综合防腐技术

综合防腐技术（精选九篇）

综合防腐技术 篇1

一、油田集输管线腐蚀、结垢的原因

1. 腐蚀原因

随着开采技术的不断改进, 原先的普通钢旧管线已经不能满足现阶段提液的需要, 集油管线腐蚀严重, 易造成更新次数频繁的现象;底层水矿化度高, 输液介质的电导率高, 造成局部管线电化学腐蚀严重, 尤其是焊接钢管的部位, 受材质不均匀的影响, 造成金属溶解, 极易造成焊口穿孔的发生;受地质条件的影响, 地层胶结比较疏松, 砂的含量较大, 由于输液时的含水量较大, 使得携沙能力降低, 砂沉积在管线底部, 随着集输液介质移动, 在钢管处产生磨蚀作用, 造成槽沟腐蚀, 降低钢管的使用寿命;若开采区的温度过高, 也会加重腐蚀力度;集输介质携带的砂对弯头、弯管产生冲击作用, 造成弯管和弯头处穿孔的频率增加;开采时, 产液中含气量较大, 使气液两相在管道中呈段塞流, 局部位置产生滑落现象, 使不稳定流态加剧, 造成管线振动;若土壤的含水量和含盐量都比较高, 使土壤的电阻率小, 电离性强, 在钢管表层形成腐蚀电池, 加上输液温度的影响, 进一步降低土壤的电阻率, 加快了电化学的腐蚀速率, 造成腐蚀现象。

2. 结垢原因

在集输过程中, 若两种或两种以上的异型水混合, 就会使离子的饱和状态受到破坏, 造成集油干线结垢问题;管线输液流态的变化, 也会造成结垢问题, 受油井产业量不稳定、管线走向、含气量等因素的影响, 使流态发生变化, 造成离子平衡状态的破坏, 析出的结晶固结在钢管内壁, 形成结垢, 主要位于弯管和变径处;若长距离运输, 远离转接站, 运输支线多、压降大, 改变了离子的饱和状态, 造成成垢离子的析出, 一旦管线结垢, 就会造成管径的缩小, 输液的阻力增大, 形成严重的结垢现象, 影响生产;受井温的影响, 长距离输送会造成温差变化大的问题, 破坏了离子的平衡状态, 尤其在温差大的支线液量汇入处、水套炉出口处等, 结垢现象最严重;受集输管线磨阻的影响, 磨阻越大, 成垢的晶体越容易固结, 加剧不稳定流态, 提高了结垢的速度, 使晶体结垢越来越大, 影响生产。

二、防腐防垢综合配套技术的应用

1. 三级旋流除砂技术

为了解决油井出砂量大, 磨蚀严重的问题, 特采用了三级旋流除砂技术, 主要应用于单井、计量站和接转战, 受重力和离心力的影响, 将集输过程中携带的砂在进入集油干线前进行分离, 从而解决腐蚀问题。

2. 油气分输技术

由于计量站的气量较大, 易造成集油管线频繁穿孔的现象, 因此, 将油气分输技术引进来, 安装一台直径为1200mm的卧式分离器, 并将原管线湿气返输线, 降低含气量。

3. 计量站流程技术

将原来的旧管线进行相应的修复, 并和新建的流程相连, 使计量站具有双线流程, 一旦导线发生穿孔, 立即导入备用线, 不影响正常生产, 避免因停井而带来的损失。

4. 分水技术

在接转战与集油干线末端应用分水技术, 可有效处理日常产生的污水, 将污水通过污水管线输入污水处理站, 使接转战的运行压力得到有效的缓解, 有利于提高区块油井体液的产量, 提高经济效益。

5. 加药除垢技术

经过相关的模拟实验, 在计量站安装了一些加药设施, 像药剂泵、药剂罐和搅拌器等, 采用的是连续泵入集油管道的方式, 引入加药防垢技术。从使用效果来看, 取得了良好的防垢效果, 干线压力没有升高。

6. 其他技术

将聚合物水泥砂浆复合内衬技术应用在集输管线防腐上, 取得了较好的效果, 该技术将旧管线作为骨架, 内衬结构采用的是普通的硅酸盐水泥, 内部涂玻璃钢鳞片层, 有助于管线内壁的光洁, 减小摩擦阻力, 没有结垢, 且具有较强的耐腐蚀性能, 延长了使用寿命, 基本上和新管线相当, 投资是新管线的三分之一, 有效的降低了成本, 经修复完毕的管线共有四层结构;酸洗除垢技术应用在集输管线中, 虽然取得了一定的效果, 但有效期较短, 平均为230多天, 加上成本较高, 并未得到广泛的使用;非金属管线具有很多优点, 像耐酸碱、防腐、防潮、绝缘、磨阻小、输液能力高等, 主要有玻璃钢复合、玻璃钢内衬、水泥砂浆复合管线等, 主要应用于异型水混输和高含水、高矿化腐蚀介质的环境中, 将非金属管线应用在高含水区块的输液管线上, 取得了不错的效果, 有效缓解了集输管线的腐蚀、结垢问题。

综上所述, 各种防腐防垢技术的应用都取得了一定的效果, 尤其是非金属管线、一站双线、异型水分输等技术的应用, 使防腐、防垢状况得到极大的改善, 但依然需要加强研究, 尤其是化学防垢技术的研究。

结语

针对油田中后期开发中集输系统存在的腐蚀和结垢问题, 本文进行了重点的探究, 从腐蚀和结垢产生的原因开始分析, 并结合相应的原因, 分析了各个防腐防垢综合配套技术的应用, 通过这些技术的应用, 都取得了良好的效果, 延长了集输系统的使用周期, 进而提高了油田的开发效益。

参考文献

[1]陈涛.油田集输系统腐蚀结垢与防治[J].石油化工腐蚀与防护, 2011 (02) .

[2]祝海涛.油田油田产出水垢原因与防治对策研究[J].石油化工应用, 2008 (02) .

[3]马培红.塔河油田集输系统内防腐技术研究[J].油气储运工程, 2010 (04) .

海洋管道防腐技术与发展 篇2

由于海洋管线所工作的严重腐蚀条件，海洋管材经常发生因腐蚀所引起的相关管线的穿孔破坏方面的问题。据分析，当前几种防腐技术主要如下。

1.电化学防腐

电化学腐蚀的特点是有电流产生电化学腐蚀中的电流也正是由于金属在电解质溶液中形成了结构与原电池相似的“腐蚀电池”而产生的。通常在电化学腐蚀的金属中，腐蚀电池极小，但数量极多。金属接触到电解质溶液，发生原电池效应，比较活泼的金属原子失去电子而被氧化，腐蚀过程中有电流产生，叫电化学腐蚀或电化腐蚀。国外已成功地将水性硅酸锌涂料用于长输管道的防腐，其中著名的应用实例有澳大利亚Morgan-Wyalla油管长达250km，采用水性硅酸锌为防锈涂料，效果很好。以色列、韩国采用环氧富锌底漆代替热喷锌，用于地下管道防腐，亦取得良好效果。使用富锌类涂料应特别注意的是锌在常温下相对铁是阳极，但在一定温度范围内（76。7～ 104。4） ，锌对铁来说就变成了阴极，腐蚀发生时，铁成为阳极首先被腐蚀掉。

2.涂料防腐

环氧煤沥青层。随着长距离江底或海底输水管线的修建，水下钢管防腐涂料发展很快。如： 环氧煤沥青、环氧粉末、聚乙烯胶粘带、黄绿夹克及氯化橡胶漆膜等。

环氧煤沥青防腐涂料，是以厚膜、长效和适用于严酷腐蚀环境条件为主要特征的一种专用系列涂料产品。该防腐涂料在水下管道工程中具有良好而稳定的防腐性能，尤其是耐海水、江水的腐蚀，在国内外作为钢结构的长效防腐涂料被广泛应用于恶劣的腐蚀环境中，它在水下钢质管道防腐工程中也得到了广泛应用。

