油气田的腐蚀与防护技术.ppt

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1、,油气田的腐蚀与防护技术（输送领域）,腐蚀及其主要损伤形式油气输送管硫化物环境腐蚀行为及其评价腐蚀控制的主要技术措施表面防护技术输送管的常用表面涂层技术石油管防护层性能的测试技术管网防护修复技术石油管腐蚀与控制中值得关注的问题,主要内容,材料与装备三大失效形式断裂；腐蚀；磨损,一、腐蚀及其主要损伤形式,在一些工程工业中调查的失效原因的比例,油气管腐蚀，管壁减薄，爆管,原油泄漏造成农田毁坏和环境污染,西气东输管线（I期）,10省市自治区，3900Km，1100亿投资120亿立方/a，10Pa，1016-X70钢（II期5倍，1219-X80钢）,辽河油田/油管/CO2腐蚀,腐蚀的危害直接经济损失

2、腐蚀的直接经济损失是指由于腐蚀的存在而导致总费用的增量。直接经济损失：资本费用，具体包括更换设备及建筑费、富裕容量费、多余的备用设备费；控制费用，包括维修费、腐蚀控制费；设计费用，包括建筑材料、腐蚀容差、特殊工艺；相关费用，包括产品损失、技术支持、保险、零件及设备存货。美国因腐蚀造成的损失达到1100美元/（人年）中国：因腐蚀造成的损失约为400元/（人年）。直接损失约2288亿元人民币 腐蚀总损失可达5000亿元（约占我国GNP的5%）,腐蚀损失（代价）=故障损失+防护费用,腐蚀控制的合理性,材料腐蚀的基本概念“金属腐蚀是金属从元素态转变为化合态的化学变化及电化 学变化”。腐蚀可以从几个方面

3、下定义：（1）由于材料与环境及应力作用而引起的材料的破坏和变质；（2）除了机械破坏以外的材料的一切破坏；（3）冶金的逆过程等。“材料的腐蚀是材料受环境介质的化学、电化学和/或物理作用的 破坏的现象”“材料腐蚀是材料受环境介质的化学作用或电化学作用而变质和 破坏的现象”。,腐蚀的类型,依据腐蚀机理分类法：（1）化学腐蚀（Chemical Corrosion）材料与周围非电解质之间发生纯化学作用而引起的腐蚀损伤称为化学腐蚀。腐蚀反应过程中不伴随电流产生。（2）电化学腐蚀（Electrochemical Corrosion）金属和电解质接触时，由于腐蚀电池作用而引起的金属腐蚀现象称为电化学腐蚀。电化

4、学腐蚀过程中有电流产生。,材料与装备的环境损伤形式,腐蚀类型,依据腐蚀形态分类法：（1）普遍性腐蚀（或全面腐蚀）（General Corrosion）腐蚀分布在整个金属的表面，可以是均匀的或不均匀的。（2）局部腐蚀（Localized Corrosion）局部既可以是部位的也可以是成分的。（3）应力作用下的腐蚀断裂 材料在应力和腐蚀性环境介质协同作用下发生的开裂及断裂失效现象。,力+腐蚀环境构件低应力脆断 静应力+腐蚀SCC 交变应力+腐蚀CF 静应力+氢环境HE 微动+腐蚀FCF,应力作用下的材料环境损伤,非金属材料的腐蚀类型,硫化物环境中输送钢管的主要腐蚀类型 硫化物环境中输送钢管腐蚀的影

5、响因素 输送钢管的硫化物环境损伤评价方法 高频电阻焊（ERW）管的沟槽腐蚀行为与评价,二、油气输送管硫化物环境腐蚀行为及其评价,硫化物环境中输送管的主要腐蚀类型,（一）钢在H2S环境中的腐蚀机理：（1）H2S的性质 摩尔质量：34.08g/mol 密度：1.539g/L(25)；相对空气密度：1.1906(空气=1)在水中的溶解度大：3480mg/L(25,0.1MPa)，大于CO2和O2 腐蚀性：干H2S无腐蚀性；溶于水后有强的腐蚀性 毒性大,腐蚀电池的电极过程,阳极过程 金属原子离子化：M晶格 M吸附 M吸附+mH2O Mn+mH2O+ne水化金属离子Mn+mH2O从双电层溶液侧向溶液深处

