腐蚀监测十篇

腐蚀监测篇1

Zhang Xuyun； Liu Changli； Jia Rui； Liang Hui

（Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China）

摘要： 本文主要综述了CO2腐蚀的影响因素，总结了CO2腐蚀及其监测的国内外研究现状，叙述了目前CO2腐蚀常用的监测方法及其优缺点。对监测技术进行了综述。

Abstract: This paper reviews the influencing factors of CO2 corrosion, summarizes the research situation of CO2 corrosion and its monitoring technology, describes current common monitoring method and its advantages and disadvantages. The monitoring technology is summarized.

关键词： CO2腐蚀 影响因素 监测技术

Key words: CO2 corrosion；influencing factors；monitoring technology

中图分类号：O6-3文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）21-0045-01

0引言

CO2腐蚀是油气工业发展的一个极为突出的问题。干燥的CO2对钢铁没有什么侵蚀性。CO2在潮湿的环境下或溶于水后对部分金属材料具有极强的腐蚀性。CO2对设备可形成全面腐蚀，也可以形成局部腐蚀。CO2腐蚀能使油气井的使用寿命显著低于设计寿命并且往往造成严重后果。

1CO2腐蚀

1.1 CO2腐蚀国内外研究现状国外自上世纪60年代以来就对二氧化碳腐蚀产生的严重腐蚀破坏、主要的影响因素、规律、破坏机理和腐蚀防护措施等进行了范围广泛的研究。美国腐蚀工程协会NACE还成立了T-IC小组，专门从事CO2腐蚀与防护技术的研究。近几年来，国外对CO2腐蚀的研究更加活跃，仅Corrosion刊物及NACE的学术年会报告，每年就有数十篇有关CO2腐蚀与防护的文章。国内CO2油气腐蚀防护的工程研究，则是从上世纪80年代开始的，由中国科学院金属研究所相继与华北油田和四川石油设计院合作，研究提供了缓蚀剂和CO2腐蚀的主要影响因素和影响规律方面的工程研究成果。

1.2 腐蚀影响因素CO2腐蚀受许多因素的相互影响，主要影响因素如下。

CO2分压的影响：腐蚀速率随着CO2的分压增加而增加。温度的影响：在温度较低时，主要发生金属的活性溶解，对碳钢主要发生金属的溶解,为全面腐蚀；而对于含铬钢则可以形成具有保护性的腐蚀产物膜；在中间温度区间由于腐蚀产物在金属表面的不均匀分布，主要发生局部腐蚀，如点蚀等；在高温时，对于碳钢和含铬钢，腐蚀产物可较好的沉积在金属表面，从而抑制金属的腐蚀。合金元素的影响：钢中加入一定量的合金元素Cr后，可显著提高材料抗CO2腐蚀的能力，Cr含量增加，材料抗CO2腐蚀的能力也增加，同时局部腐蚀受到抑制。

腐蚀产物层的影响：在低温区腐蚀类型表现为均匀腐蚀；在中温区腐蚀速率较高，会出现严重的点蚀现象；在高温区会腐蚀速率大大降低,腐蚀类型为均匀腐蚀[1]。

2CO2腐蚀监测

2.1 CO2腐蚀监测的国内外研究现状在国外，从八十年代起，国际上就对腐蚀监测有了清楚的认识，防患于未然得到广泛认同。美国作为世界上最发达的国家，非常重视石油管道的腐蚀监测与防护工作，在这一领域做了大量的富有成效的研究，并且开发出了许多腐蚀监测产品。美国RCS公司采用MICROCOR技术的测试仪器及全套腐蚀测试设备和具有安全防爆的高压连接装置，这些均属于国际领先技术和NACE规范标准的专利产品。主要用于石油化工、油田和水处理等在线监测和试验室的测试分析领域。在国内，快速发展的经济推动了腐蚀监测理论和技术的发展，尽管起步比较晚，但发展速度很迅速。许多科研院所和企业都纷纷加入到腐蚀监测这一研究领域，从国外学习先进的技术，开发出了大量腐蚀监测设备，为国内腐蚀监测事业的发展作出了巨大的贡献。但我国对于这方面的研究还处于起步阶段，应根据国内炼油厂的实际情况，借鉴和吸收国外的经验，发展自己的腐蚀在线监测技术。

2.2 CO2腐蚀监测的方法在线监测方法：监测孔法：监测周期一年、二年或更长；失重法：标志着腐蚀监测规范化的开始，其原理简单,被大多数现场人员接受。适用各种介质即电解质和非电解质，监测周期1个月以上；电阻探针：由于引进了电子技术使连续在线监测成为现实它适于各种介质，监测周期为几天；电化学法：可进行瞬时腐蚀速度的测量，反应灵敏；电感法：测试敏感度高，适用于各种介质。离线监测方法：无损检测、探伤已成为腐蚀监检测的一部分；超声波法：探测设备现已普遍应用于石化工业现场；涡流法：监测表面裂纹和蚀孔，和设备的内腐蚀探测手段；漏磁法：检测表面裂纹和蚀孔，作为内腐蚀监测手段时，内腐缺陷要足够深[2]。

3结束语

综上所述，随着油井含水量的增高，深层含CO2油气层的开发及注CO2强化采油工艺的推广，CO2腐蚀问题更加引起石油行业的广泛重视，CO2腐蚀监测将成为油田防腐的重要课题。但在实际应用中，由于环境在不断的发生着变化，CO2腐蚀的规律也在发生着变化。在目前对实际油气田的研究相对较少，而且在不同地区不同的油气田其环境有时相差比较大，在这一油田适用的方法在其他油田就未必还能够适用。故此，在实际中对于不同的油田要进行具体的研究，尽管这些研究有可能比较零散，但这是很有必要的。

参考文献:

