CO2驱替条件下不同管材的耐腐蚀性能分析

利用电化学法、失重法、扫描电镜，结合数值模拟对3Cr、16Mn、20#钢3种管材在不同CO₂驱替条件下耐腐蚀性能进行评价，为管材优选提供参考。结果表明：随着温度上升，3Cr和16Mn的耐腐蚀性有明显下降，20#钢的耐腐蚀性先上升后下降；在CO₂驱替条件下，3Cr的耐腐蚀性能远优于其他2种材料，16Mn和20#钢的耐腐蚀性能相近；分析了CO₂分压为1 MPa、3 MPa和5 MPa下的腐蚀速率，发现在3 MPa时腐蚀速率最小，原因是在3 MPa时腐蚀表面形成的FeCO₃膜较厚，减缓了腐蚀速率；在纯铁中加入一定量的Cr,可以提高管材抗腐蚀能力。     

乙二醇蒸发塔裂纹机理分析及防护措施

某厂4台EG蒸发塔检修过程中发现大量密集裂纹，为分析裂纹成因并提出处理措施，通过渗透检测、硬度测试、金相分析等方法，发现了裂纹产生机理。敏化、发生应变诱导马氏体相变的0Cr18Ni9，在温度、应力以及带有微量Cl^-和SO₄^2-的复杂腐蚀介质的协和交互作用下，产生网状沿晶或穿晶应力腐蚀裂纹。根据EG蒸发塔内壁裂纹形成机理，采取打磨消除补焊以及同材质贴板的方法，复检合格后未发现裂纹，处理措施经济有效，为类似0Cr18Ni9材料裂纹产生机理分析和处理提供参考。     

炼厂催化重整装置预加氢管道腐蚀与选材

根据催化重整装置工艺流程的特点,分析重整进料预处理(预分馏、预加氢)管道的腐蚀特点及腐蚀机理,按照腐蚀发生的部位,将装置的腐蚀分为湿H2S腐蚀和HCl腐蚀的低温腐蚀以及高温部位的H2/H2S腐蚀系统。同时对这两种不同腐蚀部位下的管道选材进行了探讨,提出了抗低温湿H2S腐蚀选材的具体要求和抗高温H2/H2S腐蚀的典型材料。文中介绍了已投产的某催化重整装置,目前该装置运行平稳,证明文中针对预处理腐蚀环境下提出选材要求是合理的。     

油气站场埋地管网腐蚀控制技术

介绍了国内外站场管道的腐蚀情况,并分别从防腐层、区域性阴极保护、在线监/检测角度进一步对比分析了国内外油气站场埋地管道的腐蚀控制情况;从防腐层和阴极保护两方面总结了站场埋地管道腐蚀的主要原因,制订了相应的腐蚀控制对策;并根据国内站场腐蚀的具体情况,从表面处理、防腐材料性能指标、防腐层结构和防腐等级设计几方面对优化站场管道防腐层提出了相应的建议.     

海上钻井管线腐蚀原因分析和防治对策

调查和分析了南海某油田钻井管线典型腐蚀案例,得出结论为:流速导致磨损腐蚀、CO2腐蚀和高腐蚀性井下流体共同造成了钻井管线的严重损伤,其中流速是最主要的因素,它们在内部空间几何形状变化剧烈的管子内形成剧烈紊流并造成严重磨损腐蚀.关键控制方法是保持井下实际流速低于临界流速.讨论了流体含沙量对临界流速的影响,并提出其他可以采用的降低腐蚀/磨损的防护方法.     

城镇燃气管道腐蚀检测案例分析

为优化城镇燃气管道的防腐措施，提高钢质管道的防腐效率，通过对某燃气公司城镇燃气管道检测中发现的典型腐蚀案例分析，找出了其腐蚀形态主要有土壤电化学腐蚀、微生物腐蚀、杂散电流腐蚀等，总结出可采取的防腐措施有管道外壁加装防腐层、安装阴极保护设施、增设排流装置等。对检测中发现的腐蚀缺陷，采用局部挖补、防腐层补口、接地排流技术处理，运行结果表明：修复后的管道阴极保护参数测试正常，土壤表面电位梯度0.4 mV/m,管地电位正向偏移值35 mV,无防腐层损坏、剥离及杂散电流腐蚀现象，解决了该条管道的防腐控制问题。     

