第五章 运工程中金属腐蚀的特点及防护方法.ppt

西南石油学院储运研究所 第五章 储运工程中金属腐蚀的 特点及防护方法 §5.1 地下管路腐蚀特点和防护方法 5.1.1 腐蚀特点 （4）防止含硫天然气腐蚀的措施 选用耐腐蚀材料 为了确保含硫天然气采输的正常运行，应根据采气系统和集输系统的运行条件（压力、温度和介质的腐蚀性等），参照相关标准，经济合理地选用抗硫材料。 缓蚀剂保护 使用缓蚀剂，以保护膜形式隔离腐蚀环境与设备。在四川含硫气田采用抗硫材质主要是为防止氢脆及硫化物应力腐蚀破裂，而添加级蚀剂主要是为防止含硫气的电化学失重腐蚀。常用的缓蚀剂有1901、粗吡啶、7251、CT2-1等。 5储运工程中金属腐蚀 工艺性防腐措施 在不降低过程处理能力和不损害生产性能范围内，对原料进行预处理或稍许改变操作条件，以期获得防腐效果，这种方法称为工艺性防腐。它包括腐蚀介质的脱除、温度、压力、流速、应力及pH值的控制。 工艺性防腐关键是脱水。因为在湿H2S环境下引起的腐蚀反应是产生大量的H吸收；湿H2S气体对低运行压力条件下管道的内应力集中处危害极大，对管网升压运行也构成了威胁。 5储运工程中金属腐蚀 2、气田开发中的二氧化碳腐蚀问题 七十年代以来由于深层含CO2气藏的开发、油田注CO2强化开采工艺的发展及地热井开发等，都促使对CO2腐蚀与防护的研究。 我国气田开发中CO2腐蚀问题也日益突出。四川威远气田，从气井中取出的油管有严重的抗蚀甚至穿孔。中坝气田须二气藏不含H2S只含0.54％CO2，但从气井中取出的油管腐蚀穿孔；输送脱硫后天然气的某长输管线曾多次爆破，按其腐蚀环境及腐蚀特征，认为主要是CO2腐蚀。华北油田含CO2的气井也出现严重的腐蚀。南海崖13-l气田天然气中含CO210%，胜利油田的气田气中CO2含量达12％，华北油田潜山构造伴生气中CO2含量高达42%左右。CO2腐蚀问题是值得重视的。 5储运工程中金属腐蚀 （1）二氧化住腐蚀机理 CO2腐蚀可理解为天然气中的地溶解于水，生成碳酸后引起的电化学腐蚀。基本反应式为： 阳极反应 阴极反应 5储运工程中金属腐蚀 有的专家认为碳酸具有相当高的pH值，增加了铁的溶解速度，另一方面未离解的碳酸在阴极反应过程对氢的释放起加速作用。 因此在相同pH值条件下，碳酸比其它能完全离解的酸有更大的腐蚀性。 5储运工程中金属腐蚀 腐蚀产物FeCO3、Fe3O4等在金属表面能形成保护膜，有膜保护时腐蚀速度大大降低。膜生成的不均匀或破损，常出现局部的不均匀腐蚀。能否在金属表面生成均匀稳定的保护膜，受到CO2分压、温度、流速、水中各种金属或非金属离子含量、共存的H2S含量、钢材的金相变化等各种条件的影响。 5储运工程中金属腐蚀 （2）二氧化碳腐蚀的防护措施 目前防止严重的CO2腐蚀主要措施是用抗蚀金属材料、表面涂层保护、加注缓蚀剂及工艺措施。这些措施必须在着手开发气田时就决定，特别是海上油气田开发，如果最初决定的措施不当，补就十分困难。 抗蚀材料选择 在湿CO2环境中含Cr的不锈钢有较好的抗蚀能力。七十年代以来9Cr-1Mo、13Cr等马氏体铬钢成功地用于井下管系，而22～25Crα-γ双相不锈钢的抗蚀能力较前者更稳定。 5储运工程中金属腐蚀 加注缓蚀剂 国外常用康托尔（Kontal）系列缓蚀剂及纳尔科（Nalco）公司的2VJ－612缓蚀剂等，据称对抑制CO2腐蚀有好的效果。 内壁涂层和衬里 在管道、容器的内壁采用树脂、塑料等涂层、衬里保护，已成为防止腐蚀的常用方法。在压力较高的情况卞采用0.12～0.2mm厚度的酚醛、环氧改性酚醛树脂类涂料，有较好的抗蚀能力，但不耐磨蚀。为了提高耐磨蚀能力可以加广涂层。地面低压管道及容器可采用玻璃钢或聚乙烯、聚氯乙烯材里效果也比较好。 5储运工程中金属腐蚀 §5.4 金属油罐的腐蚀与防护 5.5.1 概 述 在油气储运系统中，储存是一个重要环节。目前大多采用钢质储罐，也有少量的混凝土。玻璃钢非金属储罐。 钢质储罐在运行当中，经常遭受内、外环境介质的腐蚀。内腐蚀主要为内部储存介质（油、气、水）、罐内积水（油品中分离水）及罐内空间部分的凝结水汽的腐蚀作用；外部腐蚀则为大气腐蚀。土壤腐蚀、杂散电流干扰腐蚀及保温层结构吸水后的腐蚀影响等。 5储运工程中金属腐蚀 据1986年对9个油田的调查显示，共有油、气、水容器11449台，因腐蚀造成容器穿孔1615次（外腐蚀681次。内腐蚀934次），平均穿孔率为0.14次／（台·年）。 1995年管道局统计共有大型储罐180多座，最大单座罐容量为 10 X 104m3。按储罐役龄分，15a以