腐蚀监测篇2

关键词：油井腐蚀；723分光光度计；应用；腐蚀监测

中图分类号：TE988 文献标识码：A

我国目前油井井下普遍采用的管柱防腐主要是以油套环空投加缓蚀剂为主。该防腐剂根据不同井下环境经过大量的测试证明了对井下管柱防腐是具有明显的效果。这种新技术的全名叫做高效缓蚀剂。它最大的特点是在不同环境的油井井下的腐蚀情况都能发挥高效、稳定并且起泡乳化倾向小的作用。，同时该缓蚀剂可以水溶，因此具有对环境污染小，不伤害地表地层的优点，而且可以和其他处理剂共同使用，最重要的是该缓蚀剂的材料来源广泛，造价成本低，因此该缓蚀剂收到了专业人士的高度赞誉，应用范围前景非常广泛。但在实际情况中，油井井下对于新技术的应用十分谨慎和保守，因此这项技术全面普及还需要一定过程和时间。当下我国判断油井管柱腐蚀的主要手段一般是有以下两种方式：第一种是作业检管发现，这种判断方式的具有很强的局限性，它只能做定性判断。另一种方式是产出水比色测定。这种判断方式可做定量判断，但是因为数据误差比较高的原因，需要大量重复的测量来进行对比。根据目前国内的管柱腐蚀判断方式的局限性和不易操作性，本文大胆创新，尝试使用磺基水杨酸比色法对管柱腐蚀部位的铁离子浓度进行测量，并根据测量的结果适当投放缓蚀剂。

1 研究实验

1.1方法原理

取适当的井下管柱的腐蚀物，浸泡在试验溶剂中，可以看到腐蚀物中铁离子被试验的产出液溶解，从而完成去除腐蚀的效果。在应用情况中对井下管柱加入适量缓蚀剂，腐蚀物就会被缓蚀剂溶剂，并且随着原油被排出，从而达到去腐蚀效果。而具体的化学过程是缓蚀剂中的酸性液体与腐蚀物中的铁离子发生化学作用，并且与磺基水杨酸生成络合物，这个时候使用比色测定，然后采用数学方式进行推导已经测定的确切浓度的铁离子与磺基水杨酸的络合物的吸光度，根据推导公式可以导出液体吸光度和铁离子的函数关系。然后把已知铁离子浓度的吸光度代入函数式中，计算出铁离子浓度。

1.2试验仪器与试剂

实验的主要仪器主要为万分之一刻度的分析天平、732分光光度计、15%浓度的磺基水杨、还有分析用的100%浓度双氧水。实验用的试剂主要为pH值为2.2的缓冲溶液。它制作步骤是：240mL的的盐酸溶液与260mL的苯二甲酸氢钾溶液混合，然后使用蒸馏水稀释至1100mL。

此外，实验还要用到100mg/L铁标准溶液。它的制作步骤是：加600mL蒸馏水对0.864g分析纯铁铵矾进行溶解，进行充分溶解后，再加入5mL的分析纯硫酸，最后把溶液放置1000mL的试剂瓶中，最后用蒸馏水进行稀释至1000mL。

1.3实验过程

把11个50mL的实验容量瓶，分别依次加入浓度为为0.01mg/mL的铁标准溶液0.00，0.50，1.00，1.50，2.00，2.50，3.00，3.50，4.00，4.50，5.00mL。然后分别用蒸馏水稀释到25mL，然后分别加入pH值为2.2的缓冲溶液10mL以及浓度为10%磺基水杨酸1mL，用蒸馏水稀释并摇匀。放置20分钟。最后在723分光光度计上以含铁为0的溶液为空白，在波长500nm处测定吸光度。以下为铁离子浓度与吸光度关系：

序号：1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11

铁离子浓度mg/L：0、0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1

吸光度：0.000、0.041、0.054、0.065、0.075、0.083、0.103、0.113、0.125、0.137、0.153

1.4试验结果

根据数据处理，最后得出铁离子浓度与吸光度的函数关系：

C铁离子=8.2ABS-0.23 （1）

式中， C铁离子-铁离子浓度，mg/L；ABS-吸光度值。

2 实践应用

2.1 水样的预处理

取油井产出液，加浓度含量为100mg/kg的破乳剂 ，把试验品放入55℃水浴中，恒温60分钟。等待油水彻底分离，取水相10mL，调水相用pH值为2.4，这样的目的是避免铁离子以氢氧化物的方式被滤掉，这样就丢失了铁离子的含量。最后用定量滤纸将水样过滤4次，去除杂质和固相颗粒。

2.2铁离子的测定

取30mL的的预处理水样加入到50mL容量瓶中，加入pH值为2.3缓冲溶液15mL，10%磺基水杨酸1mL，用蒸馏水稀释至刻度，摇匀，放置25分钟在723分光光度计上以含铁为0的溶液为空白，在波长500nm处测定吸光度。

2.3数据处理

最后测出ABS值，代入式（1）中，得出C铁离子数量，最后乘以稀释倍数，得出油井产出液水相的铁离子含量。

2.4油井腐蚀判断标准

根据我国标准规定腐蚀速度小于0.078mm/a，假设腐蚀均匀发生在油管、抽油杆表面。那么就推导出腐蚀速度0.078mm/a时，产出水中的铁离子浓度C总铁。

（2）

式中： C总铁—井口产出水总铁含量，mg/L；L—油管长度，cm；—油管密度，g/m3；d—抽油杆外径，cm；l—抽油杆长度，cm；—抽油杆密度，g/m3；Q水—单井平均产水量，m3；C0—地层水原始总铁含量，mg/L。

井口产出水总铁浓度小于C总铁，说明油井管柱腐蚀速度在部标以内，大于C总铁，说明油井管柱腐蚀速度高于部标，而且比C总铁越大腐蚀越严重。

结论

综上所述，油井井下管柱腐蚀状况监测技术能有效的治理、预防井下管柱腐蚀，同时节省油井缓蚀剂31%，而且油管腐蚀穿孔没有出现过，在实际应用中取得了不错的效果。

参考文献

腐蚀监测篇3

研究方法:结合地铁的实际情况及标准规定的杂散电流腐蚀危险性判定指标，选择埋地金属结构的极化电位作为监测的参数，采用具有电压稳定、不易极化、内阻低且具有一机械强度的Cu /CuSO4作为参比电极;测控系统硬件的核心是基于ARM7微处理器，其高速的性能、丰富的接口资源，很容易实现测控功能。

