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1、,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,检查：1）内容：管道埋设位置、防腐层状态、管内检测和开挖检查。2）方法：我国常用的有漏磁、超声波、涡流、摄像、录像检测,第一节 概述防腐层破坏、管体损伤是管道运行过程中不可避免的。然而在腐蚀管理中要想较早发现泄漏事故和防止泄漏的扩散，必不可少的工作是对防腐层破坏、管体损伤进行检查、评估和修补。,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,美国新的管道安全法案要求必须对天然气管线采用在线检测（ILI）、压力检测、直接检测或其它方法进行定期检测。对于在线检测，如漏磁检测，因磁场定位问题而不能对应力腐蚀裂纹或纵向裂纹进行检测以及管道几何尺寸等其它一些原因
2、的限制，推荐采用直接检测，或叫外检测。外检测包括直接检测和间接检测，直接检测如壁厚、裂纹的检测；间接检测如电位梯度法等。,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,2）国外的评价方法应用在役适用性评价，给定当前损坏状态构件的现存完整性和预计剩余寿命。评价技术包括在缺陷评价中，缺陷包括：整体和局部腐蚀。广泛扩展和局部点蚀坑、鼓泡和分层、错边和外壳变形，以及包括环境开裂的裂纹缺陷。,评价方法：1）国内的评价方法从断裂力学角度分析腐蚀区域对管道剩余强度的影响，提出根据断裂力学计算管道爆破压力，把腐蚀区折算成穿透管壁的当量裂纹。并将环向损伤影响考虑到工作压力计算中。,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合
3、分析与评价,一、管体腐蚀损伤的分类 1）依据：以判断管体腐蚀程度为基础，结合是否采取措施，什么措施，以及采取措施的迫切性。2）分类：,第二节 管体腐蚀损伤的评价,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,由于腐蚀损伤的形状和分布非常不规则和无规律性，精确测量是评价准确性和可靠性的基本保证。1）现场测量要求内容：腐蚀区的最大腐蚀深度、腐蚀区在管子纵轴上的投影长度L(最大腐蚀长度)、腐蚀区域在管子横截面上的投影弧长C（最大腐蚀周长）。,二、管体腐蚀损伤评价的实施要点,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,（1）在测取C时，如果两个腐蚀坑之间的全壁厚间距小于6倍壁厚时，视为一个腐蚀区。（2）
4、在测取Lm时，如果两个腐蚀坑之间的全壁厚间距小于2.5倍壁厚时，视为一个腐蚀区。,2）管体腐蚀损伤评价 是对腐蚀点的评价，每个损伤都要求单独评价。而实际的腐蚀分布中，往往多个腐蚀坑非规则性分布，形成彼此相连的蚀点间的交互作用。所以评价中规定：,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,1 评价计算2.判据与结论A10%时，属于第一类腐蚀；A80%时，属于第五类腐蚀；10%A80%,转入第二步骤评价。,三、管体腐蚀损伤评定方法,第一 步骤：按蚀坑相对深度（A）评价,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,1 技术条件：10%17.5%时，3.判距与结论LmL时，属于第二类腐蚀；LmL时，转