6、迁移阴极过程还原过程 2H+2e H2 或：在中性或碱性溶液中：O2+2H2O+4e=40H-在酸性溶液中：O2+4H+4e=2H2O,（一）H2S环境腐蚀机理：（2）电化学腐蚀过程由于腐蚀电池作用而引起的金属腐蚀现象称为电化学腐蚀。阳极溶解：Fe Fe2+2e 水中电离：H2S H+HS；HSH+S2 阴极还原：H+e H 部分H原子复合：H+H H2 进入水溶液，逸到空气中 部分H原子进入钢内部（H2S为强渗氢介质，是HIC与SSC的主要原因）,（一）H2S环境腐蚀机理：（3）H2S导致氢损伤过程 H原子进入钢内部形成高压（达300MPa）氢气 HB（表面氢鼓泡）HIC（内部形成阶梯裂纹）

7、进入钢内部H原子与外力联合作用 SSC（硫化物应力腐蚀开裂）SOHIC（应力导向氢诱发裂纹）即（b）与（c）的复合过程,（二）含H2S油气环境腐蚀类型,依据腐蚀形态与阴极、阳极过程分类法：（1）全面腐蚀（或普遍性腐蚀）腐蚀分布在整个钢管的表面，均匀的或不均匀的，导致管壁减薄。阳极溶解：Fe Fe2+2e（2）局部腐蚀 局部减薄或穿孔。主要包括：点蚀；缝隙腐蚀；电偶腐蚀；焊缝区腐蚀等。（3）阴极析H导致的开裂、鼓泡、断裂 在应力和腐蚀过程中还原的H共同作用下发生的开裂及断裂失效现象氢损伤 主要包括：HIC；SSC；HB；SOHIC,2.1 全面腐蚀/局部腐蚀,1、腐蚀特点（1）湿含H2S天然气对

8、钢的腐蚀速率：10100mm/年（耐蚀）（2）含H2S、Cl-水/天然气对钢的腐蚀速率：120mm/年（不耐蚀）2、腐蚀失效形式 点蚀导致局部穿孔，破坏速度H2S比CO2严重得多！,2.2 H2S环境导致的输送管损伤1、HIC(Hydrogen Induced Cracking)氢诱发裂纹（氢致开裂或氢致阶梯型破裂）,2.2 H2S环境导致的输送管损伤2、HB(Hydrogen Blistering)（氢鼓泡）,2.2 H2S环境导致的输送管损伤3、SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,拉应力（外加或残余）促进H在冶金缺陷处（晶界、相界、位错、裂纹等）

9、富集，导致突发性（数小时3个月）、低应力（sb）、脆性开裂或断裂。,2.2 H2S环境导致的输送管损伤4、SOHIC(Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking)应力导向氢诱发裂纹,（一）全面腐蚀/局部腐蚀（1）H2S 含量：200400mg/L时腐蚀速率最大（耐蚀性与 FexSy形式有关，FeS2与FeS耐蚀性较好，Fe9S8较差）（2）pH:6时，油管寿命20年（3）温度：5585腐蚀速率最大（4）流速：3 10m/s范围，腐蚀较轻，缓蚀剂可起作用（5）Cl-：破坏保护膜；FeCl2水解促进点蚀穿孔,硫化物环境中输送钢管腐蚀的影响因素,2.1 SSC

10、(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.1 环境因素（1）H2S浓度：酸性天然气总压0.4MPa，H2S气压0.0003MPa 在满足上述条件的环境中敏感材料易产生SSC破坏。,酸性天然气系统（天然气体积是在0，0.101325MPa状态下）H2S/CO21/500时，H2S腐蚀为主,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.1 SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.1 环境因素（2）温度：24时SSC最为敏感（3）pH值：pH SSC（4）CO2：CO2 SSC,2.1 SSC(Sulfide Stres