研究结果:该研究总结出了可用于预测金属结构在杂散的腐蚀轻度和腐蚀趋势的自动在线监测系统。

研究结论:尽管地铁杂散电流的腐蚀性大，但只要采取科学合理的措施，设计合理的自动在线监测系统，有效地降低杂散电流腐蚀的损失，确保地铁长期运行使用的安全。

关键词：地铁;杂散电流;监控;防护

目前国内外的城市轨道交通运输直流牵引供电系统中，普遍采用走行轨回流的供电方式。列车直流牵引供电系统采用正极接触网(轨)，走行轨兼作负回流线。由于走行轨不可能对地完全绝缘，且走行轨存在电压降，因此有少量电流不会沿走行轨而是沿大地回到变电所或根本不回到变电所，形成杂散电流。它对地下隧道结构钢筋、高架桥结构钢筋、沿线金属管线、屏蔽网等金属设施产生严重的电流腐蚀作用，危及建筑设施的安全并可能会酿成灾难性的后果，如煤气或石油管道的腐蚀穿孔;结构钢筋的腐蚀，会破坏混凝土的整体性，降低其强度和耐久性，给安全运营带来严重威胁。因此对杂散电流进行监测并采取有效的防护措施是地铁及轻轨设计、建设、运营维护中必须考虑的一个重大课题，已经引起国内外科研和生产单位的重视。但国内对这方面的研究还很欠缺。轨道交通系统中机车是一个运动变化的负荷，地铁杂散电流腐蚀的介质一般为土壤，情况千差万别，影响腐蚀过程的因素太多，并随时间变化。在理论分析的基础上结合大量调查研究和试验，才能提出有针对性的治理杂散电流的技术和方法。在分析清楚杂散电流分布的情况下，对新建的轨道交通系统，要在设计、施工各个阶段，从实际出发，根据不同的线路施工方法、线路方案、地质状况、供电方案，相关的专业都要采取相应的技术措施，尽量减少杂散电流。对已建成的线路或因某些原因绝缘下降而产生杂散电流后，应对杂散电流腐蚀的状况进行实时监测，采取有针对性的措施减少杂散电流对金属结构和管线的腐蚀。

1.1监测原理

杂散电流对埋地金属的腐蚀本质上是电化学过程，在埋地金属结构的腐蚀检测参数中，金属结构对地电位是最重要的参数，因为它既可以反映金属结构的腐蚀特性，又可以反映杂散电流的干扰特性。因为接地零电位会因杂散电流的极化作用产生偏移，所以在测量中不能以接地作为电压的基准，而是采用具有电压稳定、不易极化、内阻低且具有一定机械强度的Cu /CuSO4作为参比电极。主要包括两项参数的测量:(1)参比电极的本体电位。通过检测参电极的本体电位，可判断参比电极工作是否正常。(2)结构极化电位，即结构钢筋极化电压的偏移值。根据这个值判断杂散电流对结构钢筋的腐蚀情况，如果极化电压正向偏移值一旦超过规定值，则启动智能排流柜进行排流。

1.2监测系统的结构

杂散电流监测系统组成如图2所示。

由图2可知，检测系统主要是由上位机系统和自动监测装置两部分组成。自动监测装置是以ARM7处理器为核心的数据采集处理系统，完成模拟量、开关量的采集和存储。如参比电极的本体电位、结构钢的极化电位等，并对它们在液晶屏幕上进行实时显示;当检测到结构钢极化电位超标、钢轨电压超标或接近CJJ49-92规定时，进行超标报警;同时根据结构钢筋极化电压的情况，输出控制量向智能排流柜控制命令，启动排流柜进行排流。上位机主要功能是通过USB接口与自动监测装置相连，通过系统软件可实时显示各种信息，可方便查询历史数据和故障记录，同时达到远程修改自动监测装置的系统时间等功能。

腐蚀监测篇4

【关键词】天然气 装置 防腐 技术 研究

1 高含硫天然气腐蚀特征分析

目前国内外对高含硫天然气腐蚀因素的研究已经形成较为统一的认识，其中H2S往往造成包括耐蚀合金在内各类材料的氢致开裂和硫化物应力腐蚀开裂；CO2可以使体系进一步酸化，并诱发严重的局部腐蚀；元素硫沉积使得原本极为耐蚀的镍基合金也可能遭受严重的局部腐蚀，并恶化局部环境；Cl-是腐蚀产物膜和钝化膜的破坏者，高温下诱发氯化物应力腐蚀开裂。但是，当H2S、CO2、元素硫、Cl-等多因素共存时，在耦合作用下，各自腐蚀动力学过程的交互影响使得腐蚀问题变得极为复杂，必须通过深入系统的研究加以揭示。

2 高含硫天然气腐蚀控制技术研究2.1 材料选择与评价

对于高含硫天然气处理使用材料的评价与选择，主要集中在模拟天然气处理复杂工况环境下的静态腐蚀评价和动态腐蚀评价，以及以镍基合金为基础的耐蚀合金研究。但应注意到，国际标准没有表明所列材料在H2S体积分数大于10%的可靠性如何，而且也缺乏在H2S分压大于1.0MPa环境中安全使用金属材料的成功经验或失败教训。因此，建立一套对高含硫气藏所用金属材料的评价方法和程序，根据不同的工况条件确定镍基合金、双金属复合管的适用环境和条件，是该领域研究的方向。

2.1.1 镍基合金评价方法和适用范围的研究

镍基合金在高含硫天然气的应用已经达到一定的规模，针对镍基合金种类较多而难以选择和可能出现局部腐蚀、环境腐蚀开裂的实际情况进行了研究，采用硫酸铁（Ⅱ）―硫酸晶间腐蚀评价方法进行镍基合金初步筛选、模拟腐蚀环境中的4点弯曲测试法进行EC性能评价、采用动电位法进行点蚀电位测试以评价局部腐蚀性能的组合方法体系能够实现镍基合金的筛选评价；相同牌号的国产镍基合金与进口镍基合金在化学成分、组织结构上不存在明显差异；进口镍基合金耐晶间腐蚀性能优于相同牌号的国产镍基合金；国产镍基合金和进口镍基合金都具有很好的耐EC性能，但是在苛刻的腐蚀环境中都发生了点蚀；温度是镍基合金腐蚀的主控因素，元素硫的存在及其含量多少也是镍基合金腐蚀的重要因素。为此，提出了国产镍基合金的适用条件，即Cl-浓度低于100kg/ m3、pH值大于3.5、H2S分压低于6MPa、CO2分压低于4MPa、存在少量元素硫的腐蚀环境。