5、入第三步骤评价。,第二 步骤：按腐蚀区纵向投影长度（Lm）评价,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,1 技术条件,第三 步骤：按最大承受工作压力的计算评价,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,2.评价计算：分别从屈服理论和断裂力学角度计算安全工作压力Ps和Pc。当符合条件（3）时，分别计算纵向压力P1c和环向压力P2c.(1)从屈服理论角度计算：,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,（2）从断裂力学角度计算 当符合条件（2）时可不考虑腐蚀环向分布的影响，而符合条件（3）时要考虑。,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,对于纵向裂纹（损伤），当LmD时，,当LmD时
6、，,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,对于纵向裂纹，当,对于环向裂纹（损伤），,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,当,当,对于环向裂纹，只需将Lm改成C.,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,（3）腐蚀管道所能承受的最小压力Pd的计算,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,3.判距与结论 当符合条件（2）时，可不考虑腐蚀环向分布的影响，则取Ps与P1c中较小者为腐蚀区最大安全工作压力P；当符合条件（3）时要考虑环向损伤影响，则取Ps、P1c、P2c中较小者为P。,时为第二类腐蚀；为第三类腐蚀 为第四类腐蚀。,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,第三节
7、埋地管道腐蚀与防护态势综合分析与态势图,管道腐蚀态势：环境对管道造成腐蚀破坏的大小或严重程度。管道防护态势：管道采取防腐蚀措施的有效性或者保护程度。管道上存在的损伤现状是环境腐蚀和防护有效性相互作用的结果，亦是腐蚀态势和防护态势的综合反映。因此，如果对已知的腐蚀与防护态势进行准确的综合分析，就能对管道的腐蚀破坏的危险倾向或程度做出基本的判断。腐蚀与防护态势综合分析的目的：进行定量评定，对运行管理的腐蚀破坏状态确定其危险等级，建立分级管理的机制，从而达到经济投入，科学管理，以预防为主的目的。,一、基本概念,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,二、腐蚀与防护态势参数的确定（一）腐蚀与防护态
8、势参数的确定,1 选择决定构成腐蚀态势和防护态势的因素，应考虑下述原则：（1）引起腐蚀和有效防护的主要控制因素（2）具有可操作性,2.埋地管道腐蚀与防护综合分析需要确定的因素指标：土壤的腐蚀性；原始管地电位；防腐层技术状态；阴极保护的有效性,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,（二）腐蚀与防护态势指标的测量与确定方法,由于腐蚀防护态势的四个指标中，原始管地电位、防腐层技术状态、阴极保护的有效性前面章节论述过，本节主要针对土壤腐蚀性进行测量和确定。,1.现场埋片失重法2.电解失重法3.土壤电阻率4.腐蚀电流密度法5.十二指标法,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,（三）腐蚀与防护
9、态势的分级和综合分析的原则,综合分析原则：（1）防腐层技术状态的因素，主要依据参数是防腐层绝缘电阻。防腐层的作用是第一位的。（2）环境腐蚀因素，一般可作为第二位因素考虑。包括土壤腐蚀性和原始管地电位两个因素。（3）阴极保护的防护作用，作为第三位考虑。衡量阴极保护的效果，不仅管地电位的指标要求达到标准，还要综合运行率、保护率等状况。,第六章 埋地管道腐蚀与防护的综合分析与评价,确定单元管段 测量单元管道的四个指标 按照不同形状、颜色和所处级别以某一符号或图形表示，记在管道走向图或示意图上 管道腐蚀与防护态势图综合分析评价结果。,（四）腐蚀与防护态势图,第七章 钢质管道内防腐技术,一、管道的内壁腐