11、s Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.2 材料因素（1）硬度（强度）：硬度HRC22时不易产生SSC破坏。,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.1 SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.2 材料因素（1）硬度：焊接接头或焊缝硬度常常HRC22，故易产生SSC破坏。,（二）H2S环境导致的输送管损伤,16Mn钢SSC断裂,2.1 SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.2 材料因素（2）显微组织：在H2SH2O环境中，对SCC抗力按下列顺序递减：铁素体中均匀分布的球状碳化物组织 完

12、全回火后的淬火显微组织 正火和回火后的显微组织 正火后的显微组织 淬火后未回火的马氏体组织。,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.1 SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.2 材料因素（3）化学成分：有害元素：Ni1%；Mn1.6%（避免SSC敏感的马氏体、贝氏体形成）S0.003%（最好在0.002%以下，控制MnS形成）P0.008%（避免在晶界聚集）,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.1 SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.2 材料因素（4）冷变形增大硬度，引入残余拉应力,（二）H

13、2S环境导致的输送管损伤,2.1 SSC(Sulfide Stress Cracking)（硫化物应力腐蚀开裂）,2.1.2 材料因素（5）焊缝SSC的控制（适用于510MPa管线焊缝）合理选择焊接材料与工艺：焊丝、焊剂匹配保证焊缝与母材等强度；焊缝金属：Mn1.6%；Si 1%；焊后不热处理者：Cr+Ni+Mo0.25%；C1.5%控制焊缝硬度：HB200；不宜超过HB225 焊后热处理：消除残余拉应力；620以上处理 细化HAZ晶粒，改善组织结构,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.2 HIC&HB氢诱发裂纹与氢鼓泡,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.2.1 特 点（1）HIC常出现

14、于抗SSC的延性好的低中强度管线钢和容器钢上（2）HIC不需要任何外力，开裂方向通常与SSC裂纹垂直（3）HIC裂纹平行于板面和轧制方向，HB为椭圆，长轴沿轧向（4）冶金缺陷处形成高压（3000大气压）氢气导致HIC或HB（C、Mn、P偏析异常组织、MnS夹杂、带状珠光体/铁素体相界）,16Mn钢HIC,2.2 HIC&HB氢诱发裂纹与氢鼓泡,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.2.2 影响因素（1）环境因素 H2S分压：0.10.5MPa为HIC敏感性高范围；低强度碳钢：0.002MPa pH值：pH=6时，HIC最不敏感；CO2：促进HIC Cl-：促进酸性环境中的HIC 温度：24时H

15、IC最敏感,2.2 HIC&HB氢诱发裂纹与氢鼓泡,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.2.2 影响因素（2）冶金因素 显微组织：敏感组织带状珠光体；板中心Mn、S等偏析带低温转变组织 化学成分：Mn/C(降低C)有利；S有害(加入适量Ca可改变MnS形态与分布，有利)P、Mn、Si、Cr、Mo均易偏析，应严格控制；Cu在pH5的环境中，促进钢表面形成H的阻挡层，有利HIC控制 夹杂物：MnS的热膨胀系数大于钢基，易在界面形成H“陷阱”,HIC敏感性指数,Q非金属夹杂的投影,2.2 HIC&HB氢诱发裂纹与氢鼓泡,（二）H2S环境导致的输送管损伤,2.2.2 HIC控制的冶金途径（1）降低钢

16、的S含量（0.003%）、Mn含量等；（2）加Ca处理，控制MnS夹杂物形态，Ca/S：23，Ca不宜过高 避免Ca-S-O 夹杂物形成；（3）降低碳含量，控制带状珠光体组织生成；（4）避免板材中部或焊缝区低温转变硬显微组织的形成；（5）控制工艺，获得均匀的细晶组织,2.3 SOHICC（应力导向氢诱发裂纹）,1、产生条件：拉伸应力+HIC常发生在靠近焊缝被硬化的热影响区（HAZ）的基体金属中，或SSC裂纹尖端。2、控制途径：控制HIC与SSC,（二）H2S环境导致的输送管损伤,输送管硫化物环境损伤评价方法,（一）硫化物应力腐蚀开裂（SSC）1、可依据的标准（1）国际标准：ISO 7539四点