环氧煤沥青涂料是由环氧树脂、煤焦沥青、颜料、溶剂、固化剂等组成， 为双组分包装， 一组分中有底漆和面漆， 另一组分为固化剂。它具有以下特点：

防锈性和耐化学介质腐蚀性良好。在污水工程中， 管道内输送的介质为城市生活污水和工业废水， 其化学成分非常复杂。在施工中， 管道内防腐采用一底五油， 涂层厚度不小于420um， 按理论计算的防腐层的保护年限为20年。

电绝缘性优良， 耐离散电流、耐热、耐温度剧变等。环氧树脂本身是热塑性高分子化合物， 加入固化剂后能在几小时内交联固化， 形成不熔的高分子涂层。在两个工程中， 钢管的外壁防腐均采用一底四布五油， 涂层厚度为600～ 900Lm， 玻璃布固化后形成类似玻璃钢结构的致密涂层， 从而使钢管表面与外界电解质有较好的绝缘性。

物理机械性能良好， 附着力好， 漆膜坚韧耐磨。成膜后分子结构中的苯环上羟基已被醚化，所以质量稳定， 涂膜刚柔结合， 耐磨性好。

环氧玻璃鳞片涂料。玻璃是一种优良的抗化学药品和抗老化性的无机材料。玻璃鳞片是玻璃经1700 ℃高温熔化再经独特工艺吹制而成的极薄的玻璃碎片，厚度一般为2～5μm ，片晶长度为 100～300μm。该文原载于中国社会科学院文献信息中心主办的《环球市场信息导报》杂志http：//www.ems86.com总第528期2013年第47期-----转载须注名来源玻璃鳞片的片径纵横越大，涂层的抗渗透性能越强。玻璃鳞片能把涂层分割成许多小空间，使涂层中的微裂纹、微气泡相互分割，同时抑制了毛细管作用的渗透。玻璃鳞片的硬化收缩率只有其它材料的几分之一到几十分之一，这大大地提高了涂层的附着力和抗冲击性能，抑制了涂层龟裂、剥落等缺陷。

环氧玻璃鳞片涂料的特点。由于玻璃鳞片的化学惰性，使它具有良好的配伍性，可与氯化橡胶、氯磺化聚乙烯、环氧树脂、环氧煤沥青、酚醛环氧树脂、不饱和聚酯树脂和乙烯酯等多种树脂组成防腐涂料。环氧树脂涂料本身具有良好的附着力、抗化学品性和电绝缘性等优良性能。加入玻璃鳞片进行优良组合后，具有极优良的抗介质渗透性、优良的耐磨损性、硬化时收缩率小，热膨胀系数小、衬里下基体温表粘结性好，耐温骤变性好、施工方便，可采用喷、滚刷和抹等工艺，修补容易。

玻璃鳞片涂料的防腐机理。涂料作为防腐层最简单的方法，就是使介质与基体隔绝，而涂料通常存在孔隙，而介质（水、酸、碱）等小分子的直径一般比涂层的孔隙要小，加上这些与涂层接触的介质都是直线地通过，而涂层又不可能涂得很厚（否则要产生裂纹），一般的涂料即使可以较好地耐其所接触的介质腐蚀，但它抵挡不住介质向基体的扩散渗透。所以，普通的防腐涂料一般只能作为大气防腐而不能起到衬里的作用，尤其在液相介质和温度较高的场合。

高固体分环氧铝粉漆。大部分环氧树脂涂料都是以高相对分子质量环氧树脂为成膜基料的，而高固体分改性环氧铝粉漆采用的是以低相对分子质量碳氢树脂改性的成膜物，不含沥青致癌物，不用异氰酸酯固化，具有优异的表面润湿性和渗透性，涂层附着力优异，漆膜坚韧耐磨，与阴极保护系统相容性好，可以在冬季低温时固化。涂膜中加入铝粉，增强了防水耐蚀性能。

3.熔结环氧粉末外涂层技术在海底管线中的应用

在海洋石油工程中，防止材料腐蚀是一项重要的课题，目前主要以涂层作为防护手段。 环氧粉末是一种由环氧树脂、固化剂填料和颜料等组成的单组分、热固性粉末涂料。熔结环氧粉末涂层具有热固性交联分子结构特点以及与钢的某种程度的化学键结合特性，作为防腐层具有优良的性能，因此被越来越多地应用于长距离输送油气管道的防腐。

双层环氧粉末外涂层的特点： 双层环氧粉末外涂层是采用静电喷涂技术，将环氧粉末喷射到预热钢管的表面，利用环氧粉末的热固性交联分子结构特点以及与钢的某种程度的化学键结合特性，使环氧粉末熔结固化反应后形成坚硬而致密的立体结构防腐层。 静电喷涂技术的基本原理是，环氧粉末由压缩空气输送到喷枪前端，粉末在喷枪出口处通过高压静电而产生空气电离层，此时粉末粒子带有电荷，而钢管外表面带有相反的电荷，飞向钢管表面的粉末粒子在静电力和黏结力的作用下，吸附在钢管表面，形成一层厚度均匀的涂层。 双层环氧粉末外涂层两种不同性能的涂层在喷涂过程中一次成膜熔结完成，其底涂层由普通环氧粉末熔结而成，主要起防腐作用；面涂层由改性环氧粉末熔结而成，主要起提高机械性能的作用因此，双层环氧粉末外涂层既具有优越的防腐性能，又具有良好的抗冲击和耐磨的机械性能；同时易于施工，经济性也比较好。铺设海底管线时，管线管的防腐层和混凝土层会受到较大剪切力的作用，如果配重层与防腐层的剪切强度不够，则会出现配重层滑脱的现象。因此，需对防腐层进行增阻。不同类型的防腐层所采取的增阻措施是不同的。

虽然我国的海洋管材防腐技术还不是很成熟，但是正在被改进和完善。例如对于外防腐层而言，其质量的好坏将会对管线运营的使用寿命以及安全起着直接性的影响，这就要求我们要对高压管线的检测技术以及防腐技术进行不断的提高和改进，以此来对安全等方面加以确保。相信在不远的将来我们的管道建设方面也会取得比较辉煌的成就。

综合防腐技术 篇3

记者:目前, 石油化工行业普遍面临原油劣质化、设备腐蚀严重、安全形势严峻等现实, 一旦发生事故往往造成人员伤亡, 停工停产和环境污染。您如何看待石油化工企业防腐与安全生产的关系, 腐蚀防护技术与安全技术该怎样结合, 才能有效预防与控制生产安全事故发生?新技术开发中心承担过诸多工程项目, 从最初设计、选材到监控运维, 对企业防腐蚀工程的各个阶段您有何建议?

宋广成:防腐工作不到位, 会影响到石化生产设备的可靠性、完整性, 损害其经济效益和连续长周期安全稳定生产。由此产生的结果或是安全事故, 或者泄漏污染事故, 以及次生影响, 例如环保事故, 还会波及人民群众的安全和健康。所以, 做好防腐工作关系到国计民生。防腐是安全工作的重要组成部分, 是安全生产的必要条件。这项工作做不好, 安全生产不可能得到真正保障。

要做好石油化工行业的防腐工作, 可以借鉴中医的智慧——“预防为主, 治疗为辅”。在预防上, 要加强全过程控制, 进行系统性防控, 不能“头痛医头, 脚痛医脚”, 应从设计、安装、运维、监测等全过程进行防控, 并根据设备使用的环境、工艺条件和要求进行综合分析。我对防腐蚀工程各个阶段的具体建议如下:

设计阶段, 需要精细化和专业化的防腐设计及审查。在考虑经济性的前提下, 应最大限度提高设备防腐容量, 建立预防体系。

选材方面, 要理论结合实践。注重现场设备的实际需求, 要明白防腐学科不是单纯的逻辑计算体系。

监控运维, 科学监测及时捕捉腐蚀的发生和发展迹象, 快速采取措施, 控制腐蚀, 避免腐蚀对设备的伤害。尤其防止因腐蚀产生泄漏后, 火花引起的火灾和爆炸事故。

记者:在石油化工行业, 防腐问题被视为延长化工设备使用寿命, 维持生产正常运行的重要工作, 但从安全生产的角度看, 目前防腐主要面临哪些问题, 应如何解决?