2.1.2 双金属复合管焊缝耐蚀性能研究

根据机械复合管和冶金复合管各自的特点，对NACETM0177和ISO15156给出的抗硫评价方法进行了补充和完善，形成了复合管焊缝抗环境开裂性能的评价方法。研究结果表明，国产X52/825冶金复合管及其焊缝具有良好的抗环境应力开裂性能和抗电化学腐蚀性能；L245/825直焊缝和环焊缝具有较好的抗环境应力开裂性能，但在模拟苛刻腐蚀环境的溶液中环焊缝试样出现了局部腐蚀。同时，设计建造了用于高含硫环境整管段腐蚀评价的试验装置，提出了复合管焊接接头在苛刻应力状态下的整管段腐蚀评价方法。研究结果表明，X52/825冶金复合管焊接接头和L245/825机械复合管焊接接头具有良好的抗环境应力开裂性能。2.2 缓蚀剂防腐技术研究

天然气腐蚀防护工艺技术包括采用耐蚀材料、防腐蚀涂层、加注缓蚀剂以及阴极保护等。碳钢+缓蚀剂的腐蚀控制方法具有投资少、防腐效果好的优点，得到了广泛应用。在天然气处理目前应用效果较好的缓蚀剂是季铵盐类、咪唑啉及其衍生物、炔醇类及其衍生物、含N、S、P的有机化合物等。针对高含硫天然气，需要开发适应地面气液混输特殊工艺的系列缓蚀剂。

2.3 地面集输系统腐蚀控制技术

高含硫天然气地面集输系统缓蚀剂现场应用工艺包括：缓蚀剂预涂膜工艺、缓蚀剂批量加注工艺、缓蚀剂连续加注工艺、缓蚀剂与水合物抑制剂等化学药剂配伍加注技术等。通过清管器预膜+缓蚀剂连续加注工艺实施后，腐蚀速率可控制在0.1mm/a以下。通过失重挂片、电化学监测、化学检测技术的综合应用，实现了对缓蚀剂现场应用效果的评价。某输气干线采用CT2-19缓蚀剂预涂膜后，缓蚀剂保护膜持续时间超过30d，约在37d后管道缓蚀剂保护膜才遭到破坏。管道氢通量监测、腐蚀挂片、电阻探针监测结果都表明，CT2-19缓蚀剂加入后，腐蚀速率小于0.025mm/a，腐蚀速率明显降低，缓蚀剂抑制了管道的腐蚀，缓蚀剂膜保护效果良好。

2.4 腐蚀监测与检测技术

高含硫天然气用腐蚀监测技术包括线性极化探针、电感探针、电阻探针、FSM、电化学噪声技术等，不同腐蚀监测技术由于工作原理不同具有个体的适应性和彼此的差异性。近年来，氢探针技术、全周向腐蚀监测技术、柔性超声波技术等现场腐蚀监测新技术以其独特的优势被广泛关注，实现了现场应用。如龙岗天然气在综合使用电阻探针、腐蚀挂片和FSM等腐蚀监测技术基础上，配合使用了超声波测厚技术、氢探针技术、缓蚀剂残余浓度分析技术及腐蚀预测技术。龙岗天然气腐蚀监测技术体系内容涵盖了腐蚀监测点的布置、监测方法的选择、腐蚀回路的划分、数据的处理、数据库管理等，可实现现场腐蚀数据的评价和预测，为制订腐蚀控制措施提供数据支持。

3 结论与认识

（1）高含硫天然气腐蚀控制是一项系统工程，需要从材料选择与评价、缓蚀剂研发与应用、腐蚀监测与检测技术的集成与优化入手，形成高含硫天然气整体防腐方案，建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库，从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。

（2）在高含H2S和CO2以及元素硫共存条件下影响腐蚀的主要因素为水中Cl- 以及元素硫的含量，并预测腐蚀严重部位为有高Cl-含量的地层水和（或）元素硫沉积的部位。

（3）提出的镍基合金评价方法和适用范围能够用于高含硫天然气的选材，提出的双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序经现场应用证明可行。

参考文献

腐蚀监测篇5

关键词：GPRS系统；节目传输；涂层检测；数据分析；故障点

中图分类号：TP311 文献标识码：A 文章编号：1009-3044（2017）06-0245-02

Abstract： in the broadcast television transmitters， program as a useful information transmission is very important， it involves the households tuned and policy guidance， and programs in the radio and TV station transmission center is responsible for the enormity of the task to receive radio and television program source， transmit the section center how to combine the GPRS system automatic real-time monitoring satellite receiving antenna and the status of the transmission line surface coating aging and damage condition， through computer data analysis， timely reminder has malfunctioned in the GPRS system point or early warning of impending failure point， security program transmission link， to ensure the safe and stable transmission of radio and television programmes， has become the focus in the study of this article.