17、弯曲加载法（已纳入GB/T971.3-C级输送钢管交货技术条件）（2）美国NACE标准：NACE TM 0177 拉伸加载；三点弯梁（打孔）加载；C型环加载；双悬臂梁加载（3）国家标准：GB4157 拉伸加载法,（一）硫化物应力腐蚀开裂2、溶液（1）A溶液：硫化氢饱和0.5%乙酸+5%NaCl（2）B溶液：硫化氢饱和0.23%乙酸+0.4%醋酸钠+5%NaCl（3）三点弯梁加载专用溶液：硫化氢饱和0.5%乙酸,3、拉伸加载（1）设备：恒载荷拉伸试验机等（2）评 价 应力寿命曲线：确定SSC门限应力（数值尚无同一规定）给定应力（如0.72ss，0.80ss，0.90ss等）下720h不断裂,3、

18、拉伸加载（3）特点 应力数值较准（特别是恒载荷加载），较为苛刻；试验装置较为复杂；开裂或断裂较易判断，且可实时跟踪；适用于厚壁钢管；若采用“应力寿命曲线”，则工作量大，费用高。（4）适用范围：大口径厚壁管：母材；焊缝(将焊缝评价区放在工作段内)等,断口形貌,（一）硫化物应力腐蚀开裂（SSC）4、四点弯曲加载（1）装置：,4、四点弯曲加载（2）特点：装置较为简单；不受钢管壁厚限制；存在较宽的最大等值拉应力区域，数据分散性小；一旦裂纹出现会有应力松弛（3）适用范围：大口径钢管：母材；焊缝(焊缝及部分母材应放在内支点之间),4、四点弯曲加载（4）评价：应力寿命曲线：确定SSC门限应力（数值尚无同一规

19、定）给定应力（如0.72ss,0.80ss,0.90ss等）下720h不开裂或断裂,ISO和国标规定：A溶液；0.72ss；720h,张应力表面,侧面,（一）硫化物应力腐蚀开裂（SSC）5、C型环加载（1）装置：,5、C型环加载（2）特点：装置较为简单；不改变钢管曲率时，加力准；一旦裂纹出现会有应力松弛（3）适用范围：小口径薄壁管：母材；电阻焊焊缝（焊缝应较窄）,5、C型环加载（4）评价：应力寿命曲线：确定SSC门限应力（数值尚无同一规定）给定应力（如0.72ss，0.80ss，0.90ss等）下720h不开裂或断裂,6、三点弯梁(三点弯曲)加载（1）装置：,6、三点弯曲加载（2）特点：装置较

20、为简单；裂纹开裂位置定位（打孔中心连线）；一旦裂纹出现会有应力松弛；求得的力值为虚拟临界应力，不能作为设计许用应力；如果与其他方法选用相同的溶液，则该方法苛刻（3）适用范围：大口径钢管：母材（不适用于焊缝试样）,6、三点弯曲加载（3）评价计算虚拟临界应力Sc：,D试样最大挠度；S虚拟应力；E弹性模量；t试样厚度；L试样长度；T试验结果（试样未开裂时取1；开裂时取-1）；n总试验的试样数目,10倍放大镜观察开裂情况,（二）氢诱导开裂（HIC）1、装置：,1硫化氢瓶；2流量计；3捕集瓶；4试样；5试验溶液；610%氢氧化钠溶液抗阶梯破裂（HIC）试验装置简图,三点弯梁加载试样中部打孔SCC敏感性增

21、强,（二）氢诱导开裂（HIC）2、试样取样：,（二）氢诱导开裂（HIC）3、溶液：（1）美国NACE TM0284（1996，2003版）A溶液：硫化氢饱和0.5%乙酸+5%NaCl B溶液：硫化氢饱和人工海水（2）ISO3183-3与国标GB9711.3规定输送钢管采用NACE的A溶液：硫化氢饱和0.5%乙酸+5%NaCl（3）国标GB8650（针对一般工业）规定采用NACE溶液,（二）氢诱导开裂（HIC）4、评价参数及判据：4.1 评价参数,在100倍的金相显微镜下观测量裂纹几何参量，计算裂纹率：（1）裂纹敏感率：CSR=（ab）/(WT)100%（2）裂纹长度率：CLR=（a）/W100