地面集输用20#与20G管抗腐蚀性能对比研究

采用通H_2S试验、高温高压反应釜模拟、电化学试验等方法,对20#/20G无缝集输钢管进行了腐蚀性能对比,研究发现,20#/20G试样管的抗氢致开裂(HIC)和抗硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)性能均比较优异,在高温高压两种工况下,腐蚀速率为0.281 9~0.333 7 mm/a,极化曲线和电化学交流阻抗谱结果进一步证明试样管腐蚀速率依据工况环境略有不同。研究结果表明,20#/20G试样管可完全满足含硫工况下酸性油气的安全输送,并依据类似工况进行合理选材。     

高压换热器Ω密封环腐蚀泄漏案例分析及改进措施

某加氢装置反应产物与原料油换热器E304/AB采用的是Ω环式的密封结构,该高压换热器管程密封部位多次发生腐蚀泄漏。针对该加氢装置换热器腐蚀泄漏的原因进行了分析,根据换热器密封结构、设备材质、操作介质成分、温度、压力等影响因素采取了相应的改进措施,有效地解决了该换热器腐蚀泄漏的问题。     

乌鲁木齐市疫情期间交通流量对空气质量影响的分析

选取环境空气中PM2.5、PM10、CO、NO₂、O₃污染物及空气质量指数(AQI)分析乌鲁木齐市疫情期间交通流量对空气质量的影响。结果表明,在乌鲁木齐市两次疫情交通管制期间,交通流量显著降低,环境空气中PM2.5、PM10、CO、NO₂、O₃污染物浓度及AQI随之降低,尤其是PM10、CO和NO₂浓度下降较为显著。自乌鲁木齐市解除交通管制,车辆恢复正常通行后,PM10、CO及NO2浓度逐渐增加甚至反超同期。鉴于PM、CO及NO₂是汽车尾气的主要污染物,因此可推测交通流量增加或降低,环境空气质量也会随之发生变化,尤其是空气中PM10、CO及NO₂污染物浓度呈正相关变化。     

Microcor腐蚀监测技术及其应用

腐蚀监测可以在设备正常运行的情况下,测量各种工艺气液流状态的腐蚀性.为了全面认识油气管道腐蚀因素,制定防腐措施,介绍了Microcor腐蚀监测技术的工作原理、技术特点、监测步骤等.通过与挂片失重法、线性极化电阻法、电阻法等常用腐蚀监测技术的比较以及Microcor腐蚀监测现场应用实例,发现Microcor腐蚀监测具有灵敏度高、适用范围广、性能稳定、响应速度快、分辨率高等优点. Microcor腐蚀监测是腐蚀过程监测、腐蚀过程控制,特别是对缓蚀剂效应评价的理想测试技术.     

管道腐蚀速率机理及预测方法

为控制管道腐蚀,减小管道腐蚀速率,对腐蚀机理开展研究,以进一步预测管道腐蚀速率与趋势。通过分析管道腐蚀的各种因素及其相互作用,结合现场管道运行工况、输送介质组分分析及管道腐蚀产物测试结果,确定管道腐蚀主要为CO2腐蚀,从而合理选择腐蚀预测模型。通过对CO_2腐蚀预测模型与计算公式的分析,利用软件建立管道腐蚀预测模型,找到管道腐蚀速率范围与位置,进而确定腐蚀控制手段。     

蒸发塔挥发线腐蚀分析

某蒸发塔挥发线，运行期间多次发生腐蚀穿孔，采用碳纤维补强作为临时措施。在装置大修期间，开展设备的腐蚀调查，并截取有代表性的弯头、法兰短节开展腐蚀问题分析。采用现场腐蚀调查、宏观和微观腐蚀形貌观察、XRD成分分析、EDS能谱分析等方法开展分析测试，并针对焊缝进行了金相组织观察和硬度测试。分析结果表明，由于硫酸腐蚀与电偶腐蚀、缝隙腐蚀、冲刷腐蚀等的协同作用，在法兰面、焊缝、弯头等薄弱位置形成严重的局部腐蚀。建议加强内衬的质量控制，避免异金属连接，对弯头、焊缝等重点位置加强检测。     

在役长输管道腐蚀数据综合分析方法及应用

根据SY/T 0087.5—2016给出的方法,以珠三角地区某输气干线为研究对象,应用管道基本数据、内检测、外检测、开挖验证等数据,展开管道腐蚀数据综合分析,综合判断了该管道目前运行状况良好,并识别出20处潜在腐蚀风险点,针对不同的潜在风险,给出风险削减建议,为管道的安全运行提供参考。     

