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1、气田集输系统的腐蚀与防护,目录,1.1.1 局部坑点腐蚀,1、氯离子的影响 氯离子本身不参与腐蚀的阳极、阴极过程，却在腐蚀过程中起重要作用。氯离子极易穿透CaCO3、FeCO3、Fe(OH)2膜，使局部区域活化，并使得金属阳极更容易溶解。而氯离子浓度越大，活化能力越强。 由图7-4可以看出腐蚀速率随着氯离子质量浓度增大而增大。,1.1气田集输系统的腐蚀特征,2、硫及多硫化物沉积 当开采高含H2S气井时会发生此种腐蚀。 随着气流压力和温度的降低，地层流体流体中的多硫化物发生分解反应，而产生的元素硫在金属壁上沉积，阻止保护性硫化物铁膜形成；同时，元素硫又腐蚀电池中的氧化剂。因此在金属容器或管道底部
2、形成局部坑点腐蚀。,1.1.1 局部坑点腐蚀,1.1气田集输系统的腐蚀特征,1、甲醇影响 甲醇的注入是为了抑制水合物的形成，但随着天然气在管道中流动而逐渐冷却，甲醇和水汽在管道上部冷凝，因为甲醇的挥发性较高，故在凝聚相中水含量低，阻碍了管壁上形成硫化铁保护膜。因此由甲醇造成的局部坑点腐蚀，一般在管道中段。2、H2S、CO2比值影响 H2S和CO2的比值对腐蚀性质和生成的腐蚀产物均有影响。 当H2S :CO2 =1:1时，生成致密的腐蚀产物，只有当甲醇浓度很高时，才发生气相腐蚀 当H2S :CO2 =1:20时，主要生成疏松的腐蚀产物，是金属反复暴露在酸性环境中而加速腐蚀。,1.1.2 气相腐蚀
3、,1.1气田集输系统的腐蚀特征,1.2.2 硫化物应力开裂（SSC）,1.2.1 全面腐蚀与点蚀,1.2.1 全面腐蚀与点蚀 主要表现为局部壁厚减薄、蚀坑和穿孔，它是硫化氢电化学腐蚀过程阳极铁溶解的结果。1.2.2 硫化物应力开裂（SSC） 1、SSC的特点 （1）SSC发生在存在拉伸应力的条件下。破裂常位于薄弱部位，包括应力集中点、机械伤痕、蚀孔、蚀坑焊缝缺陷、焊接热影响区等； （2）主裂纹沿着垂直于拉伸应力方向扩散。 （3）SSC属低应力破裂，开裂时的应力远低于金属材料的抗拉强度。 （4）SSC具有脆性机制特征的断裂形貌，断口平整，裂纹源及稳定扩展区呈灰黑色，可发现覆盖的腐蚀产物。 （5）
4、穿晶和沿晶的裂纹均可观察到，一般高强度钢多为沿晶破裂。 （6）SSC破坏多具有突发性，裂纹产生和扩展迅速。一般材料经短暂暴露后就出现破坏，以一星期到三个月的情况为多。 （7）对管料的强度与硬度依赖性很强，高强度、高硬度的材料对SSC十分敏感。,1.2 H2S 的腐蚀类型,1.2.2 硫化物应力开裂（SSC）,2、SSC产生的基本条件条件一：输送介质中酸性H2S含量超过临界值条件二：拉伸应力的存在两者相辅相成，缺一不可。3、SSC产生的机理首先，管道表面的粗糙成为裂纹源。在H2S的作用下：(2) 由于H+的存在而消除了阴极极化即有利于电子从阳极流向阴极，以致加强了腐蚀过程，即氢去极化腐蚀。 (3
5、) 裂纹源在电化学腐蚀和制造过程中产生的高应力的作用下，表面的这些点很快形成裂纹，这时应力集中于裂纹的尖端，起到撕破保护膜的作用。在应力与腐蚀的交替作用下，致使裂纹向纵深方向发展，直致断裂。,1.2 H2S 的腐蚀类型,阳极：,阴极：,1.2.2 硫化物应力开裂（SSC）,1.2 H2S 的腐蚀类型,影响SSC产生的因素,1.2.2 硫化物应力开裂（SSC）,4、预防SSC的措施（1）防止SSC的腐蚀失效的选材准则要防止油气管道的SSC，选择对SSC有足够抗力的材料极为重要。美国腐蚀工程师协会（NACE）为确定钢材对SSCC的敏感性推荐了一系列实验方法(NACE TM0177)。欧洲腐蚀协会（
6、EFC）推出了H2S工况中油气田设备选材的系列指南，其中给出了明确的防止H2S应力腐蚀失效的选材标准，这是第一次提出的有国际权威的准则，是H2S环境设备选材问题的突破。80年代，兰州石油机械研究所，曾提出一种用于湿H2S环境中压力容器用钢的合格标准：其中 是按NACE饱和H2S标准溶液所测定的门限值。因此这一准则有很大的局限性。,1.2 H2S 的腐蚀类型,（2）防止管道SSC的加工及操作措施 尽可能通过退火消除材料的内部拉应力。通过喷丸处理或其他方法使材料表面产生压应力，以减小静应力的作用。 酸洗设备表面，以获得最佳的表面状态。 小心控制焊缝的化学成分，避免焊缝合金成分超标。把焊缝的强度保持