22、%（3）裂纹厚度率：CTR=（b）/T100%式中：a裂纹长度，mm；b裂纹厚度，mm；W试样宽度，mm；T试样厚度，mm。,（二）氢诱导开裂（HIC）4、评价参数及判据：4.2 判据,针对输送钢管ISO3183-3与国标GB9711.3规定的判据（选择A溶液）(每个试样3个截面平均值):（1）裂纹敏感率：CSR2%（2）裂纹长度率：CLR 15%（3）裂纹厚度率：CTR 5%针对石油化工设备，国内有关设计单位给出的判据（选择A溶液）：（1）裂纹敏感率：CSR0.5%（2）裂纹长度率：CLR 5%（3）裂纹厚度率：CTR 1.5%针对石油化工设备，国内有关单位给出的判据（选择B溶液）：CSR0

23、.05%；CLR0.5%；CTR0.1%,（二）氢诱导开裂（HIC）5、实例：,（二）氢诱导开裂（HIC）5、实例：,1、产生原因 高频电阻焊（ERW）钢管焊缝区/母材：成分、夹杂物、组织结构、应力状态存在较大的差异，焊缝耐蚀性能明显低，选择性腐蚀出沟状形态，即“沟槽腐蚀”或“沟腐蚀。,2、影响因素（1）材料因素：成分（C、Mn、S低有利）；组织均匀性；夹杂物；残余应力；焊缝缺陷等（2）环境因素：溶液中溶解O2、Cl-、H2S、CO2、温度等,ERW焊管的沟槽腐蚀行为及其评价,3、试验方法：（1）腐蚀环境：3.5%NaCl中性水溶液；（2）仪器：恒电位仪,4、评价指标：,（1）参数 焊缝沟腐蚀

24、敏感系数：h2/h1（2）判据：1.3时，一般认为焊 管对沟腐蚀不敏感,5、实例：,6、控制方法（1）控制合金成分：有利的合金成分：C0.040.08%；S0.005%；Cu0.080.3%；Ca20ppm（2）优化组织结构：组织均匀化：母材/焊缝形成细化（1012级）铁素体（如淬火+高温回火）；焊后退火消除残余张应力；降低S，添加Ti，控制MnS、FeS夹杂物形成与偏析；添加Cu、Ca，提高耐蚀性（3）改善环境条件 除O2（0.5mg/L）、CO2、H2S、Cl-，添加缓蚀剂等（4）涂层保护,三、输送管腐蚀损伤的控制技术,合理设计结构与冷热加工工艺 合理选材与开发新材料 环境的处理（如三脱一

25、注、缓蚀剂的应用等）电化学保护（阴极保护与阳极保护）表面涂镀层技术（湿法镀、干法镀等）表面改性技术（机械表面形变强化等）,石油天然气工业领域的主要表面处理技术,保护性表面覆盖层应具备以下条件：（1）组织致密，孔隙率低，有一定的厚度，介质不易穿透；（2）与基体材料有良好的结合力，不易脱落；（3）具有较高的硬度、耐磨性、韧性和耐蚀性；（4）在整个被保护表面上分布均匀；（5）对被保护的基体材料无损害影响。,喷丸强化技术,产生作用：（1）组织结构变化(如亚晶粒尺寸、位错密度及组态、相结构等)；（2）表层内形成残余压应力场；（3）表面粗糙度变化。,喷丸强化的原理,喷丸强化层形变和残余应力分布,应变强化层