Key words： GPRS system； program transfer； coating testing； data analysis； point of failure

节传中心卫星天线底部和固定支架处于混凝土和潮湿大气的交界区，往往会造成卫星天线底座和固定部件受到酸性溶液、微生物、溶解氧等的腐蚀和防锈涂层老化与剥离，引起卫星天线底部金属构件基础性损伤和机械强度损失，造成卫星天线底部基础部分的早期损坏，严重时甚至发生倒塌事故。而卫星天线传输线路，有些在外、有些深埋地下，也容易受到各种因素的影响而引发表面保护层老化，甚至断裂。

笔者考虑到卫星天线钢制底部和钢制固定支架表面具有防P涂层，传输线路也具有保护层，而涂层损坏和剥离是钢铁材料在潮湿大气中腐蚀损坏的第一步，保护层老化也是传输线路出现故障的苗头，综合上述因素制定预防性维护方案：采用土壤腐蚀监测装置或涂层阻抗监测仪器，用于监测卫星天线底部及传输线路在地面潮湿大气以及土壤中的涂层和腐蚀速率，通过涂层阻抗的衰变速率来推测涂层或保护层的老化状态和可能服役年限，为表面涂层或保护层的预防性维护提供依据。

1 前期基础性数据收集

1）研究卫星天线底部和固定支架及卫星天线传输线路（架空）在潮湿大气和土壤中的腐蚀规律，卫星天线基础混凝土中钢筋锈蚀规律以及防护方法，需要进行不同月份的材料切片采样分析及数据收集。

2）研究卫星天线传输线路（地埋）在土壤环境中的腐蚀监测方法，采用交流阻抗技术，建立一套土壤腐蚀监测传感器与变送器装置，实现卫星天线传输线路（地埋）的在线腐蚀监测。需要进行不同月份的材料切片采样分析及数据收集。

3） 研究卫星天线底部和固定支架主体金属结构在线监测技术，通过精密薄膜电阻探针来测量钢铁材料的大气腐蚀量和腐蚀速率，计算金属构件的腐蚀余量和剩余强度，为卫星天线的安全性评估提供基础数据。需要进行不同月份的材料切片采样分析及数据收集。

4） 研究卫星天线底部和固定支架及卫星天线传输线路（架空）表面涂层在大气中的老化与破损规律，基于薄膜交流阻抗传感器，实现涂层阻抗，含水率，介电常数的在线监测，计算出涂层剩余保护能力和服役寿命，为卫星天线底部和固定支架及卫星天线传输线路涂层预防性维修提供准确的基础数据。需要进行不同月份的材料切片采样分析及数据收集。

5） 建立一套基于GPRS的远程有线（光纤）腐蚀监控系统，实现所有离散腐蚀监测点的远程自动巡检，用户通过电台数字地理GPRS系统即可实时查看现场腐蚀状态，计算机通过分析现场图片和事先预置的正常状态图片对比情况，从而评估各个卫星天线及传输线路的运行安全强度。需要进行不同月份卫星天线及传输线路正常用状态图片收集。

2 实施方案

1 ）待前期基础性数据收集完毕后，笔者采用涂层阻抗监测仪监测卫星天线底部和固定支架基础及架空的卫星天线传输线路表面的涂层损伤情况，通过交流阻抗谱的变化来评估涂层的老化系数，并预计下一次涂层维修的时间窗口；

2 ）采用土壤腐蚀监测仪监测卫星天线传输线路附近的土壤腐蚀速率。腐蚀监测探头采用与卫星天线传输线路一致的材料，并埋入与卫星天线传输线路一致的埋深位置，通过测量同种材料在相同土壤环境中的腐蚀速率，计算卫星天线传输线路保护层的总腐蚀量和已腐蚀量，并预计维修或更换传输线路的周期。

3） 通过对离散腐蚀监测点的摄像机布控，用户可通过电台数字地理GPRS系统即可实时查看现场腐蚀状态，当被监测的离散腐蚀监测点的涂层老化损坏，通过系统的比对会自动在GPRS系统中显示该测试点报警提示。

4 ）图1显示了探头和监测仪在卫星天线底部及固定支架和卫星天线传输线路附近的安装位置。考虑到广播电视台的高频辐射环境，笔者通过光纤传输采集的数据信号，实现卫星天线底部及固定支架和卫星天线传输线路的在线腐蚀监测，基于B/S网络控制软件，在电台数字地理信息GPRS系统中实时监测卫星天线底部及固定支架和卫星天线传输线路的涂层阻抗和土壤腐蚀速率。（由于取样点比较多，图1中仅代表性的画出）

5） 图2是计算机分析数据流程图：

计算机通过对涂层阻抗监测仪、土壤腐蚀监测仪、离散腐蚀监测点摄像机传来的数据进行分析比对（与不同时期的相同点位的材料切片或正常情况下预置的卫星天线及架空传输线路的图片比对），当卫星天线涂层阻抗监测仪数据、传输线路保护层（架空）阻抗监测仪数据、传输线路保护层（地埋）土壤腐蚀监测仪数据通过计算机电台数字地理GPRS系统后台进行与不同时期的相同点位的材料切片数据进行分析比对，如果比对符合服役期满条件或严重腐蚀条件，则判断为YES，电台数字地理GPRS系统内相应故障点位或已到服役期的点位会闪烁报警提示，为维护人员提供较准确的处理故障和更换设施的范围。如果比对不符合服役期满条件或严重腐蚀条件，则判断为NO，电台数字地理GPRS系统内相应故障点位或现正服役的点位的服役期倒计时时限会按检测到的数值进行相应扣减。

同样，当离散腐蚀监测点摄像机数据通过计算机电台数字地理GPRS系统后台进行与不同时期的相同点位的正常情况下图片数据进行分析比对，如果发比对发现异常（图片主要区域线路比对不一致），则判断为NO，电台数字地理GPRS系统内相应故障点位或已到服役期的点位会闪烁报警提示，维护人员可以在电台数字地理GPRS系统上查看报警的监测点的摄像机视频数据，为其较准确的分析处理故障带来第一手快捷的资料。如果比对未发现异常（图片主要区域线路比对一致），则判断为YES，电台数字地理GPRS系统内离散腐蚀监测点摄像机监控的相应点位的服役期倒计时时限会按检测到的数值进行相应扣减。

3 结束语

这次笔者在电台数字地理GPRS系统中实现对卫星天线预防性维护报警设计，采用涂层阻抗监测仪监测卫星天线底部和固定支架基础以及卫星天线传输线路表面的涂层损伤情况，采用土壤腐蚀监测仪监测卫星天线传输路附近的土壤腐蚀速率。通过电台数字地理GPRS系统实时查看现场腐蚀状态，不仅解放了每天去卫星天线及传输线路巡视查看的宝贵的人力资源，还实现了对卫星天线及传输线路各监测点数据的实时采集和计算机分析处理，及时在电台数字地理GPRS系统中提醒已发生故障点位或预警即将发生故障的点位，保障了节目传输链路畅通，确保了广播电视节目安全稳定传输。另外，这一预防性维护报警设计方案还可用于中短波发射天线、反射天线底部及拉线、馈线、馈杆的金属构件的表面涂层监测预警。

参考文献：

[1] 单广玉. 范晓晖. 杨义先. GPRS系统的安全性分析[J]. 电信科学， 2002（12）.