宋广成:从安全生产的角度出发, 石化行业的腐蚀控制更应该注重局部腐蚀和最薄弱环节的腐蚀控制。

目前, 防腐蚀主要面临的问题是导致腐蚀的产物在ppm (百万分之一) 数量级, 比如环烷酸, 而炼化生产设备的设计部门往往做不到如此精细的定量计算, 即无法设计出与腐蚀成因完全对接的产品, 这类似于无法定量计算疾病的发生和发展过程, 精细且复杂。

此外, 设计和运维人员必须对生产现场十分了解, 其方案才能充分满足企业安全生产的实际需求, 这就要求设计者必须有很强的专业经验与背景, 否则只能等现场出了问题再更改, 成本高且易形成恶性循环。如果设计上出现短板, 自然会造成安全隐患。在此方面, 建议设计部门要和科研部门通力合作, 以使设计方案更好地满足安全生产实际需求。

对于在役设备的防腐工作, 主要应着力在监测上, 必须将石油化工设备的安全评估与腐蚀评估相结合, 加强腐蚀监测技术的应用及研究, 并根据监测数据调整操作, 做到心中有数。要控制腐蚀苗头, 预测腐蚀趋势, 主动应对, 做到“治未病”, 避免突发事故。目前, 新技术开发中心正学习国外先进经验, 研究实时监测、在线监测等软件操作系统。国内目前在防腐监测技术上比较领先的石化企业有锦西炼化, 兰州炼化等, 从整体看, 技术力量还很不够, 需要进一步提升。

记者:业内人士认为, 石油化工生产中使用很多的有机溶剂均有极强溶解性, 可以将涂料的成膜溶解, 并且有机溶剂极易产生静电积聚而发生爆炸, 这对于石油化工设备的防腐是一个很实际的问题。对此您如何看?此外, 重防腐涂料在石油化工行业防腐上有不可替代的作用, 对重防腐涂料的应用, 比如配套、施工中应注意哪些问题?

宋广成:对于有机溶剂, 溶剂成膜, 破坏涂层等问题, 需要具体到某个溶剂, 开展溶剂实验, 才能得出具体结论。对于有机溶剂产生静电灾害的问题, 需要开展科学研究, 通过新技术与新思路, 找到切实可行的有机溶剂代替品。目前, 采用无溶剂和水溶剂已是大势所趋。当然, 防腐的手段是多样化的, 不能“一涂打遍天下”, 还可采用复合材料、缓蚀剂、优选材料等实现防腐。

至于重防腐涂料应用, 在配套施工中应注重施工简便, 价格低廉, 选用绿色环保的材料。防腐蚀类似防洪大堤, 最忌讳局部缺陷, 要求整体隔离性和完整性要好, 尤其要保证重防腐涂料干燥固化后的质量和完整性效果, 这是涂料配套施工中必须关注的重要事项。

“三分涂料, 七分施工”, 主要加强每一道程序的监督管理, 包括底材处理后的表面粗糙度、磨料的使用、施工条件如温度和湿度、双组分的正确配比、适用期内使用、涂层间的覆涂间隔、施工后的检查等环节的控制, 须形成一套完整的规范。且有必要将涂层 (不是涂料) 的质量寿命与施工单位的经济利益挂钩。

记者:您是中国腐蚀与防护学会咨询委员会和中国工业防腐蚀协会标准化委员会的成员, 编制过《石油静电安全规范》等8项石油静电强制性国家法规。从标准规范上看, 防腐蚀在预防安全生产事故方面, 是否存在标准缺位或亟待完善的问题, 该如何解决?

宋广成:防腐的关键是预防。石化企业如何预防腐蚀的发生、预测其发展方向, 确实需要从标准等方面研究补充。新技术开发中心一直致力于标准研制工作, 先后研制了GB 13348—1992《液体石油产品静电安全规程》 (2009年修订更新为GB 13348—2009) 、GB15599—2009《石油与石油设施雷电安全规范》、GB/T 16906—1997《石油罐导静电涂料电阻率测定法》等10多项国家标准。目前, 防腐领域还缺少腐蚀检测, 装置防腐效果评价的标准和第三方论证。仅以标准的数量看, 我们和国外还相差太远, 只有人家1/10, 有太多领域需要补充完善。

国家标准是规范经济和社会发展的重要技术制度, 马虎不得。遗憾的是, 我国的相关防腐标准不仅少, 还有一些存在错误。例如, GB 50393—2008《钢质石油储罐防腐蚀工程技术规范》中涉及“涂层保护”的第4.1.4条描述“当采用导静电型防腐蚀涂料时, 应采用本征型导静电防腐蚀涂料或非碳系的浅色添加型导静电防腐蚀涂料, 涂层的表面电阻率应为108Ω~1011Ω。”标准的制定应与国际标准接轨, 这一描述不仅与国际标准冲突, 也犯了常识性错误, 因为表面电阻率1010Ω以上为绝缘, 不可能导静电。同时, 这也与油品出厂规定的“电阻率109Ω及以下”严重不匹配。

记者:您对国外石油和化工行业防腐蚀现状是否了解, 有哪些先进经验值得国内企业借鉴?

宋广成:首先, 国外发达国家在石化行业的防腐蚀上, 主要推崇设备完整性管理的理念, 即从前期安全评估、风险防范管理、变更管理、设备检测规范, 一直到数据分析、设备寿命预估等多个环节, 形成一整套的设备完整性管理系统。其次, 国外还对石化生产过程中的工艺过程实施精细化控制, 针对工艺不同阶段和不同环境下腐蚀风险的分析和评估, 现已有了成熟的经验和标准, 并形成了可应用的软件产品。最后, 国外企业都很重视安全, 肯投入成本, 清楚地知道“安全第一”对经济效益的影响。以上这些, 都值得我们学习借鉴。

此外, 在国外, 协会的作用不可小觑。像美国石油学会 (API) 、美国防腐工程师协会 (NACE) , 美国材料试验学会 (ASTM) 等学会, 在美国均具有举足轻重的影响, 在国际上他们制定的标准也普遍被各国所采纳。例如:新技术开发中心制定的GB 13348—1992《液体石油产品静电安全规程》、GB15599—1995《石油与石油设施雷电安全规范》等国标就是参考美国石油学会API RP 2003《防止静电、闪电和杂散电流引燃措施》等标准, 并本土化后制定的, 标准自1992年颁布起在抑制石油静电, 雷电事故方面起到了决定性作用;又如:GB6539—1986《轻质石油产品电导率测定法》 (被GB/T 6539—1997代替) , GB 6950—2001《轻质油品安全静止电导率》等国标也是参照美国ASTM D2624—2009《航空燃料与馏分燃料电导率测定的标准试验方法》等标准并进行适当修改后制定的, 至今这些标准仍在各石油石化企业、民航、部队等部门广泛使用并产生了可观的经济效益和社会效益。

记者:请介绍下新技术开发中心在防腐蚀工作上取得的成绩以及下一步的工作规划。

宋广成:新技术开发中心 (石油罐导静电涂料检测规范国家标准管理组) 承担石油石化工程项目的防腐蚀保温工程设计、施工、验收;防腐蚀、防静电、防雷电新标准新技术咨询、培训、检测、评定等服务;防腐涂料, 防静电检测仪表经销、标定、校准、维修等工作。