10、蚀,管道内壁是与输送介质直接接触的，而很多输送介质中混杂了许多腐蚀因素，如高矿化度的水、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、硫酸盐还原菌和氯离子等，在温度、压力、流速以及交变应力等多元因素复合交错下，给碳钢的局部腐蚀带来严重的危害。,第一节 概述,二、管道内壁防护的方法 管道内壁防护可分为三种类型的方法：1.界面防护，包括涂防腐层电化学保护；2.化学药剂防护，如缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等；3.选用耐蚀材料。目前应用最普遍的是采用界面防护中的防腐层，也称内涂层。,第七章 钢质管道内防腐技术,一、常用管道内防腐涂层材料,对油气管道内涂层的防护性能指标，国内外目前尚没有统一的标准，用户根据需要向制造商提出要求。
11、对涂层产品的验收可采取如下三项指标：外观采用内窥镜或闭路电视没有流淌、皱纹、桔皮、起泡、鱼眼等缺陷；厚度采用磁性厚度仪一般不少于250m。从湿态防腐蚀考虑，防腐层的厚度不应少于400m；涂层漏点采用电火花击穿检测或电阻检测。,第二节 管道内防腐层,第七章 钢质管道内防腐技术,常用的涂料：环氧型、环氧酚醛型、聚氨酯和漆酚型等主要基料。底漆涂料：一般多掺加铁红素、铬黄类等具有钝化性能的颜填料；中间层和面层涂料：多掺加鳞片或玻璃微珠，以提高其抗渗透能力。,近十年来发展较快的熔结环氧粉末涂层，性能优越，简化成膜工艺，较明显地体现了经济、效果、生态、能源四大发展原则。,第二节 管道内防腐层,第七章 钢质
12、管道内防腐技术,二、管道防腐层涂装技术,溶剂型旋喷式涂敷工艺该工艺适用于单根管材的工厂专用生产线上集中涂敷。涂料为溶剂型涂料，底漆和面漆配套使用，一般是一道底漆和二至三道面漆。工艺流程：表面喷砂处理涂敷固化质检堆放。,第二节 管道内防腐层,主要有溶剂型旋喷涂敷工艺、熔结环氧涂层涂敷工艺、薄膜衬里工艺、水泥砂浆内衬工艺、连续涂敷工艺等。,第七章 钢质管道内防腐技术,一、缓蚀剂的作用及其分类 缓蚀剂：是一些用于腐蚀环境中抑制金属腐蚀的添加剂。,（一）按电化学作用机理划分1.阳极型缓蚀剂：是一种阻滞阳极过程化学反应的作用剂。其作用机理是缓蚀剂的阴离子向金属表面阳极部位迁移并使其表面钝化，从而阻滞阳极
13、金属离子的进一步离解使金属得到防护。如，中性介质中的铬酸盐、亚硝酸盐。缺点是当其用量不足时候，不能充分覆盖阳极表面，易形成大阴极，小阳极的局部孔蚀，因此又称“危险性缓蚀剂”；2.阴极型缓蚀剂：使电化学反应的阴极过程收到阻滞，从而减缓腐蚀反应的进行。也称“安全缓蚀剂”；3.混合型缓蚀剂：即可阻滞阴极又可阻滞阳极反应的缓蚀剂。,第三节 缓蚀剂及其应用,第七章 钢质管道内防腐技术,（二）按缓蚀剂所形成的保护膜特征划分1.氧化膜型缓蚀剂：能使金属形成完整的保护膜或表面不完整的氧化膜得到修复，故又称“钝化剂”。2.沉淀膜型缓蚀剂：该类缓蚀剂能与金属的缓蚀产物（Fe2+,Fe3+）或阴极反应产物（OH-）
14、进一步发生化学反应，并在金属表面形成防腐蚀的沉淀膜。上述两种缓蚀剂称被称为被膜型缓蚀剂，用于中性介质中。3.吸附膜型缓蚀剂：该缓蚀剂能吸附在金属的表面，改变金属的表面状态和性质，从而抑制腐蚀反应的发生。,第三节 缓蚀剂及其应用,第七章 钢质管道内防腐技术,三、常用缓蚀剂的介绍,（一）酸性介质缓蚀剂 石油工业常遇到酸性腐蚀环境，如井下油管表面酸化处理，锅炉的清洗除垢，集输管道中的油气由于含油H2S、H2O和CO2等物质。（二）中性介质缓蚀剂 冷却水、锅炉水、污水及中性盐类水溶液（如海水）、有机溶液等，均为中性介质。在中性介质水溶液中的腐蚀，大部分都是由溶解氧引起的腐蚀，常采用氧化膜型沉淀膜型缓蚀
