第十二章 混输管道的腐蚀及内防腐.ppt

结露腐蚀的实验研究 为了研究结露腐蚀的腐蚀速度与管子的低温冷却、结露速度、气体温度、流量和碳酸铁在水中的溶解度之间的关系，A. Dugstad 和L. Lunde 在1991年完成的研究中采用了环道和高压釜两种实验系统，分别测量了CO2气体在流动和静止两种情况下的结露腐蚀数据。 无缓蚀剂时的腐蚀 扁平挂片和实验管段暴露于腐蚀介质内一段时间后，表面覆盖了一层黑色腐蚀膜，其成分主要是Fe3C和FeCO3。在高温实验中（70℃）这层膜很薄且很难除去。但在低温（50℃及更低）情况，这层膜很软、粘附作用小，很容易擦去。 无缓蚀剂时的腐蚀 气体流量和低温冷却对腐蚀速度的影响 比较高压釜中的静态实验与实验管段内的动态试验可知，动态条件下腐蚀速度要比静态时大得多。气体与金属的温差越大腐蚀速度越大，气体流速越大腐蚀速度越大。 腐蚀与气体温度的关系 在50℃时的腐蚀速度要比70℃时大，这是由于在高温时碳酸铁的溶解度较低，形成较好的保护膜。 结露速度与气壁温差的关系 在气体流动实验中，结露速度和气体与管内壁间温差的关系在图12-15中给出。通过计算管壁到冷却套之间的总传热量及二氧化碳与管壁之间的传热量，从而计算得出了结露速度。结露速度随温差的增大而增大，和气体流量也有一定关系。 有缓蚀剂时的腐蚀 在加入了三种不同的缓蚀剂之后，气相中的腐蚀与时间的关系示于图12-16。实验时气体流速为4m/s，温度为70℃，CO2分压为5bar，温差为2℃。加入缓蚀剂后，腐蚀速度逐渐减小。在30℃时进行的实验所得结果与此类似。 结露腐蚀的实验研究结论 由凝析水所引起的结露腐蚀速度比含水CO2 气体的腐蚀速度小 温度高于60℃和凝析速度中等或较低时，可形成保护膜减缓结露腐蚀速度，结露腐蚀速度受凝析速度和碳酸铁在水中溶解度的限制； 在气体温度较低时，所形成的保护膜是多孔的，它几乎没有保护作用； 腐蚀速度随气体和钢管壁温差的增大而增大，随气体流速的增大而增大； 多数缓蚀剂的挥发性差，只溶于混输管道中的水相，不能够显著降低结露腐蚀速度。 第三节 湿酸性气体管道的内腐蚀 腐蚀的类型及机理 氯化物水溶液引起的腐蚀：氯离子以两种方式影响着含有H2S、CO2湿气管道的腐蚀。 （1）酸性环境中的氯离子形成一种含H2S-HCl溶液的多孔的FeS膜，在多孔膜和受腐蚀钢管间的覆盖物中形成FeCl2，由于FeCl2的介入，不能形成保护性的FeS膜。于是多孔膜作为阴极、钢管为阳极而受到腐蚀。 （2），氯离子浓度越大，其水溶液越易于导电，从而降低了电解液的电阻，增大了腐蚀速度。根据经验，通常将氯离子浓度10000mg/L作为腐蚀发生的基准。 湿酸性气体管道的内腐蚀 硫、聚硫化物导致的腐蚀：温度和压力降低会导致聚硫化物的分解，生成硫原子，产生一种硫的过饱和溶液。过量的硫原子积存在管壁上形成结晶体，它会阻止钢材表面钝化膜的形成，并在腐蚀电池中起氧化剂作用，因而会促使腐蚀的发生。 湿酸性气体管道的内腐蚀 甲醇导致的腐蚀 ： 湿气体管道内常注入甲醇防止形成水化物。甲醇的挥发性高，易于进入气相。在随气体向下游流动时，介质的温度降低使甲醇和水在管壁表面冷凝析出，凝析液中甲醇的含量远大于水的含量（一般是92%甲醇，8%水）。甲醇冷凝液阻止了FeS保护膜的形成，从而产生腐蚀。 管道首末端由于甲醇的含量少，很少发生甲醇引起的腐蚀。管线中部，冷凝相中甲醇含量较多，是最有可能发生甲醇腐蚀的管段。 流型对甲醇腐蚀有着重要影响。上坡管段，段塞流不断地将冷凝物冲走，没有腐蚀发生；下坡管段，流型转变为分层流，管顶部存在冷凝液，容易发生腐蚀。 湿酸性气体管道的内腐蚀 H2S/CO2比率低导致的腐蚀： 气体向下游流动，管壁存在冷凝液。冷凝液中H2S和CO2的相对数量影响着腐蚀特性和所产生的腐蚀产物。H2S/CO2比率为1:1时，会形成一种粘附性较强的FeS膜。当H2S/CO2比率约为1:20时会形成FeCO3，管线温度下FeCO3容易溶于水，使金属一次又一次地暴露于酸性环境之中。这也就是说，当H2S/CO2比率大于1的时候，有利于FeS保护膜的形成；而低于1:20时金属表面将失去保护膜。 2、判别腐蚀程度的准则 在检查湿酸性气体管道的腐蚀情况，以及研究腐蚀成因时，一般应该着重考虑的因素有：气体折算速度；氯离子的浓度；液烃/冷凝水比率；甲醇/水比率；硫的存在；H2S/CO2比率；H2S分压；CO2分压；冷凝物和液态烃的总量；管线温度和压力；管线倾斜度；运行方式（持续或间歇）。 气体折算速度、氯离子浓度、液烃/冷凝水比率起着主要作用，工程中常将它们作为区分腐蚀与非腐蚀状态的判据。临界数值分别为：3m/s、10000mg/L、2:1，并按表12-3对湿酸性气体管道的腐蚀情况进行判断。