在标准研制上, 目前, 主要进行新标准《易燃易爆危险品运输车辆防雷防静电技术规范》的研制工作。同时, 补充完善有缺陷、有错误的标准, 像前面提到的GB50393—2008《钢质石油储罐防腐蚀工程技术规范》。新技术开发中心十分重视国家标准的宣贯工作, 从1992年GB 13348—1992《液体石油产品静电安全规程》发布开始, 先后在上海、深圳、海南、大连、乌鲁木齐、兰州、洛阳、成都、昆明等地举办过标准宣贯会100多次, 仅2014年就在深圳、成都、青岛、苏州、上海、宁波等城市就举办了6次防腐宣贯会和技术论坛。

静电、雷电安全技术是一门新崛起的应用边缘学科, 但是静电、雷电也显露出难于驾驶的特性, 给人类带来各种灾害。正因为如此, 静电、雷电学科已成为国内外非常活跃的学科之一, 是许多工业部门、科研院所、大专院校的研究对象。

随着现代工业的发展和科技的进步, 静电、雷电又逐渐闯入了每一个工业领域, 如石油、石化、化工、船舶、纺织、造纸、印刷、橡胶、塑料、制药、电子、国防等行业及易燃、易爆品的生产及储运, 都不同程度地遭受了静电、雷电的危害。因此, 又迫使人们不得不把注意力重新转向这一古老的学科。防静电、防雷电危害问题的研究就成了当代工业生产中安全技术的重要研究内容之一。

新技术开发中心牵头联合中国石化、中国石油等多家公司和专业研究院所正在编写《工业静电与雷电安全指南》一书, 从静电灾害防治和雷电灾害防治两个方面, 结合有关工业的实际情况, 把国内外静电学科、雷电学科的最新研究成果及其防治措施介绍给读者, 从而加深对各种静电现象、雷电现象的理解和防治, 使之更好地为工业产业部门服务, 尽量减少静电灾害和雷电灾害。

工业静电、雷电是一门新型的涉及面广, 技术性强的学科, 静电参数、雷电参数均是些重复性、再现性较差的理化指标。许多技术仍在研究探讨之中, 工业静电、雷电安全技术研究的道路还很长, 需要大家一起努力。

在企业服务上, 新技术开发中心先后为福建、茂名、惠州、宁波、哈尔滨、克拉玛依、燕山、武汉等地的石化企业进行过现场技术服务工作;调查处理过福建、南京、武汉、锦西等地炼厂的防腐质量事故工作 (调查、识别、确定了福建、南京、武汉、锦西等地炼厂的防腐质量事故的产生原因) 。为荷兰IP (International Paint) 、挪威佐敦 (JOTUN) 、美国PPG、美国杜邦 (Du Pont) 、香港海虹 (HEMPEL) 、上海开林、北京红狮、宁波东升等近百家国内外涂料厂商进行过涂料综合评估实验或现场检测工作。

浅谈管道防腐保温技术 篇4

关键词管道防腐;保温

中图分类号TU8文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)051-0124-01

1管道防腐保温技术概况

我国管道采用硬脂聚氨酯泡沫保温时使用的外防腐层主要有两种:即石油沥青玻璃布防护层和聚乙烯夹克防护层。硬质聚氨酯泡沫塑料保温层外加石油沥青玻璃布防护层的施工工艺为喷涂泡沫成型或模具成型后外缠石油沥青玻璃布,生产效率低,施工工艺落后,现在已较少使用。硬脂聚氨酯塑料保温层外加聚乙烯夹克防护层的施工工艺有“管中管”成型和“一步法”成型两种,随着两种施工工艺日趋成熟,生产效率高,从而使油田集输管线的保温几乎全部采用了硬脂聚氨酯泡沫塑料保温外加聚乙烯夹克的结构。国内先后采用了玻璃钢、石油沥青玻璃布、聚乙烯胶带、聚乙烯电熔补口套及聚乙烯热收缩带等补口材料。由于玻璃钢补口材料与聚乙烯夹克不匹配,目前已不使用。

2防腐保温结构及材料选择

2.1防腐保温层结构

1)埋地钢制管道防腐保温层是由防腐层一保温层一防护层组成的复合结构。防腐层是指防腐涂料或具有防腐性能的热熔胶层;保温层是指泡沫塑料层;防护层是指聚乙烯塑料层。2)防腐层材料及厚度由设计确定,但厚度不应小于80µm。3)保温层厚度应采用经济厚度计算确定,但不应小于25mm。4)防护层厚度应根据管径及施工工艺确定,但不应小于1.2mm。5)防腐保温层端面必须用防水帽密封防水。

2.2常用油(气)管道敷设方式

油气管道敷设方式通常采用架空、管沟及直埋敷设。根据敷设方式的不同,所采用的保温及外护层材料亦不同,现分述如下:

1)直埋敷设。当温度小于100℃时,钢管经除锈后,进行钢管表面防腐,其防腐材料要求较高,目前广泛采用的涂料有氰凝、TO树脂及其它聚氨脂或树脂类涂料。2)管沟敷设。该种敷设方式广泛用于站内管道或跨越管段。钢管除锈后,刷防锈涂料。3)架空敷设。该种敷设方式仅适用于站场管道。钢管除锈后刷防锈涂料。4)防腐涂料其性能如附着力、柔韧性、耐冲击强度等要符合要求。

3管道防腐材料及敷设结构

3.1防腐层

钢管防腐层常用材料有S52—1型聚氨酯型防腐防水漆、煤焦油瓷漆、防锈漆、TO树脂、环氧粉末、环氧树脂类涂料、环氧煤沥青及热沥青等。

3.2外保护防水层

地上敷设管道多采用镀锌铁皮、铝箔玻璃钢等。埋地管道则多为高、低密度聚乙烯包覆层,俗称夹克。近来也有将高、低密度聚乙烯综合起来使用做防护层的,俗称中密度聚乙烯。该种材料既有近似于高密度聚乙烯的强度,同时又具有低密度聚乙烯的韧性,将二者综合后的材料大大延长了材料的耐环境应力开裂时间。埋地保温管道的外防水层也有的使用TO树脂玻璃钢、环氧树脂玻璃钢或改性石油沥青玻璃布等。整改、整修的管道一般采用环氧煤沥青、冷缠胶带、煤焦油瓷漆等防水防腐材料。

3.3补口材料

管道腐蚀的主要原因是由于地下水从管道补口处侵入保温层后,由电化学腐蚀引起的。但从近年来使用保温管道的补口材料来看,过去主要采用冷缠带、石油瀝青玻璃布等,近年来,由于热缩制品的发展,多采用聚乙烯热收缩带、聚乙烯热熔套等。针对补口是保温管道的关键环节,设计中一般在管端采用辐射交联热收缩性防水帽,并在补口处钢管外壁采用加强防腐措施,采用的材料有加强煤焦油瓷漆、加厚型S52—1型聚氨酯专用防水防腐漆、环氧类防水材料、辐射交联热收缩套(带)等。

从上所述可以看出,管道保温材料从其类型上可分为多泡型、空气层型和纤维型三大类。

由于多泡型保温材料具有导热系数小、吸水率低、抗压强度高及易于成型和便于施工等优点,在国外的油气管道保温中已经得到越来越广泛的应用。

4管道防腐材料特性

管道防腐材料选择应做到技术可靠、经济合理、因地制宜。管道常用防腐材料基本性能及适用范围如下:

4.1石油沥青防腐涂料

石油沥青具有良好的粘结力,电绝缘性能好,吸水性低,化学稳定性强,并且成本低、防腐效果好等优点,但石油沥青耐候性差,不耐阳光直接照射,机械强度较低,易受植物根系穿透和微生物侵蚀,因此适用于输送介质温度不超过80℃的埋地钢质管道。石油沥青外防腐管道不宜敷设在水下或沼泽及芦苇地带。

4.2环氧煤沥青防腐涂料

该涂料由环氧树脂、煤沥青、有机溶剂、防锈剂和填料等组成。它不仅具有环氧树脂的高粘结力、高机械强度、耐化学介质侵蚀等性能,具有煤沥青优异的耐水性、抗微生物、抗植物根系等优点。其绝缘性能优良,能在各种酸、碱、盐、水和油类中长期浸泡,使用温度在-40℃～110℃之间。