7、在可接受水平上。 尽量控制应力水平。 借鉴NACE的有关规范，控制介质流速在0.40.61m/s，以免发生严重的冲刷腐蚀。 加强腐蚀监测。对设备进行定期检查，发现缺陷即使处理，有条件可进行监控分析。,（3）控制环境因素 脱水 脱硫 控制PH值 添加缓蚀剂,1.2.2 硫化物应力开裂（SSC）,1.2 H2S 的腐蚀类型,氢诱发裂纹，又称氢致开裂，是一组平行于板面，沿轧制方向的裂纹，它的生成不需外加应力，并与拉伸应力无关。它生成的驱动应力是进入钢中的氢产生的氢压。1. HIC的特点 HIC常见于具有抗SSC性能的，延展性较好的低、中强度管线用钢和容器用钢上。2. HIC产生的机理 氢压作用机理、
8、氢降低表面能机理、氢降低原子键合力机理、氢促进塑性变形机理3. 控制HIC措施 提高钢材产生HIC的最低氢含量和降低环境中的氢含量是控制管线用钢和容器用钢发生HIC的两个有效途径。,1.2.3 氢诱发裂纹（HIC）,1.2 H2S 的腐蚀类型,1.3.1二氧化碳的影响因素,1、温度的影响（1）温度影响介质中二氧化碳的溶解度。溶解度随温度升高而下降。（2）温度影响反应进行的速率。反应速率随温度上升而加快。（3）温度影响腐蚀产物成膜的机制。温度的变化，影响了基体表面FeCO3 晶核的数量与晶粒长大的速率，从而改变腐蚀产物膜的结构与附着力。2、二氧化碳分压的影响CO2的分压与戒指的PH值有关。分压越
9、大，PH值低，去极化反应就越快，腐蚀速率就越快。通常认为，当CO2分压超过20KPa时，该类流体是具有腐蚀性的。3、流速及流型的影响流速的影响主要是因为在流动状态下，将对钢表面产生一个切向的作用力，可能会阻碍钢表面行成保护膜或对已形成的保护膜其破坏作用。另外腐蚀介质中有固体颗粒时，腐蚀将加剧。流速对腐蚀的影响比较复杂，应视不同的流动状态分别研究。,1.3 CO2腐蚀的影响因素与防护措施,4、PH值的影响CO2水溶液的PH值主要由温度、H3CO3浓度确定。PH值对腐蚀速率的影响主要表现在：PH值的增加改变了水的相平衡，使保护膜更易形成；PH值得增加改善了FeCO3保护膜的特性，使其保护作用增大。
10、注意：CO2水溶液的腐蚀性并不由溶液的PH值确定，而主要是CO2的浓度来判断。5、氯离子的影响氯离子的影响很复杂，在不同条件下对腐蚀速率的影响不同。6、一氧化碳的影响管线钢对CO-CO2应力腐蚀开裂的灵敏程度极其严重性随CO2和O2的浓度增加而增加，随CO浓度的减少和阳极极化的增加而增加。7、硫化氢的影响H2S对CO2的腐蚀有双重作用，在浓度低时，H2S可以直接参与阴极反应，腐蚀加剧；在浓度高时，生成FeS膜，从而减缓腐蚀。,1.3.1二氧化碳的影响因素,1.3 CO2腐蚀的影响因素与防护措施,8、氧含量的影响氧含量的影响主要在三个方面：一是氧起到了去极化的作用；二是亚铁离子与氧去极化生成的O
11、H-反应生成氢氧化铁，腐蚀加剧；三是氧易引发点蚀。9、腐蚀产物膜的影响在含有二氧化碳介质中，钢表面腐蚀产物膜的组成、结构、形态及特征及特征受介质组成、二氧化碳分压、温度、流速、PH值和钢的组成的影响。10、合金元素的影响合金元素对CO2的腐蚀有很大影响，例如当钢材中加入Cu元素时，会大大降低CO2水解生成碳酸的活化能，使腐蚀加快。11、沙砾的影响如图7-11,1.3.1二氧化碳的影响因素,1.3 CO2腐蚀的影响因素与防护措施,1、耐蚀材料的选择 2、涂层保护 3、缓蚀剂防腐 4、系统设计中的防腐 保持液体流速低于磨蚀限、适当的设备尺寸以避免夹带污染、使用过滤器以保持系统无固体、采用低温湿CO
12、2 调节过程并使用非腐蚀性溶剂、入口处用水冲洗塔和过滤分离器清除污染物、使用符合规范的良好设备和焊接规程、避免不同金属接触同种溶液、不能用平焊法兰和封闭焊接的螺纹接头、若气水交替使用应考虑气水分离线。 5、其他防护措施 去除杂质、增大PH值、降低温度、避免紊流、阴极保护、定期的腐蚀检测与适时的维修和保养。使用过滤器,1.3.2 二氧化碳腐蚀的防护措施,1.3 CO2腐蚀的影响因素与防护措施,1、管道、设备和其他金属构筑物的防腐工程建设，必须依靠科学技术进步， 我国气田防腐蚀的水平。2、因地制宜、立足国情和专业发展水平，运用系统工程管理方法，提出技术上可靠、经济上合理的一整套设计方案。3、防腐蚀工程设计，必须立足于大量的调研资料和科学论据之上，根各种腐蚀环境，结合工程实际情况，采用成熟、可靠的先进技术。,1.4 集输系统防腐原则,END,梅富堪 1001020601,邓峦珲 1001020602,朱琳琳 1001020604,黄 梅 1001020605,刘易卓 1001020606,陈若景 1001020607,唐 虹 1001020608,邹 欢 1001020609,张 欢 1001020610,蒋滨阳 1001020611,