26、对位错运动的组织影响作用,喷丸强化对金属材料应力腐蚀抗力的影响（材料：Al6Zn2.4Mg0.74Cu0.10Cr；介质：0.5mol/L的NaCl水溶液）（未喷丸试样；喷丸试样）,有机涂装技术,涂层类型：（1）涂料涂层（油漆涂层）涂料涂层除对金属具有保护作用外，还具有装饰作用、标志作用以及特殊作用（如绝缘、抗微生物、耐辐射、示温、伪装、防震、红外线吸收、太阳能接收等）。（2）塑料涂层 可以将塑料粉末喷涂在金属表面经热固化形成塑料涂层，也可用层压法将塑料薄膜直接粘接在金属表面形成塑料涂层。用此法制成的有机涂层金属板用途极为广泛。常用的塑料薄膜有：丙烯酸树脂薄膜、聚氯乙烯薄膜、聚乙烯薄膜和聚氟乙

27、烯薄膜等。（3）硬橡皮覆盖层 在橡胶中混入30%50%的硫进行硫化，可制成硬橡皮，它具有耐酸、耐碱腐蚀的特性，许多化工设备采用硬橡皮做衬里。其主要缺点是加热后会老化变脆，只能在50以下使用。,防腐蚀涂料的基本组成,工业领域中的主要涂料,根据主要成膜物质分为油基涂料和树脂涂料，常用的有机涂料：油脂涂料、酚醛树脂涂料、醇酸树脂涂料、沥青涂料、氨基树脂涂料、硝基涂料、纤维素涂料、过氯乙烯树脂涂料、乙烯树脂涂料、丙烯酸树脂涂料、聚酯树脂涂料、环氧树脂涂料、聚氨酯涂料、有机硅涂料等。,涂层的保护机理,物理覆盖作用（隔离环境）将金属和环境隔开，起到了对金属的屏蔽作用。许多涂料对酸、碱、盐等化学物质显示惰性

28、，涂覆多层达到一定的厚度而致密无孔，阻挡了环境对金属的侵蚀。缓蚀作用 借助涂料中的防锈颜料（如红丹、锌铬黄、磷酸盐、硼酸盐等）与金属反应，使金属表面钝化或生成保护的物质以提高涂层的保护作用。另外，一些油料在金属皂的催干作用下生成降解产物，也能起到有机缓蚀作用。阴极（电化学）保护作用 在涂料中使用电位比基体金属低的金属做填料（如锌粉），会起到牺牲阳极的阴极保护作用。,涂层的结构,一般涂层应包括底漆、中间层和面漆。1）底漆必须对金属具有良好的附着性和防护性；2）中间层应能增强底漆和面漆的结合强度；3）面漆应具备较好的耐蚀性、耐候性和抗紫外线辐射性能，同时提供装饰作用。每层涂料按需要涂刷一次至数次，

29、根据环境和对底漆、中间层及面漆的不同要求选择涂料的类型、涂刷次数及涂层厚度。要保证底漆、中间层和面漆是相容的。,涂装方法,常用的涂装方法有：刷涂、刮涂、浸涂、喷涂、淋涂、静电喷涂、电泳涂装、粉末涂装等。每涂一层都应充分干燥，干燥的方法分为自然干燥和强制人工干燥。自然干燥就是在常温下依靠溶剂的挥发，自行聚合及催化聚合由液态转变为固态形成漆膜的过程。而人工强制干燥包括加热干燥（如热风对流加热、辐射加热、对流辐射加热等）和照射固化（紫外线或电子束照射）。应当根据涂料品种、性能、施工要求、固化条件以及被涂产品的材质、形状、大小、表面状况等具体情况，选择适当的施工方法和工艺设备。,五、输送管的常用表面涂

30、层 1、国内外涂层体系 2、涂层处理技术,国内常用管道覆盖层材料特点,国外常用管道覆盖层材料特点,涂装前表面预处理,程序：除油；除锈；清除灰尘等；钢材表面原始锈蚀等级,表面预处理常用方法及等级,刷光、磨光或抛光、喷沙和喷（抛）丸,石油管三层结构的聚乙烯（三PE）防腐层,第一层（底层）：烧结环氧（FBE），厚度60100mm第二层（中间层）：聚烯烃共聚物（极性与非极性基团），厚度200400mm第三层（防护层）：聚烯烃（聚乙烯或聚丙烯），厚度1.73.8mm特点：兼顾环氧树脂强黏结性和抗阴极剥离性能及PE的优良机械性能与抗冲击性，绝缘电阻值大（108m2),六、管道损伤状况检测与防护层评价技术,