环氧煤沥青涂料是甲、乙双组分涂料,并和相应的稀释剂配套使用。

环氧煤沥青抗紫外线性能差,涂敷施工要求严格,但具有抗植物根茎穿透的特点,一般适用于管沟管道、埋地管道,不宜用于地上裸露管道。

4.3氯化橡胶防腐涂料

氯化橡胶分为防锈底漆和各色面漆。它具有良好的耐侯性、除锈性能,附着力良好,耐水和耐化学介质的腐蚀性等优点。它使用维修方便,漆膜基本无毒。氯化橡胶应采用厚浆型面漆,适用于地上管线及管沟管线。

4.4氯磺化聚乙烯防腐涂料

氯磺化聚乙烯具有良好的耐臭氧和耐天候老化性、耐酸碱盐类腐蚀性和耐水、耐油、抗寒等性能,其附着力强,柔韧性、耐磨性好,漆膜干燥快和抗离子辐射性能强,一般适用于地上管线。

4.5TO树脂防腐涂料

TO树脂防腐涂料主要是由TO树脂及加入的增韧剂、固化剂、稀释剂等组成。其主要特点是附着力强、密封绝缘性好、韧性和抗冲击性强、涂膜无毒,可在温度-60～150℃下长期使用。

TO树脂防腐防水涂料适用于钢质直埋管线或理地保温管线的外保护层,也适用于常年在强烈日光照射场合使用的设旎,如架空管线、露天储罐及设备的防腐蚀。

4.6聚氨脂涂料

其中的聚氨脂底漆广泛应用于油(气)管道、储罐及海洋条件、中强腐蚀环境下钢结构及砼结构的防护。而聚氨脂面漆具有高光泽,保色性和保光性强,耐酸、碱、盐类腐蚀性。

4.7聚乙烯包覆管(PE管)

也称“夹克管”,是应用效果较好的防腐材料,其防腐层具有绝缘性好、粘接力强、拉外力拉伸强度大,耐老化等优点。采用PE防腐,经论证这种防腐的效果将好于环氧煤沥青和冷缠防腐胶带,其施工也比较简便。成型管道现场安装时,在焊缝处先涂覆一层快速固化重防腐涂料,再配套使用聚乙烯热收缩套管,施工工艺简单,便于操作,容易保证质量。在埋地管出地面处,管道穿墙处使用聚乙烯热收缩管,能有效 防止氧浓度差和宏观复合腐蚀原电池引起的腐蚀。

另外,还可能同时采用并不断改进阴极保护、牺牲阳极等技术,弥补涂层防腐的不足。

5结语

油田管线除垢防腐技术研究 篇5

1 油田管线结垢和被腐蚀的原因

1.1 油田管线结垢原因

导致油田管线出现结垢现象的因素主要有两个:一是, 由于地层中的水含有较高浓度且容易结垢的盐离子, 油井在进行采油时, 会导致其所处位置地层的压力、温度和水成分发生变化, 使得该地层原有的化学平衡被打破, 从而产生污垢[1]。二是, 由于两种或者是两种以上的且无法融合的水混合在了一起, 其中的结垢离子会相互作用, 从而产生污垢。

1.2 油田管线被腐蚀原因

导致油田管线被腐蚀的原因有两种:一是, 防腐层损坏、老化。这主要是因为沥青防腐蚀管道在实际运输、吊装的过程中受到了严重的损伤, 以及部分的油田管线补口的质量较低, 使得其补口位置的防腐层被损害。另外, 由于管线在铺设时施工人员没有按规定进行铺设, 并且其防腐蚀工作没有做到位, 导致管线出现腐蚀现象。二是, 油田管线输送的原油中都含有腐蚀性的介质, 并且油田管线的主要材料是金属, 当金属与介质发生化学反应时, 便会出现腐蚀现象。

2 油田管线除垢技术

2.1 投放防垢剂技术

由于在油田管线中结垢的种类与主要位置不同, 为了能够达到最佳的防垢效果, 可以根据结垢的具体情况选择不同的技术类型。主要防垢剂投放技术有:第一, 面对地面上的技术系统结垢时, 可以在转油站、各油井末站管线汇聚的地方投放适量的防垢剂。第二, 对于油井下方的泵或者是输油管结垢, 可以在环空处添加防垢剂、并在油井口注入液体防垢剂或者是油井下方投放固体防垢剂。相对而言, 在油井口注入液体的防垢剂, 其注入的浓度和计量便于控制, 但是由于其对泵的要求较高, 且操作起来十分复杂, 占用的人力和物力较多, 因此不是十分常用[2]。而在油井下方投放固体防垢剂虽然防垢块不容易溶解, 但是操作简单、方便, 并且作用时间长, 因此在溶解环境较好的地方, 此种技术可以被优先采用。

2.2 防垢剂井下挤注技术

该技术是在近几年随着科技的发展才不断发展起来的, 主要是防止碳酸钙垢。该技术的主要原理工作原理是:将防垢剂挤入油井筒周边一定深度的地层内部, 之后, 防垢剂将会吸附在地层内部的岩石表面, 或者滞留在接近油井的地层内部。当地层流经过含有防垢剂的地带时, 防垢剂就会慢慢的缓解释放, 最后融入到地层流当中, 从而达到防止油田管线结垢的目的。

3 油田管线防腐蚀技术

3.1 做好防腐层

首先, 需要在油田管线的外侧涂抹上一层完整的防腐层, 其中黄夹克管线材料也要一起涂抹上防腐层, 如此, 才可以将气体或者水分中含有的带有腐蚀性的化学元素彻底隔离开, 从而极大的降低了管线被腐蚀的可能。其次, 在对油田管线进行大修时, 要严格认真的按照相关规范标准施工, 施工完成后, 要用细沙土对管线进行回填, 以免防腐层被损坏。同时, 对于管线的焊口也要严密检查, 保证管线补口处的质量不会对管线的寿命产生负面影响。

3.2 合理应用缓蚀剂

在腐蚀油田管线的介质中添加适当的、可以降低金属管道被腐蚀速度的、在理想的状态下可以完全抑制管道被腐蚀的缓蚀剂, 是防止管线被腐蚀的主要手段。并且由于负责添加缓蚀剂的设备成本低, 技术含量少, 且缓蚀剂的用量不多, 所以, 这是一种性价比较高的防腐蚀技术[3]。另外, 在使用缓蚀剂对管道进行防护时, 所有接触到缓蚀剂的设备、阀门、构件和管线都能够受到这一制剂的保护, 因此, 这是一种十分科学合理的防腐蚀手段。

3.3 做好管线保护

对于油田管线的保护工作, 主要可以从两方面进行:一是, 严格按照要求搬运管线。施工人员在搬运油田管线时, 要注意在运输过程或者管线下沟的过程中对防腐层的保护, 如果防腐层不小心被破坏, 则要及时的修补。二是, 及时更换管线。由于管线容易被原油中的腐蚀性介质腐蚀, 所以, 油田管线管理人员要实时做好自己所管辖区域内管线的检查工作, 对于一些已经达到使用期限或者腐蚀比较严重的管线, 要及时的上报, 有秩序的更换。

4 结语

对油田管线除垢防腐是管线运行管理的重要工作内容, 尽可能的防止油田管线出现结构腐蚀现象, 是避免管线运行事故, 提高其工作的安全性, 减少环境污染, 延长管线使用年限的重要手段。本文针对油田管线结垢和被腐蚀现象出现的原因进行分析, 并提出除垢防腐技术, 以期能够为我国油田建设提供一些帮助。

参考文献

[1]张吉明.油水井筒腐蚀结垢及防垢除垢工艺研究[D].天津工业大学, 2007.

[2]高英杰.油田管道成垢影响因素及治理措施研究[D].大庆石油学院, 2010.