[2] 陈建强. GPRS系统在污染源在线监控技术中的应用[J]. 科技传播， 2013（12）.

[3] 曾红梅. GPRS系统原理及其实现[J]. 移动通信， 2002（12）.

[4] 肖潇. GPRS系统中数据传输模式的研究[J]. 华南理工大学， 2012（2）.

[5] 李煜. 罗汉文. GPRS网络RLC层应答模式性能分析[J]. 通信技术， 2003（4）.

[6] 高婷婷. 铁路GPRS系统冗余备份的研究[J]. 铁路通信信号工程技术， 2013（S1）.

[7] 刘文奇. GPRS系统在气象数据传输中的应用[J]. 气象水文海洋仪器， 2005（Z1）.

[8] 王玉和. GPRS系统在污染源在线监控技术中的应用[J]. 科技创新导报， 2009（15）.

[9] 孟丽， 吕英杰.GPRS系统简介[J].邮电设计技术， 2001（7）.

腐蚀监测篇6

【关键词】管道；阴极保护；GPRS；MSP430；低功耗

一、引言

在石油天然气工业中，管道运输是最佳选择。而管道的腐蚀直接影响管道的使用寿命，降低管道的输送能力，因而腐蚀是引起管道系统可靠性和使用寿命的关键因素，实际上管道因腐蚀而造成破坏的价值和影响，比其本身价值还要大的多[1]。

我国的年腐蚀约为 5000 亿元，这其中很大一部分就是管道的腐蚀。作为油气勘探开发和储运的油气管道，其失效形式主要表现为腐蚀失效。尽管腐蚀很难完全避免，但可以控制[2]。目前阴极保护技术已经广泛应用到长输油气管道防腐中来，国内如西气东输管道、西部管道、兰郑长管道都采取了阴极保护技术[3]。但是目前多数管线的阴极保护电位的采集监测工作都是由人工来完成，需要大量人力物力。基于无线通讯网络的远程阴极保护电位监测技术就表现出较大的优势。远程阴极保护监测系统将传统的阴极保护监测技术与无线通信技术结合起来，组成一个分布式数据采集与信息处理系统，可广泛应用于长输油气管道的现场阴保电位监测、数据积累工作以及实验室的基础研究等[4]。

二、系统整体规划和结构设计

仪器设计首先测量恒电位仪的输出电压和输出电流值确保阴极保护系统正常工作，再通过断电测量法测量管道开路（仪器连接管道）电压和断电（仪器与管道断开）电压以及直流和交流电流的方式对管道进行阴极保护监测。

对于恒电位仪的输出电压和输出电流的监测，恒电位仪的输出端接霍尔电压和电流传感器，仪器通过测量霍尔传感器的输出来测量恒电位仪的输出电压以及输出电流。

在阴极保护系统中，对于杂散电流频率的估计也是很重要的一部分，本文设计的仪器将数据采样并传至上位机，上位机对数据进行处理，得到其频率值。上位机采用 M-Rife 算法，这是在传统 Rife 算法的基础上进行修正得到的一种更高精度的频率估计算法。

超低功耗阴极保护监控系统将由低功耗数据采集模块和监控中心组成。数据采集模块主要负责阴极保护电位的自动采集和数据的传输，数据经GPRS传输到监控中心的服务器接收端，存入数据库，用于实时数据显示，数据回调，电位分析，以及域值告警等，系统整体功能图如图1所示。

正常情况下，管道阴极保护电位应维持在工程设计时的电位值，当管道发生严重腐蚀，防腐层脱落，导致电位异常，只要实时检测管道电位的电位值，就知道管道的某个位置发生了异常，从而起到了对长输管线的安全预警。

三、阴极保护数据采集无线传输系统的软件和硬件设计

1.阴极保护数据采集无线传输硬件设计

数据采集系统采用MSP430F5438为核心，具有信号采集、信号调理，电源控制、GPRS模块控制等功能，硬件结构如图2所示。

2.阴极保护系统软件设计

阴极保护系统软件设计包括单片机程序的设计以及监控中心客户端软件的设计。主要是完成数据的定时采集和紧急情况下的实时采集，最后汇总到数据中心，供管理人员决策。系统启动后首先会初始化一些必要的设备及 IO 口。首先系统会关闭看门狗，初始化MCU 的时钟，RTC 时钟，然后初始化系统中使用到的 IO 口及 ADC。基本初始化完毕后系统会运行 ADC 采集程序，实施断电测量法，采集模拟通道的传感器数值，然后对采集到的数据进行数字处理。当数据采集工作完成后，系统会启动 GPRS 模块将采集到的数据发送到指定 IP 地址的中心服务器。系统可以根据用户的要求设置采集时间和发送数据的间隔，当管道出现异常时，可以实时发送采集到的数据。

四、结论

系统主要采用超低功耗MSP430F5438单片机为核心，实现阴极保护桩的电位值测量和远程无线传输，实现了数据实时监测。同时对电源模块进行控制，在不发送数据的时候进入休眠状态，因此系统功耗极低可常年不用更换电池。本系统能方便地实现对安装在偏远地区的监控终端设备进行监控，监测长输管网的运营安全，在突发事件发生时系统可实时监测现场状况，以便及时处理突发事件；在正常运营范围内，监控系统可以定时上报现场状况，以便记录分析阴极保护测试桩的正常事件，具有很好的应用前景。

参考文献：

[1] 祝馨.长输管道的腐蚀与防护[J].石油化工腐蚀与防护，2006，23.

[2] 寇杰，梁法春，陈婧.油气管道腐蚀与防护[M].北京：中国石化出版社，2008.

