電流影響 埋地

45、集輸管線除土壤腐蝕、植物根系影響之外，最嚴重的是雜散電流影響。橫貫油田的高壓電力系統(tǒng)在管道上產生的持續(xù)干擾電壓，引起強烈的雜散電流腐蝕。 6、各種鋼質污水罐、含水油罐、容器和設備由于工業(yè)大氣、潮濕環(huán)境引起的外壁腐蝕和嚴重的內腐蝕，使設備壽命大大縮短甚至整個站場系統(tǒng)報廢重建。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,59,三、防腐蝕對策 l、采取注入水質密閉、脫氧、殺菌、緩蝕和內防隊襯里綜合治理的技術措施，防止注水和污水系統(tǒng)管線

46、、設備的內腐蝕。 2、采用區(qū)域性電法保護技術，防止井下和管網、儲罐底板的外壁腐蝕。 3、加強管道內涂層補口及內涂層質量檢測、補涂機具的研制，提高補口技術水平。 4、加強新型價廉的保溫防腐材料研究，改進聚胺脂泡沫黃夾克防腐保溫層質量和補口技術。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,60,5、針對金屬罐、容器、管線的內防腐問題研究“高效、長壽、經濟、實肌系統(tǒng)綜合配套”防腐蝕技術。加強防腐涂料名蝕劑、電化學保護、機泵閥門的耐

47、腐蝕材質研究。推廣應用聚乙烯、復合玻璃鱗片、環(huán)氧煤瀝青粉末等新涂層。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,61,6、玻璃鋼管道應用 玻璃鋼管道在勝利油田首次應用是1986年，在辛三站采出水處理中得到應用，后又在永安污水沾的擴建工程中被采用。實踐證明玻璃鋼管道具有許多優(yōu)點。不飽和聚植樹脂固化成型的玻璃鋼，可完全防止污水和鹽、堿、土壤對管道內、外留的腐蝕。玻璃鋼管道管壁平滑、阻力小，重量輕，雖然一次性投資大一些但使用時間長，經濟上

48、是合算的。因此在現(xiàn)河污水站方案設計時，考慮到污水的礦化度高、腐蝕性強，進行技術經濟對比后，決定全流程上選用玻璃鋼管道。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,62,中原油田為了延長注水系統(tǒng)站內管網和容器內部構件使用壽命，站內應用了玻璃鋼管道，現(xiàn)在污水處理站內管網已推廣應用。新建過濾罐操作間全部應用玻璃鋼。文國第一中心污水站開始已將收油罐、斜板沉降罐及沖洗罐、洗井水回收罐和過濾等容器的內部構件全部換成玻璃鋼。,2024/4/1,西南石

49、油學院儲運研究所,63,第三節(jié) 氣田金屬腐蝕與防護 天然氣從井口采出經分離、計量，集中起來輸送到天然氣處理廠，含CO2和H2S少的天然氣也有直接進入輸氣干線的情況。在集輸過程中管線設備受到濕天然氣的電化學腐蝕和外壁土壤腐蝕、大氣腐蝕，其中最危險的是H2S腐蝕，其次是CO2腐蝕。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,64,一、含硫天然氣的腐蝕與防護 含硫天然氣在鉆采、輸氣及凈化過程中對鋼材的腐蝕主要有電化學腐蝕、氫脆

50、和硫化物應力腐蝕破裂。四川開發(fā)的氣田中含硫氣田占有相當比例。在含硫氣田開發(fā)中，腐蝕會造成油套管斷裂、井口裝置失靈、集輸管線爆破等嚴重事故，不僅影響天然氣生產、經濟損失，而且嚴重威脅著人員的生命安全。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,65,l、含硫天然氣腐蝕的主要類型 含硫天然氣對鋼材的腐蝕，主要有電化學失重腐蝕、氫鼓泡、氫脆和硫化物應力腐蝕破裂等幾種形式。對塑料、橡膠等非金屬材料則促使其老化。 a、電化學失重腐蝕 如

51、某輸氣管輸送含H2S50ppm的濕天然氣，由于管內低凹處積水，形成電化學失重腐蝕，輸氣僅8個月管壁厚度從8毫米減薄為0.5毫米，致使管段爆破。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,66,b、氫鼓泡和氫脆 氫鼓泡是金屬在含硫天然氣的電化學腐蝕后，在金屬中產生從幾到幾十毫米直徑的空泡，有時泡表面的金屬發(fā)生龜裂或脫層。強度較高的金屬，在含硫天然氣中發(fā)生電化學腐蝕后，雖然金屬外觀變化不大，但韌性喪失金屬變脆，這就是氫脆現(xiàn)象。 c、硫

52、化物應力腐蝕破裂 在含硫天然氣和拉應力同時作用下產生的破裂。拉應力可以來自外加負荷和內應力，而壓應力不會引起硫化物應力腐蝕破裂。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,67,2、硫化氫腐蝕 氣田開發(fā)中經常遇到的腐蝕介質是硫化氫、二氧化碳、有機硫、氣田水及氧，其中硫化氫腐蝕有獨特的影響。 a、硫化氫的腐蝕機理 在760mm汞柱、30℃時，硫化氫在水中溶解度為3克／升，溶液PH值約為4。在水中的溶解度隨溫度升高而降低，隨壓力