油田管道防腐检测技术 篇6

随着石油企业飞速发展, 人们生活水平的提高, 对石油的使用和要求提高了, 但是除了石油在制造过程中由于某种原因出现质量问题 (这种疏忽是很少出现的) , 主要原因是在运输过程中受到管道的“二次污染”, 引起“二次污染”的原因是油田管道腐蚀现象严重, 产生了大量的腐蚀物。

这些腐蚀物成为石油运输过程中最大的污染源, 成为油田运输一块心病。石油腐蚀运输管道, 同时腐蚀物会污染石油, 这种双面影响如果不及时处理将严重影响石油质量和设施安全, 造成经济效益危机。

2 油田管道防腐技术

针对油田管道腐蚀现象的严重情况, 直接造成石油污染使石油质量不达标, 造成石油企业经济效益下降, 影响石油企业的信誉度。因此必须对油田管道进行防腐操作, 把关好油田运输的质量和效益。

2.1 对管道内壁进行清洁处理

为了确保防腐涂层的防腐作用操作之前必须认真清除管道内的腐蚀物、变质的石油及其他杂质。管道内壁清洗前应选用钢丝和石油清洗剂刷除掉管道内壁表面上的污染物和油污。清洗后应用压缩空气吹干管道内壁, 除掉内壁表面上的灰尘、水分和其他污物。

2.2 管道防腐涂剂特性

防腐工艺多种多样, 防腐涂剂也有很多材料, 对防腐涂剂的特性要求也是很严格的。防腐剂要能在比较苛刻条件下使用, 并保持功效, 在酸性、碱性环境下仍然能长时间起到防腐的作用, 还具有耐磨性、抗老化性、耐高温性;防腐材料的附着力强, 能和油田管道内壁紧密结合, 不脱离, 起到防腐作用;操作简单且效率高, 当在温度和湿度不适当的情况下也能进行涂剂施工, 并方便可固化;涂剂使用方法灵活有效, 防腐涂剂可以单独使用也可以喝其他涂剂混合起来一起使用, 使混合充分均匀, 并附着力强能和管道内壁紧密贴合, 达到防腐目的, 且时间长久, 耐腐蚀;防腐涂剂环保性能好, 对环境不污染不造成威胁, 是健康涂剂;固化效率

2.3 管道防腐工艺安排

一般防腐管道工艺是:油田管道内壁清洁和表面处理———涂层底漆———通热风固化———涂层中间漆———通热风固化———涂层防腐面漆———通热风固化———涂层检测验收。在三项涂层中底漆是基础是第一道保护层, 一般应涂两到三遍, 并做好检查工作, 涂层应均匀充分以免以后工序无法正常进行。涂层的中间层是第二道保护层, 是底漆和防腐面漆的过渡, 紧密连接三层保护层, 抵挡空气腐蚀。防腐面漆是保护层最重要的一层, 直接管道中的石油接触, 应多涂几遍, 并检查遗漏。

2.4 在涂层施工的注意事项

在操作中应该注意防止管道内壁被机械损伤和被油污、污水和其他杂志进入, 应保证管壁足够清洁无污物, 使防腐涂料充分与管壁紧密贴合;在管道拐弯处应多涂几遍保证涂层均匀充分, 无遗漏之处;严格控制固化剂的比例和用量, 严格控制固化时间, 保证涂料固化充分避免以后起皮脱落;固化时的通风要良好空气要净化处理, 同时速度和压强也要合理控制;在冬季或温度较低时的固化时间应长。固化剂的比例应增大, 保证固化充分均匀。

3 油田管道防腐处理后的检测技术

油田管道在经过防腐涂剂处理后, 是不够的, 要经过检测, 检验涂层质量和防腐性能, 从而保证管壁内侧的安全不受油污和酸性、碱性污物以及其他杂质的腐蚀, 提高石油在运输中的质量安全, 整体提高石油质量。管道防腐技术保证了管道的防腐性能, 而管道防腐检测技术检验的涂层的防腐功效。那么, 怎样检测油田管道的防腐性能的好坏呢?

3.1 质量检查

外观:涂层要达到光滑平整无折痕、饱满无凹凸现象、充分均匀, 无折皱、起泡及凹陷空点;与管道内壁的粘结力:检测涂层是否有起皮脱落现象, 和起空气泡的现象这会使涂层破坏;管道防腐涂层厚度的检测用漆膜测厚仪测定涂层厚度, 每涂完一道检测涂层的厚度。

3.2 管道防腐层测试原理

主要用来检测防腐层破损及防止酸性碱性污物污染性能;电流梯度法是用一发射机向待测管道发射一特定频率的激励信号, 激励信号自发射点开始将沿管道向两侧传输, 将管中电流看做线电流检测参数的确定才能较好地进行管道防腐层整体性能评价。经现场检测、对比分析, 较为准确的掌握管壁防腐性能。

3.3 要反复检测随即抽取管壁区域进行检测, 检测结果相差不远取其平均值作为检测的最终结果

4 结语

在油田管道运输石油的过程中, 主要的腐蚀现象都出现在运输管道内壁上, 由于石油中带有酸性、碱性和一些杂质以及管道在常年的运输中受环境的影响, 管道内壁出现腐蚀的现象是十分常见的, 如果不进行处理将会对石油的质量造成严重影响, 影响石油企业的经济效益。目前, 油田管道防腐检测技术已经成熟理论和实践都已贯彻开来, 并已逐步取代传统的防腐工艺和裂缝焊接补口工艺。在油田运输中表明油田防腐检测技术可以有效避免在石油运输过程中腐蚀管壁从而腐蚀污物污染石油, 进一步造成管道产生负面效应。这种技术有效提高管道的防腐性能和寿命。所以, 在进行防腐施工中, 操作人员必须充分了解防腐剂的性能, 熟悉防腐工艺, 检查人员也要认真检测经过防腐涂层处理的管壁, 和涂层的环保要求是否达标, 做好油田管道的防腐检测工作, 提高石油运输质量, 为企业带来最大经济效益和社会效益。

参考文献

[1]陈瑞良.长输管道工程勘察技术创新战略, 大众科技, 2005, 12[1]陈瑞良.长输管道工程勘察技术创新战略, 大众科技, 2005, 12

[2]管道勘察设计的管理创新与科技创新, 管道发展论文集, 2004, 8[2]管道勘察设计的管理创新与科技创新, 管道发展论文集, 2004, 8

[3]董旭.管道勘察设计的管理创新与科技创新[M].管道发展论文集, 石油工业出版社, 2004.[3]董旭.管道勘察设计的管理创新与科技创新[M].管道发展论文集, 石油工业出版社, 2004.

浅析油田集输管道防腐技术 篇7

1管道腐蚀原因

1.1集输管道外腐蚀

土壤是含有固、液、气三相的毛细多孔性复杂体系, 土壤的孔隙被空气和水所占据, 水中含有一定的盐类, 使得土壤具有离子导电特性, 这为埋地管道腐蚀创造了条件[2]。管道外腐蚀主要受土壤电阻率、土壤中p H值和土壤中含水量的影响。

1.2集输管道内腐蚀

油井开采和输送过程中介质中是含有腐蚀性成分的, 例如CO2、溶解盐、H2S等, 这些成分会促使管道内壁腐蚀、穿孔。尽管埋地管道主要为外腐蚀, 但在油田开发的中后期, 由于综合含水率的升高, 改变生产环境, 而引起严重的管道内腐蚀。

1.3防腐层老化、损坏

主要体现在如下几个方面: (1) 对于沥青防腐层, 老化损坏与腐蚀现象的根本原因是防腐层自然老化; (2) 在现场实际拉运、吊装、敷设时, 由于不按规定操作, 防腐层发生了严重的损伤; (3) 个别管道补口质量不达标, 导致腐蚀, 经验表明最容易产生腐蚀现象的位置是接头与弯头; (4) 对于穿孔补焊, 有的破坏了防腐层, 导致出现二次腐蚀。