15、剂。主要有铬酸盐类、聚磷酸盐、硅酸盐、锌盐、有机膦酸盐和有机膦酸脂类。,第三节 缓蚀剂及其应用,第七章 钢质管道内防腐技术,四、缓蚀剂在油气管道中的应用 主要是油田集输系统、注水系统、油气处理装置、工业循环水冷却系统等。,（一）输气管道应用的缓蚀剂1.CT2-2缓蚀剂：属阴极成膜型有机缓蚀剂，棕褐色粘稠状液体，有微胺味，溶于烃类，并能分散于水和盐水中。它对含有H2S,CO2、氯化物和乙醇胺的潮湿天然气和积水管道的内部腐蚀达到90的缓蚀效果。CT2-2缓蚀剂不仅适用于输气干线，还适用于天然气井、压气站等；对H2S,CO2等酸性气体的腐蚀有显著的缓蚀功能。,第三节 缓蚀剂及其应用,第七章 钢质管道
16、内防腐技术,2.GP1缓蚀剂：用于输气管道，使一种同时阻滞阴极和阳极过程的混合型缓蚀剂。广泛用于含硫气井及含硫天然气集输管线。,（二）输油管道应用的缓蚀剂 当输油管道中存在H2S,CO2、氯化物及水等腐蚀性介质时，采用缓蚀剂是十分必要的。国外向输油管道注入缓蚀剂亚硝酸钠。它的作用有两个：一是除氧去垢；二是与钢铁作用，生成非渗透性的氧化物或氧化混合物的保护膜，从而抑制内腐蚀。该缓蚀剂适用于碱性环境。,第三节 缓蚀剂及其应用,第八章 钢质储罐的腐蚀与防护,钢质储罐在运行的过程中，经常遭受内外环境介质的腐蚀。内腐蚀主要为内部存储介质（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
17、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。,通常储油罐的漏油事故发生在运行7年以后，运行1015年是孔蚀次数频率增加，也有少数油罐使用30年以上未发现漏油事故的。,第一节 概述,第八章 钢质储罐的腐蚀与防护,钢质储罐腐蚀造成的主要后果有：产品的损失；污染环境；维修费用高；土壤净化费高；环保处罚。,通常对于储罐系统的腐蚀控制采用的措施为：（1）新建罐：覆盖层；阴极保护。（2）已建罐：加双底，涂敷防腐层及阴极保护；涂敷衬里；阴极保护。防腐层加阴极保护是对储罐防腐蚀的最为经济合理的方法。,第一节 概述,第八章 钢质储罐的腐蚀与防护,一、内腐蚀,储罐的内腐蚀
18、与存储介质的种类、性质、成分、温度、更换的频率等因素有关。无论是储存的是液体还是气体，都有两个腐蚀环境，一是气相，二是液相。对于储存原油的钢罐，其液相又分为两层，一是油层，二是底部的沉积水层。通常原油储罐中介质的腐蚀主要来自油中所含的油田伴生水，其中影响腐蚀的成分又三大类：1.溶解气体，如H2S；2.溶解盐,如氯化钙；3.有机杂质，如油污，污泥，是细菌生活的环境。,第二节 钢质储罐的腐蚀,第八章 钢质储罐的腐蚀与防护,一、内腐蚀,通常罐底部和顶部率先发生局部腐蚀穿孔，罐的中段罐壁部分与原油（或乳状液）接触，腐蚀不甚强烈。（一）罐顶及罐壁上部的气相段 这个部位不直接与油品接触，属气相腐蚀。油罐内
19、部的气相腐蚀腐蚀因素有O2、H2S、温度、pH值等，由于凝结水膜很薄，氧的扩散容易，因而耗氧型腐蚀在多数情况下占主导作用。,第二节 钢质储罐的腐蚀,第八章 钢质储罐的腐蚀与防护,（二）罐壁中部液相腐蚀 罐壁直接与油品接触，因油品中的水多沉积在底部，所以这个部位的腐蚀程度最轻。（三）罐壁下部和罐底内壁的腐蚀 这个部位是储罐内腐蚀的重点所在，其表现形式为电化学腐蚀。液相介质为油品储存、输转期间所携带的水分及由气相水蒸气的凝结水下沉的水分。有时灌顶穿孔漏进雨水，天长地久，日积月累，就会在罐底积蓄一层水，造成罐底的点蚀。,第二节 钢质储罐的腐蚀,第八章 钢质储罐的腐蚀与防护,应特别注意的是罐底底板内表面上大面积分布的均匀腐蚀和点蚀，以及罐壁下部油、水界面上浓差电池所造成的腐蚀。据国内外使用经验表明，钢质储罐若原油中不含有H2S，一般寿命为1015年；含有H2S时寿命为35年，腐蚀破坏首先在罐底发生穿孔。,第二节 钢质储罐的腐蚀,二、外腐蚀 储罐的外壁处于三种环境状态，故有大气腐蚀、保温层水浸后的腐蚀和土壤腐蚀三种形态。,