53、增加而增加。在水中分步離解：,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,68,在硫化氫溶液中，含有H+、HS-、S2-和H2S分子，它對金屬的腐蝕是H+、S2-和H2S在陰極、陽極的去極化過程，其中H2S隨條件不同影響也不同。 FexSy為各種結構硫化鐵的通式，硫化鐵組成和結構隨硫化氫在溶液中的濃度和PH值而變化。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,69,b、硫化氫腐蝕特點 硫化氫離解產物HS-、S2-對腐蝕有

54、加速作用。它們吸附在金屬表面上形成Fe(HS)-復合離子，使金屬電位向負值移動，促使陰極放氫加速和鐵原子鍵強度減弱，使鐵更容易進入溶液。因此，使失重腐蝕速度加快。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,70,根據(jù)電子圖研究，低濃度硫化氫能生成致密的硫化鐵膜、主要由FeS、FeS2組成，有保護作用，可顯著降低金屬腐蝕速度。高濃度硫化氫，生成主要由Fe9S8組成的黑色疏松層狀產物、不能阻止鐵離子通過，因而沒有保護作用，其腐蝕速度比前者可

55、大九倍。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,71,硫化氫可引起多種類型的腐蝕，如氫脆和硫化物應力腐蝕破裂等。根據(jù)研究認為吸附在鐵表面HS-又能阻止氫原子結合生成分子氫。因此，氫原子聚集在鋼材表面，使氫原子滲入鋼材內部速度加快，文獻指出HS-可使氫擴散速度加快10～20倍，引起鋼材氫鼓泡、氫脆及硫化物應力腐蝕破裂。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,72,氫脆和硫化物應力腐蝕破裂的原因。在理論上有各種說法，如內壓力理論、晶

56、格脆化理論及應力破裂理論等，至今還未取得一致的看法。比較經典的是內壓力理論，認為表面生成的氫原子在向鋼材內部擴散過程中上到裂縫、空除、晶錯、夾雜物或其它缺陷時，原子氫就在這些地方結合成分子氫,氫分子體積是氫原子的20倍。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,73,由于體積膨脹在鋼材內部產生極大的內壓力，致使低強度鋼材鼓泡。高強度鋼材塑性變形小，就在鋼材內部引起微裂紋，使鋼材變脆即為氫脆。硫化物應力腐蝕破裂，就是鋼材在足夠大的外加拉

57、應力或內部殘余張力作用下使鋼材微裂紋進一步擴展引起破裂。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,74,硫化物應力腐蝕破裂特征：使用時間短，幾分鐘或幾個月內產生突然斷裂；呈脆性破壞，斷口平整，無塑性變形；起爆口多發(fā)生在應力集中的部位；低應力下破壞，有時使用應力只相當于屈服應力的百分之幾就會突然脆斷。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,75,3、含硫天然氣對采氣、輸氣設備的腐蝕 a、對采氣設備的腐蝕 氣體沿井筒上升,溫度

58、壓力不斷降低，當達到氣體和凝析油的露點時就會析出水滴和油滴，天然氣中含的硫化氫、二氧化碳就溶解在液滴中，并達到飽和引起油管內外壁和套管內壁、井口閥門、閥桿、閥板發(fā)生疏化物應力腐蝕破裂和脆斷；氣流中帶有液滴、巖屑和砂粒，使得閥板和彎頭等處發(fā)生嚴重沖蝕及磨蝕。腐蝕產物硫化鐵還造成閥桿閥板卡死。井口壓力表導壓管因硫化物應力腐蝕而爆破等事故。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,76,b、集輸管線的腐蝕 集輸管線的腐蝕來自內外壁兩

59、個方面。內壁是含硫天然氣的腐蝕、外壁是工業(yè)大氣和土壤腐蝕。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,77,內壁腐蝕與油罐腐蝕情況相似，但集輸管線腐蝕也有自身特點。高壓集輸管線5～6MPa以上的硫化物應力腐蝕破裂一般發(fā)生在大面積電化學失重腐蝕之前，隨溫度升高相對濕度減低，水氣冷凝可能性減少，腐蝕速度降低；隨氣體速度增加，冷凝波被氣流帶走分布在管壁上，在金屬表面形成水膜，使腐蝕速度迅速增加。如果氣流速度達到15～20m/S，使液膜拉斷，這

60、時腐蝕速度下降；地形低凹處積泥引起大面積腐蝕，在氣液兩相界面處，腐蝕尤為嚴重。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,78,4、防止含硫天然氣腐蝕的措施 a、選用耐腐蝕材料 為了確保含硫天然氣采輸?shù)恼＿\行。在容器、管線、閥門及儀表等零部件的材質選擇上，首先應考慮到這些材質應具有良好的抗氫脆和抗硫化物應力腐蝕破裂的性能，在不能采用緩蝕劑或涂層保護的部位要考慮材質的抗電化學失重腐蝕，如閥門的閥桿和閥板。,2024/4/1,