1.4管线的材料质量

对于长输埋地油气管道材料来说, 其影响也比较大。第一, 管道材料化学性质越活泼, 受到腐蚀影响越大, 抗腐蚀能力越差;第二, 管道材料金属成分也影响着管线的耐腐蚀性, 单合金材料管道的耐腐蚀性比多合金材料管道耐腐蚀性要好;再次, 材料表面越光滑, 这种材料的耐腐蚀性也会越好。

2管道腐蚀机理

金属腐蚀是指金属材料与环境发生了化学或电化学的作用, 导致金属材料的破坏过程。腐蚀的类型主要有化学腐蚀和电化学腐蚀, 化学腐蚀是指金属原子与反应物相互作用, 原子上的电子转移到接受体上的过程[3]。化学腐蚀既可发生在在高温和干燥的气体中, 又可发生在非电解质溶液中。电化学腐蚀是金属材料在与电解质溶液接触时, 金属材料表面被溶解为金属离子和络离子, 从而改变金属特性的现象。电化学腐蚀是发生在电解质溶液中的。

3管道防腐措施

3.1管道内防腐

用于管道内防腐的药剂主要为缓蚀剂、杀菌剂以及降粘剂等[4]。

(1) 当在介质中使用一定量的缓蚀剂时, 可有效的控制管壁腐蚀的速度, 若条件良好, 甚至能够完全避免腐蚀情况, 其优点在于不需使用其它的设备, 不用提高管理成本, 且操作简单, 这是一种非常理想的防腐措施。

(2) 杀菌剂主要是应用在由微生物所引起的腐蚀问题, 所以在埋地管道中微生物聚集的地方, 可通过加入杀菌剂来进行防腐, 其效果非常明显。

(3) 降粘剂的防腐机理即缩短管道内流体通过时间, 这样就可减小流体中所含物质与管道内壁的粘滞而减小其接触时间, 降粘剂主要用于原油的运输过程。

此外, 对欲输送介质进行脱水、脱硫和去氧的处理, 同样也是降低腐蚀的有效措施。

3.2管道外防腐

管道外防腐主要是在金属管道外喷涂防腐保护层, 目的是与土壤中的电解质进行隔离, 增大腐蚀电池回路的电阻, 减缓反应速率而起防腐的[5]。防腐保护层具有良好的绝缘、防水、化学稳定及能对抗微生物腐蚀的性质, 用于涂层的材料主要有石油沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯、聚乙烯聚氨酯泡沫和熔结环氧粉末防腐层, 目前使用较多的是聚氨酯泡沫夹克, 它既可防腐又可保温, 具有双重作用。

外防腐是防止埋地管道腐蚀的重要方法, 但它必须与阴极保护法联合使用才能有效控制埋地管道的腐蚀, 因为在涂敷过程中防腐层不可避免地会出现漏涂点, 在使用期间防腐层在各种因素作用下, 会产生剥离、穿孔、开裂等现象, 这时阴极保护法是覆盖层防腐法的补充防腐法。阴极保护的方法有两种, 即外加电流法和牺牲阳极法。

(1) 外加电流法是负极接在需保护的金属 (埋地管道) 上, 将正极接在辅助电极 (铸铁) 上, 被保护金属与负极相连发生的是阴极反应, 因此得到保护。

(2) 牺牲阳极法是将被保护金属和一种可以提供阴极保护电流的金属或合金 (即牺牲阳极) 相连, 使被保护金属腐蚀速率降低的方法。

3.3改善管材防腐

对于集输管道的腐蚀问题, 可以尝试从调换管道材料着手, 通过使用稳定性较强活泼性较差的材料来增强管道材料抗腐蚀能力。玻璃管材具有质量非常轻、不易结垢、表面光滑、耐用等优点, 因而可以考虑应用玻璃管材, 但是这种材料的强度不高, 容易发生破损问题。尼龙管材除了具有玻璃管的优点外, 耐磨性能也较强, 但价格高。因此是否可以制作管径中心为钢质内外壁为玻璃或尼龙的管材来提高管壁防腐性有待于进一步探索。

摘要：本文阐述了油田集输管道受多种因素产生腐蚀的原因, 同时对管道腐蚀机理进行分析, 对针对个因素提出了有效的防腐措施。

关键词：集输管道,机理,防腐

参考文献

[1]赵力成.埋地金属管道的防腐措施[J].油气田地面工程, 2007, 26 (10) :46-47.

[2]张利民, 武昭妤.油气金属管道的防腐蚀技术[J].油气田地面工程, 2013, 32 (5) :101-102.

[3]朱万德.输油管道腐蚀检测与防腐技术的探讨[J].内蒙古石油化工, 2014 (16) :87-89.

[4]张淘清, 孙魁.管道内壁阴极保护技术[J].石油工程建设, 2003, 2 (29) :25-26.

精蜡防腐技术及应用 篇8

关键词：精蜡,防腐技术,应用

腐蚀 (corrosion) 问题一直是结构物维护最重要的研究课题, 据统计1:美国1994 年因腐蚀造成破坏、更换、防治及其相关费用额约3000亿, 约占其GDP的4.5%;日本1997年的数据分析, 腐蚀造成的损失占国民生产总毛额的1.88%;中国每年因腐蚀损失约占GDP的3%-5%。

目前防腐工艺主要油漆涂装、阴极防蚀、金属涂层或包覆2、塑料高分子材料、精蜡等等。

1 精蜡防腐材料组成

精蜡防腐技术主要用到的是精蜡带与精蜡底剂, 它们是主要成份由微结晶蜡 (经石油三次精炼) 和腐蚀抑制剂组成的具有防腐蚀、防锈、耐酸碱的特殊材料。

1.1 精蜡带

精蜡带主要成份是精炼微结晶蜡、腐蚀抑制剂和非针织聚丙烯不织布。包覆于被保护物质, 提供主要的防腐、耐盐雾、抗酸碱功能, 并有抗UV避免材质劣化能力。

1.2精蜡底剂

精蜡底剂主要成份是精炼微结晶蜡、腐蚀抑制剂所组成的膏状涂料。涂抹于被施工的物体表面, 排出空气水分, 填补表面毛孔缝隙, 所含腐蚀抑制成份可与余绣产生钝化膜, 并可使外层精蜡包覆更加紧密。

2 应用范围

1) 任何不规则管线、桶槽、阀件、法兰、螺帽及焊接处。

2) 特殊地区与气候, 如低温冷冻、海边、海上航行船只、海上平台、沙漠等高腐蚀地区, 包括户外及地下设施。

3) 特殊产业, 包括炼油设施、石油裂解厂、塑化厂、发电厂, 码头设施、净水厂、皮革厂、天然气管线等极易发生腐蚀或衍生工安环保问题的产业。

3 精蜡防腐的受限性

1) 精蜡防腐不适用于温度过低或过高的管线或材质上;

2) 不适用于有强烈震动或可能受挤压的部位。

4 施工工序

1) 表面处理

钢构表面应以手动钢刷、锉刀等工具, 清理达到St2或SP 2表面处理等级, 或辅以电 (气) 动钢刷、砂磨机、高压水刀等工具, 清理达到SP3 或WJ 2 表面处理等级。亦即去除钢构表面容易松脱之灰砂、锈垢、油漆、焊渣等污染物或尖锐处, 达金属裸露程度即可, 并尽量去除表面水分 (不必完全除湿) 。表面处理后, 应在钢构表面出现返锈或受到污染前, 涂布精蜡底剂。

2) 涂抹精蜡底剂

以刷子或徒手涂布精蜡底剂 (建议配戴手套以避免遭钢构表面刮伤) , 注意将所有钢构对象表面涂抹薄层即可, 涂抹厚度毋须精确量测。精蜡底剂并不需要干燥或固化时间, 但仍应随即包覆精蜡带, 避免已涂布底剂的钢构表面受到灰砂、雨水或其它物质污染。