31、内 检:智能检测爬机是最为有效的方法，国内已有产品很难满足实际要求，国外的智能检测爬机价格昂贵(几百万元一套)。外 检:国内主要采用管道外检测方法，无法对腐蚀受损情况及时准确的检测，造成重大损失。采用不开挖检测为宜,管道防腐层的检测、评价，用变频选频法；防腐层破损点的精确定位，用直流法和交流法。,工作内容包括：管道风险分析、剩余强度评价、剩余寿命预测、材料适用性评价。通过管道风险分析为检测方案的制定提供决策依据，剩余强度评价和剩余寿命预测对现有管道是否安全、是否需要更换和修理以及确定检测周期与检修周期提供依据。较早的方法:ASME B31.G 新发展的方法：API 579 PSTRENG BG

32、 R&T,管道损伤安全评估,管网防护层修复技术：旧防腐层清除；表面预处理；腐蚀表面修复。（）旧防腐层清除主要使用方法：人工法（成本低，效率低）机械法、水力法（高压水射流法）（成本较高，效率高）国外：对修复距离长的管线一般都采用高压水清除法；国内：主要采用手工铲除或人工机械打磨的方法。,七、管网防护修复技术,（）钢管表面预处理清除污染物与腐蚀产物主要使用方法：人工法打磨（效率低，防护效果差）喷砂、喷丸等（效率高，可获得理想的粗糙度、表面残余压应力，利于表面强化与涂层结合强度提高）国外：长管线机械喷砂，局部修复动力工具除锈；国内：主要采用手工钢丝或动力工具除锈。,常用方法：刷涂；淋涂；滚涂；空气喷

33、涂；高压无空气喷涂；静电喷涂；粉末喷涂等。方法的选择根据施工条件、涂料类型及客观条件等进行确定。,修复涂层施涂技术,国外管网防腐修复技术的最新进展,a.双组分快速固化高性能树脂的喷涂技术,国外管网防腐修复技术的最新进展,b.应用形状记忆高分子的管衬修复技术,国外管网防腐修复技术的最新进展,c.特种高分子材料缠绕包覆法,国外管网防腐修复技术的最新进展,d.环氧类粉末涂料静电喷涂法,国内管网防腐修复技术的最新进展,a.金属热喷涂技术(锌、铅、铝合金涂层及复合涂层）b.玻璃钢包覆，环带式包覆技术c.防腐涂料的涂刷技术（聚氨酯涂料等）d.管衬法修复技术e.粉末熔结环氧防腐涂层技术,管道检测与风险评估

34、腐蚀损伤分类与定级防护层更新评价 采用电火花与音频信号检漏仪检测旧防腐层清除 人工与机械法相结合钢管表面预处理 人工与机械法相结合新防腐层材料研制 聚氨酯涂料与聚脲双组份树脂合理使用补强技术 针对腐蚀损伤严重部位研究一般管网“防腐层/保护层”结构 特殊管网“防腐层/保温层/保护层”结构,国内防护涂层修复技术的建议：,适用于国内的修复技术方法,1.修复管沟的开挖：采用人工与机械相结合的方法，人工处理近管区作业 面，机械处理稍离管远的作业面。2.旧防腐层清除人工与机械法相结合 人工法：电锯锯与扁铲铲除结合，处理接口等特殊部位 沿管道行走的刮刀和钢丝刷清理机：腐蚀轻微的长管线 高压水/磨料射流清洗法