腐蚀监测篇7

(中原油田采油五厂工艺研究所，河南 濮阳 457001)

【摘要】本文主要针对胡庆油田腐蚀井不断增多、腐蚀逐渐加剧，通过进一步加强防腐技术和管理办法，创新应用了“113”工作法，即一项程序和标准、一个系统和三个管理办法，大力推广井筒和地面防腐工具的使用，进一步延长了油井的检泵周期，有效减少腐蚀对油井造成的影响，降低腐蚀造成的各项损失，实现了油井的长效生产。

关键词 腐蚀；管理办法；防腐技术

1　提出背景

金属腐蚀是指金属在周围介质的作用下，由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏。随着油田逐渐进入开发的中后期，由于注水强度的加大以及其它各种措施的不断实施，造成油井产出液含水高、腐蚀性强，从油水井到管道和储罐以及各种工艺设备都会遭受严重的腐蚀，油井因腐蚀造成管线穿孔以及油管、抽油杆的报废速度加快等，都造成极其严重的经济损。根据产出液总铁、含水和日产铁量三个判断腐蚀程度指标对生产井统计分类，胡庆油田目前油井开井中共有特强腐蚀井111口，占开井总数的19.8%；强腐蚀井85口，占开井总数的15.2%；强腐蚀以上油井共196口，占总开井数的35%。2011年作业发现有腐蚀现象的有116井次，平均免修期413天，其中维护井发现腐蚀88井次，措施井发现腐蚀28井次。

根据胡庆油田的腐蚀特点，为了进一步加强防腐技术和管理办法，创新应用了“113”工作法，即一项程序和标准、一个系统和三个管理办法，大力推广井筒和地面防腐工具的使用，进一步延长了油井的检泵周期，有效减少腐蚀对油井造成的影响，降低腐蚀造成的各项损失，实现了油井的长效生产。

2　主要创新点

（1）制定和完善了《防腐工作程序与标准》，解决了油井缓蚀剂投加程序、标准及腐蚀资料收集方面规定的缺失；

（2）完善更新了《油井含铁数据信息管理系统》，为油井含铁数据在线输入、查询和分类、分析提供了有效平台；

（3）制定完善了《油井井筒防腐工作考核办法》、《井下腐蚀监测环考核办法》、《井筒维护药剂管理规定》，解决了防腐工作缺少相关考核规定的现状；

（4）加大推广油井的防腐工艺的集成应用，解决了无法投加缓蚀剂油井的补充防腐措施。

3　主要工作内容

3.1　修订了防腐程序标准

通过制定完善《防腐工作程序与标准》，明确了缓蚀剂的投加程序，为缓蚀剂投加标准的提供了有效依据，详细规范了腐蚀油井数据的收集和描述，划分了防腐的检查与考核职能。

3.1.1　制定缓蚀剂投加的两项程序和两个标准

（1）两项程序：主要是包括缓蚀剂投加程序和调整程序，一是制定了缓蚀剂投加的组织协调过程，明确缓蚀剂计划的上报、审核、移库、投加、确认和防腐月报的详细流程；二是优化了防腐措施的调整程序，保证了各项防腐措施能随着油井的产状的不断变化及时分析、调整和评价；

（2）两个标准：主要包括选井标准和投加参数标准，一是确定了缓蚀剂投加井的选井标准，为广大防腐管理人员提供了选井依据；二是明确了缓蚀剂投加的各项参数，对缓蚀剂投加的浓度、投加量以及投加时间都做了详细规定。

3.1.2　规范了两项资料的收集

（1）规范了油井日常总铁资料的化验和仪器管理，主要是对油井总铁的化验数值出现异常情况的处理办法和化验仪器的校验做了指导性建议；

（2）规范了腐蚀井资料的收集和上报，明确规定了三大类井的资料必须收集及收集内容、腐蚀井作业必须跟踪防腐效果以及腐蚀描述的四大内容。

3.1.3　划分的检查和考核职能

在防腐管理上，强化防腐措施的检查力度，严格落实防腐计划的执行，及时上报当月腐蚀资料和报表，并进行防腐排名考核，纳入当月的采油管理及基础工作考核，坚决杜绝因管理不善造成防腐工作滞后或未完全开展而造成的躺井现象发生。

3.2　完善了一个系统

针对油井总铁数据无法在线查询、无法在线统计以及无法及时统分类、分析这一问题，建立、完善了《油井含铁数据信息管理系统》，主要包括系统登录、录入油井含铁数据、录入油井含铁数据（批量）、油井含铁数据查询、单井月旬度数据统计、含铁数据分类统计、单井月旬度数据查询专用修改密码和注销登录九大项内容。本系统的建立实现了油井总铁数据的在线输入、查询和数据分析，使得广大防腐工程技术人员能及时详细的掌握油井的含铁、平均液量、日产铁量等数据， 对腐蚀井的分类也有了直观的了解，为下步防腐工作的开展奠定了坚实的基础，有效填补了油井含铁信息查询和分析这方面的空白。

3.3　制定三个办法

3.3.1　油井井筒防腐工作考核办法

为进一步提高油井防腐工作管理水平，建立健全油井井筒防腐工艺技术与管理资料，保障防腐工作正常顺利进行，制定《油井井筒防腐工作考核办法》。该办法对各项计划、报表的申报、审核以及实施做了详细的要求，明确了各项资料收集的时间和填报的规范。此办法有效的完善了油井井筒防腐工作的考核内容，为进一步提高油井井筒防腐工作提供的有效保障。

3.3.2　井下腐蚀监测环考核办法

针对井下监测工作严重滞后，井筒腐蚀监测点缺失严重，井筒腐蚀数据资料少，监测工作管理混乱等问题，制定了《井下腐蚀监测环考核办法》。主要包括建立健全《井下腐蚀监测环台帐》、强化腐蚀监测环的保管、下入、起出以及其它各项资料的上报等面的内容。该办法为井筒的腐蚀防治提供有效的数据支持，明确了腐蚀监测工作中的分配及考核方法，填补了对井筒腐蚀监测缺少考核办法的空白。