61、西南石油學院儲運研究所,79,常用作抗硫閥門閥體閥板基體等部件和用作高壓防硫井口、大小四通、閥體、閥蘭等部件的國產鋼材有ZG25Ⅱ、ZG32Ⅱ、ZG45Ⅱ和35CrMo鋼。用作氣田壓力容器和內部集輸管道的國產材料有20g、和O9MnV鋼。用作抗流閥門、儀表結構件的材料有國產1Cr18Ni9Ti等用種。常用的非金屬材料有氟塑料和氟膠。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,80,b、緩蝕劑保護 使用緩蝕劑，顯著的優(yōu)點是能解決在

62、用設備的腐蝕問題。這點對提高設備使用壽命、安全生產、減少環(huán)境污染等具有重大意義；其次，緩蝕劑使用簡便，用量少。在四川含硫氣田采用抗硫材質主要是為防止氫脆及硫化物應力腐蝕破裂，而添加級蝕劑主要是為防止含硫氣的電化學失重腐蝕。常用的緩蝕劑有1901、粗吡啶、頁氮、7251、川天2-1等。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,81,c、工藝性防腐措施 在不降低過程處理能力和不損害生產性能范圍內，對原料進行預處理或稍許改變操作條件

63、，以期獲得防腐效果，這種方法稱為工藝性防腐。它包括腐蝕介質的脫除、溫度、壓力、流速、應力及PH值的控制。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,82,高壓集輸管線和設備，脫硫不能完全消除天然氣對管線的腐蝕，較合理的方法是采用深度脫水，防止含硫天然氣的腐蝕；對中低壓集輸管網及設備可采用脫硫（H2S≤5mg/m3），防止天然氣的腐蝕；對于長輸管線，天然氣脫硫后還要進行脫水，其目的除防止腐蝕外還能防止水化物形成，減少積水對輸氣量的影響，在

64、允許條件下，降壓輸氣、井場加熱、高流速集氣都是防腐蝕的辦法。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,83,二、氣田開發(fā)中的二氧化碳腐蝕問題 七十年代以來由于深層含CO2氣藏的開發(fā)、油田注CO2強化開采工藝的發(fā)展及地熱井開發(fā)等，都促使對CO2腐蝕與防護的研究。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,84,我國氣田開發(fā)中CO2腐蝕問題也日益突出。四川威遠氣田，從氣井中取出的油管有嚴重的抗蝕甚至穿孔。中壩氣田須二氣藏不含H2S只含

65、0.54％CO2，但從氣井中取出的油管腐蝕穿孔；輸送脫硫后天然氣的某長輸管線曾多次爆破，按其腐蝕環(huán)境及腐蝕特征，認為主要是CO2腐蝕。華北油田含CO2的氣井也出現(xiàn)嚴重的腐蝕。南海崖13-l氣田天然氣中含CO210%，勝利油田的氣田氣中CO2含量達12％，華北油田潛山構造伴生氣中CO2含量高達42%左右。CO2腐蝕問題是值得重視的。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,85,1.二氧化住腐蝕機理 CO2腐蝕可理解為天然氣中的

66、地溶解于水，生成碳酸后引起的電化學腐蝕。基本反應式為：,陽極反應,陰極反應,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,86,有的專家認為碳酸具有相當高的PH值，增加了鐵的溶解速度，另一方面未離解的碳酸在陰極反應過程對氫的釋放起加速作用。,因此在相同PH值條件下，碳酸比其它能完全離解的酸有更大的腐蝕性。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,87,腐蝕產物FeCO3、Fe3O4等在金屬表面能形成保護膜，有膜保護時腐蝕速度大大降低。膜生

67、成的不均勻或破損，常出現(xiàn)局部的不均勻腐蝕。能否在金屬表面生成均勻穩(wěn)定的保護膜，受到CO2分壓、溫度、流速、水中各種金屬或非金屬離子含量、共存的H2S含量、鋼材的金相變化等各種條件的影響。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,88,2.二氧化碳腐蝕的防護措施 目前防止嚴重的CO2腐蝕主要措施是用抗蝕金屬材料、表面涂層保護、加注緩蝕劑及工藝措施。這些措施必須在著手開發(fā)氣田時就決定，特別是海上油氣田開發(fā)，如果最初決定的措施不當，補就

68、十分困難。 a、抗蝕材料選擇 在濕CO2環(huán)境中含Cr的不銹鋼有較好的抗蝕能力。七十年代以來9Cr-1Mo、13Cr等馬氏體鉻鋼成功地用于井下管系，而22～25Cra-y雙相不銹鋼的抗蝕能力較前者更穩(wěn)定。,2024/4/1,西南石油學院儲運研究所,89,b、加注緩蝕劑 國外常用康托爾（Kontal）系列緩蝕劑及納爾科（Nalco）公司的2VJ－612 N緩蝕劑等，據(jù)稱對抑制CO2腐蝕有好的效果。 c、內壁涂層和襯里