35、：腐蚀损伤轻的大面积作业3.表面预处理人工与机械法相结合 人工打磨与电动钢丝刷处理特殊部位（如接口、腐蚀 严重区域）；喷砂法处理腐蚀不严重的长管线,防腐层的性能评价,阴极剥离：参照美国材料试验学会标准ASTMG8、我国石油行业标准SY/T 0037-1997（管道防腐层阴极剥离试验方法）进行。热水浸泡：参照ASTMD870进行。弯曲性能和冲击性能：参照美国腐蚀工程师协会标准NACERP0394、我国标准SY/T 0040-1997进行。粘结性能：依据标准ASTMD4541、我国石油行业标准SY/T 0041-1997（管道防腐层与金属粘结的剪切强度试验方法）进行。耐磨和剪切性能：方法分别依据A

36、STM D-4060、ASTM D1002、TP-206进行。吸水性：方法依据ASTM D570、国标GB1733进行。耐盐雾腐蚀：方法依据国标GB/T 1771（色漆与清漆耐中性盐雾的性能测试）进行。,腐蚀控制方法的选择原则,（1）防护效果 首先考虑的因素。应根据设备装置的整体性、主要部件的结构特征、材料的性质、所处环境的性质以及各种腐蚀控制方法的使用条件和特点等综合考虑。单独使用与联合（复合）使用。（2）实施难易程度 例如，对直径较小的空心管材，用电镀、喷涂的方法就比较困难，而采用化学镀、浸镀或浸涂的方法就方便得多。（3）经济效益 不能只考虑防护效果不顾经济利益，也不能只从经济利益考虑而忽

37、视防护效果。对贵重设备及零件、设备中不易更换的零部件选择长期防护的措施更经济，而对于一些本身价值不高的零件，选用短期或中期防护方法更合理。（4）环境保护 如在选择涂装方法时，粉末涂装就比含有机溶剂的喷涂对环境的污染小，水基涂料就比有机溶剂的涂料污染小。,八、石油管腐蚀与控制中值得关注的问题,（1）涉及固相的多相流高温高压含H2S/CO2环境油管钢腐蚀行为与控制技术的研究；（2）力学因素作用下的油管钢在含H2S/CO2环境中电化学腐蚀行为及其控制的研究；（3）涂镀层或表面渗层对油管钢在含H2S/CO2环境中电化学腐蚀行为的影响研究；（4）高温高压环境下适用于生产实际的H2S致应力腐蚀、氢致开裂评

38、价体系的科学性建立。,腐蚀与控制中值得关注的问题,（5）多相流环境下油管钢腐蚀机理的电化学噪声技术研究；（6）数据库与专家系统的应用；（7）环境友好（绿色）涂镀层技术、缓蚀剂的开发与应用；（8）结构环境损伤剩余寿命预测的重视（安全评估）；（9）智能检测与视情维修技术；（10）信息高速公路作用（网络的应用）（11）表面防护技术的数学建模、模拟、仿真、表征等（12）腐蚀控制的遥测、遥控技术开发与应用,主要研究领域1.工程结构与材料的腐蚀机理与防腐蚀设计研究2.表面防护新技术研究3.应力腐蚀、腐蚀疲劳、氢损伤机理与控制技术研究4.防腐蚀新材料、新技术、新工艺研究5.腐蚀失效分析与腐蚀评价技术研究6.

39、磨损失效行为及耐磨表面工程新技术研究,西北工业大学腐蚀与防护研究室简介,研究条件：学术队伍：博士生导师3人，其他人员25人。拥有较为先进的“等离子体表面工程技术研究手段”及其他多种表面防护技术手段，在石油、化工、航空、航天等领域腐蚀评价、腐蚀控制与维修工程方面取得了较为突出成果。拥有先进的腐蚀失效机理分析与测试评价技术实验条件。承担过30余项国家与部委级研究课题，制定了多个省部标准，取得了多项重要研究成果，研究成果获国家及省部级科学技术奖多项，部分成果已得到推广应用。,西北工业大学腐蚀与防护研究室简介,主要业务领域（1）表面防护技术“多功能真空表面涂层与改性技术”“等离子体表面微弧氧化技术”（2）腐蚀性能评价开展应力腐蚀开裂和氢致阶梯开裂评价；盐雾腐蚀、腐蚀疲劳、涂层性能等方面的评价与研究工作。,