川西集输管道外腐蚀防护技术研究

川西气田集输管道投运年限较长,敷设地区大气、土壤腐蚀性较强,造成管道外腐蚀引起的穿孔、泄漏。针对管道外腐蚀问题,通过对川西地区腐蚀环境调研,分析管道外腐蚀特征,并根据气田实际开展了管材、防腐层、阴极保护,修复补强技术及腐蚀检测等腐蚀控制措施研究,形成了川西管道外腐蚀防护体系,有效延长管道平均剩余寿命,保障了气田安全平稳生产。     

聚合物胶粉复合改性沥青混合料空隙率影响因素研究

文章基于室内试验测定不同级配混合料在不同油石比下的空隙率大小,采用分形维数、关键筛孔通过率和PCSI等参数从级配角度对空隙率进行评价,并通过SPSS软件分析各影响因素与空隙率(VV)的相关性。研究表明:PCSI接近0时,沥青混合料密度越接近最大值,空隙率越小;空隙率随着分形维数的增加而减小,D_c和D_f分别控制在2.2～2.5和0.5～0.7时,空隙率取得最小值;P_4.75和P_2.36分别控制在55%～60%和35%～40%时,混合料更容易密实,且增大P_0.075值,能够有效增加沥青胶浆含量,减小空隙率:通过Kendall法分析各因素对空隙率的影响程度,分析发现P_0.075影响最大,D_r、D_f次之,P_2.36、PCSI次之,D再次之,P_4.75影响程度最小。     

长输油气管道内腐蚀研究进展

针对长输油气管道的内腐蚀问题,总结了国内外油气管道内腐蚀研究现状、内腐蚀主要机理,并从输送介质、管材成分、输送工艺等方面对管道内腐蚀影响因素进行了分析。同时,结合国内外调研情况,介绍了长输油气管道内腐蚀控制标准和主要的防控技术,并对内腐蚀监测和直接评价技术进行了研究。在此基础上,介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向,为油气管道完整性研究和内腐蚀研究提供参考。     

腐蚀监测技术及其在油气田的应用

腐蚀监测可以在设备正常运行的情况下,测量各种工艺气液流状态的腐蚀性。腐蚀监测技术是全面认识油气田生产系统腐蚀因素,制定防腐蚀措施的基础;是监测评价防腐蚀措施效果的有效手段;能起到掌握油气田生产的腐蚀现状、腐蚀动态的作用。文中从腐蚀监测的目的、意义及技术内涵入手,与现场实际应用实例相结合,对腐蚀监测技术在油气田的应用情况进行研究。     

基于管道完整性管理的输气管道内腐蚀分析

为确认管道内检测发现的内部金属损失是否为内腐蚀缺陷并分析内腐蚀成因,基于管道完整性管理的大数据分析理念,将内检测数据、内腐蚀发生位置数据、开挖直接检测数据、腐蚀形貌3D建模分析数据、内腐蚀产物理化分析成果、超声导波监测数据等进行整合并分析了内腐蚀发生的原因。分析结果表明:内腐蚀是由于管道内壁与H_2S、CO_2和管道内部的水发生电化学腐蚀而形成的。依据腐蚀成因,开展了生产清管作业内腐蚀控制,并通过对比多轮超声导波监测数据,确认管道清管对内腐蚀控制的有效性。介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向。     

原油加热炉炉管腐蚀与预防

根据直接式原油加热炉炉管温度分布及炉管腐蚀产物的特点 ,分析了加热炉炉管腐蚀产生的原因 ,探讨了加热炉炉管腐蚀机理 ,结合加热炉炉管腐蚀部位、挂片试验和检测数据 ,提出了预防加热炉炉管腐蚀的保护措施     

输油站场管道腐蚀调查与分析

输油气站场管道敷设复杂,且多数没有实施区域性阴极保护,存在腐蚀风险。选择输油气站场典型腐蚀调查点,通过外观检查、厚度测试、漏点检测、粘结力测试及缺陷点活性评价,对某输油站场防腐层、保温层性能及管道腐蚀情况进行调查。结果表明：生产区管道防腐层失效严重,管体腐蚀,最大腐蚀坑深2.18 mm;立管出入土界面也存在腐蚀。文中分析了腐蚀原因,给出了站场维护维修建议。