3) 包覆精蜡带

徒手由钢构的一端或底部开始, 以约2.5 公分的重迭搭接包覆, 向上施工直到钢构顶部, 施工时应注意将精蜡带向所有弯角、缝隙与不规则面垂直施压, 以使其确实黏附于金属表面, 避免过度的周向拉伸以避免产生预力变形, 或有翘起、产生中空气泡现象, 带端应跨接包覆范围外约5cm并紧密压实, 注意在重迭处用手抹平使其密合, 并应避免在包覆层上工作或行走。

4) 品检验收

充分检视钢构表面是否均重迭包覆, 且没有中空或边角翘起, 若有则徒手施压抹平改善即可;钢构包覆完成后, 状似以黏土或蜡密封之对象, 约一周后包覆表面会硬化而更加紧缩密实, 蜡带内层仍将保持柔软, 并可随钢构热涨冷缩不产生龟裂;如有管理与外观需求, 此时包覆外表可上漆。

以管撑包覆示意图为例简要图示精蜡施工工序:

5 精蜡防腐材料与施工优异性

1) 可包覆任何不规则对象, 锐角隙缝均可妥善防蚀;

2) 户外抗UV且为软性材料, 一般环境防蚀耐久性超过二十年;

3) 表面处理简单免喷砂, 不必等待干膜, 微湿表面可施作;

4) 耐工业酸、碱、盐;内层不干硬, 能随钢结构热胀冷缩不龟裂;

5) 环保、安定、无毒、无异味;火焰测试安全无虞;

6) 外表可上漆以达美观及颜色管理需求;

7) 室内原包装可长期储存, 并能任意裁剪, 使用零损耗;

8) 防水、耐电压、耐低温, 且填缝密封效果极佳。

6 结语

腐蚀问题遍及国民经济建设的各个领域, 比如炼油厂、海上平台、油轮、各种输送管道等均涉及防腐技术。精蜡防腐技术作为一中防腐技术, 其优异的防腐性、无环境污染、施工便捷和良好的经济性, 使其在国内外各行业得到了一定程度的应用, 然而它也存在一定不足和缺点, 需要在应用过程中注意和避免。

参考文献

[1]候保荣.海洋腐蚀环境理论及其应用.科学出版社, 1999

不锈钢管焊缝的防腐技术 篇9

一、工艺流程简介

来自鼓冷工序的焦炉煤气首先经煤气预热器预热后进入喷淋式饱和器吸收室, 在此与逆向喷洒的硫酸铵母液接触, 脱除煤气中的氨气。脱氨后进入饱和器旋风除酸部分, 从旋风中心管离开饱和器进入终冷洗苯工序。为了保证煤气中含氨量小于0.05g/m3, 在饱和器吸收室煤气出口处用酸度较高的母液进行二次喷洒, 吸收氨气后的硫酸铵母液进入饱和器结晶室。结晶室上部的母液用循环母液泵输送至饱和器上部吸收室喷洒循环使用, 底部含有结晶体的母液用结晶泵送至结晶槽, 在此硫酸铵晶体和母液进行分离, 分离后的母液经回流管返回饱和器。从结晶槽底部分离出的硫酸铵结晶体进入离心机再次分离, 经流化床干燥器脱水后包装入库。

二、腐蚀原因

1. 硫酸铵母液的组成

硫酸铵母液的组成如表1所示。

2. 腐蚀的特点

根据对硫酸铵母液的组成分析表明, 不锈钢在硫酸铵母液中的腐蚀主要是电化学腐蚀, 母液存在的较高浓度的H+是有效的电子接受体, 而SO42-、CI-等是典型的阳极去极化剂, 当不锈钢起保护作用的表面钝化膜遭到破坏后, 很容易产生腐蚀缺口而发生电化学腐蚀, 随着温度的升高腐蚀程度加大。公司饱和器系统是连续加酸方式, 特别是每天大加酸时, 不但母液的含酸量比较高 (12%左右) , 而且温度也比较高 (65~75℃) , 最高时达到80℃, 最终导致管道和设备局部腐蚀穿孔泄漏。

3. 腐蚀的部位

硫酸铵生产系统主要的腐蚀部位是母液循环泵入口处的弯头、法兰焊接焊缝和二次喷洒泵入口及出口管道等处的管道对接焊缝。二次喷洒泵、结晶泵和部分球阀两端连接法兰部位的腐蚀, 一方面是由于母液中硫酸铵结晶颗粒的冲刷使不锈钢钝化膜破坏, 另一方面是由于系统加酸造成局部温度高达70℃、酸度增高 (局部达40%~60%) 引起腐蚀。而发生在管道与管道之间焊口部位的腐蚀, 是由于不锈钢中耐蚀成分主要是铬, 不锈钢管道焊接是通过靠电弧放电产生高温熔化母材和焊条熔融连接到一起, 焊缝附近母材的铬组分容易和碳元素在晶界生成碳化铬沉淀, 降低了材质的耐腐蚀性。

4. 腐蚀的原因

硫酸铵在生产设计中要求设备管道全部选为耐酸、碱的316L型不锈钢。316L在 (NH4) 2SO4生产中有明显的晶间腐蚀和孔蚀倾向, 特别是焊缝处。316L在焊接时, 焊缝两侧2~3mm处可被加热到400~910℃, 这就是所谓的晶间腐蚀敏感区。这时晶界的铬和碳化合为Cr23C6, 从固溶体中沉淀出来。铬的流动很慢, 不容易从晶内扩散到晶界, 因此晶界形成贫铬区, 这是最易产生晶间腐蚀和孔蚀的区域。在管板和管子的焊接过程中, 由于焊接操作时间过长、冷却速度缓慢、钝化膜被破坏等因素, 以及管板焊缝周围产生结疤, 形成不稳定的腐蚀环境, 迅速造成焊缝周围的晶间腐蚀和孔蚀, 遇到腐蚀介质后短时间内就会形成穿孔泄漏。

三、解决办法

1. 承插焊接

将需要焊接在一起的两段管道中的一段用乙炔火焰加热至发红 (长度视具体情况取30~50mm) , 经锤击敲打和胀管器扩展加粗后, 将另一段管道插入 (插入长度一般不能低于25mm) , 铆紧后焊接, 冷却后即可投入使用。焊接时要注意选用正确的焊条型号及焊接速度。如此焊接后, 可使“贫铬”区与腐蚀介质隔离, 焊接温度也不会上升到危险区域, 从而减缓了硫酸铵母液对焊缝处的冲刷和腐蚀。采取上述措施后, 焊缝寿命由半年延长到了一年半以上, 效果十分明显, 具体的施工连接如图1所示。

2. 翻边活法兰连接

为了避免法兰和管道在焊接过程中引起焊缝表面出现的“贫铬”腐蚀现象, 把管道和设备之间的焊接连接改用活法兰连接 (如管道与泵、管道与饱和器等) , 具体的施工方法如图2所示。

选择好要翻边的钢管, 在钢管的一端套上一块同型号的活动法兰, 法兰距离管端口25~30mm (具体尺寸根据管径粗细而定) , 然后把法兰点焊在钢管上, 用乙炔火焰加热法兰处的外露不锈钢管至发红, 并锤击发红钢管的周边翻打延展。当外翻的不锈钢管敲打平整后, 用手提砂轮机打磨光滑, 再把固定法兰的焊点割除, 确保法兰在钢管上活动自如。

3. 复合管和弯头的使用

硫酸铵生产中, 在弯头与直管的连接处腐蚀最严重, 而在弯头处很难制做成承插连接和翻边活法兰连接。为此, 根据聚乙烯等惰性材料耐硫酸铵母液腐蚀的特点, 选用了钢骨架带有法兰连接的复合管弯头与直管翻边活法兰连接, 替代腐蚀较快的二次喷洒泵、结晶泵、母液循环泵及母液反冲管中的所有焊接弯头, 有效阻断了硫酸铵母液对管道、弯头的冲刷腐蚀。钢骨架复合弯头经生产使用, 运行两年多未出现腐蚀泄漏情况。

四、实施效果