3.3.3　井筒维护药剂管理办法

为保证井筒防腐工作的顺利进行，每月能及时、高效地将合格的药剂投加到每口油井，减缓油井腐蚀速率，制定了《井筒维护药剂管理办法》。该办法主要针对油藏经营管理区、物资供应站、工艺研究所和药剂生产厂家四方，明确了防腐方案的编制、药剂的输送和抽检、药剂监督和药剂结算过程中各方的工作职责，使油井入井药剂能按计划、按时、按量、合格的投加到各井，也规定了药剂结算的明确程序，使的药剂结算更加明了化、简明化和及时化。

3.4 　强化工艺集成，提高防腐效果

通过“以地下工具配套为主，地面配套措施为辅”的指导思想，继续优化推广成熟的防腐配套工艺技术，采取地下、地面双结合，强化防腐工艺集成配套应用。

推广各类机防腐采配套工艺措施246井次。其中包括：固体防腐器65井，70套，有效的解决了顶封、大斜度等特殊井无法投加缓蚀剂油井的井筒工具防腐保护问题；防腐器专用公堵10井次，有效的解决了油井配套防砂泵、防砂管、防气装置等工具无法配套防腐工具这一难题，扩大了油井防腐器的推广使用范围；双向保护接箍145井次，有效解决了油井抽油杆接箍的偏磨、腐蚀；防腐抽油杆9井次，1182根，提高了入井抽油杆的耐腐蚀性能；配套点滴加药箱17井次，强化了油井投加缓蚀剂后吸附膜的成膜性和连续性，使得缓蚀剂的缓蚀效果得到显著提高。通过各种防腐工艺技术的集成推广，强化了油井的腐蚀配套，为有效降低油井腐蚀，提高防腐治理效果奠定了坚实的技术支持。

4　效益评价

实施后油井井筒的腐蚀造成的损失有效降低，油井井筒腐蚀速率远远低于部颁腐蚀标准，在本油田系统的油井腐蚀速率排名第一，腐蚀井的检泵周期大大延长，腐蚀造成的躺井得到有效控制。

4.1　腐蚀得到控制

胡庆油田油井井筒腐蚀速率为0.0231mm/a，远远低于0.076mm/a的腐蚀标准。

4.2　经济效益明显

实施井平均延长检泵周期21天，折合减少维护作业10井次，节约作业费用50万元，减少作业占产60吨，折合22.2万元，两者合计创效72.2万元。

5　结论

（1）油田的腐蚀防护是一个复杂的系统工程，建立一个系统的防腐管理体系，是防腐管理的基础工作；

（2）防腐管理机制的创新是搞好防腐工作的基础，能有效提高防腐管理工作的水平；

（3）油田的腐蚀防治不能只依靠防腐技术和工具，管理机制的创新同样重要。

参考文献

腐蚀监测篇8

关键词：天然气管道；外防腐层；破损点；腐蚀活性；检测评价

中图分类号：TE988 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）33-0062-02

1 概述

目前，埋地天然气输气钢制管道的腐蚀控制主要采用防腐层与施加阴极保护联合保护的方法进行腐蚀控制，管道防腐层通过将金属管体与土壤等腐蚀性介质隔离的方式，以达到防腐的目的，防腐层是管道防腐的第一道防线，在某种程度上对管道的寿命起着决定性作用，因此，采用先进的管道及其附属设施外防腐层检测技术对天然管道的完好性进行检测和评价尤为重要。

2 管道防腐层外检测技术

目前，一般采用直流电压梯度检测技术（DCVG）、密间隔电位测量仪器CIPS、防腐层RD-PCM电流测绘技术、交流电压梯度检测技术（ACVG）的方法进行检测。

2.1 埋地管道防腐层缺陷直流电压梯度检测技术（DCVG）

使用直流电位梯度仪器DCVG技术，对施加了阴极保护的管道防腐层进行检测，当防腐层出现破损，在破损点周围形成一个电压梯度场，DCVG检测主要通过检测地面的电位梯度的变化和集中情况来确定管道防腐层的

缺陷。

2.2 阴极保护有效性检测技术（CIPS）

使用密间隔电位测量仪器CIPS技术，对施加了阴极保护的管道进行密间隔（1～5米间隔检测一个点）检测，通过阴极保护系统电源按照一定周期的通、断来进行检测，通电位的变化来分析判断防腐层的完好状况，断电位变化来分析判断阴极保护是否有效。

2.3 防腐层RD-PCM电流测绘技术

使用RD-PCM仪器的发射机，给具有防腐层的管道上施加一个交变电流信号，沿管道使用便携式接收机采集电流信号，经过输入微机绘出管道各处的电流强度状态图，来分析管道沿线防腐层的完好情况。

2.4 埋地管道防腐层缺陷交流电压梯度检测技术（ACVG）

使用RD-PCM仪器的A字架是用来测量两固定金属地针之间的电位差，检测时向管道中施加特定频率交流信号，在管道上方地面将A字架电极插入地表（泥土中），依据接收机显示的箭头方向和dB值（或电流值）的大小来判断破损点的确切位置和大小。

2.5 直流电位梯度法（DCVG）

该测量技术适用于确定埋地管道外防腐层破损点位置，对破损点腐蚀状态进行识别；结合密间隔管地电位测量（CIPS）技术，可以对外防腐层的大小及严重度进行定性分类。埋地管道防腐层缺陷直流电压梯度检测技术（DCVG）、阴极保护有效性检测技术（CIPS）是一项较成熟的技术，设备简单，测量快速，可定位管道防腐层缺陷位置，定位偏差小。主要设备包括：DCVG/CIPS（管地电位及直流电位梯度）测量主机一套；GPS卫星同步断流器2台；探管仪；2根硫酸铜参比电极探仗；配套的测量轴线及连接导线。

2.6 交流地电位梯度法（ACVG）

采用埋地管道电流测绘系统（PCM）与交流地电位差测量仪（A字架）配合使用，通过测量土壤中交流地电位梯度的变化，用于埋地管道防腐层破损点的查找和准确定位。主要设备包括：发射机、接收机、交流地电位差测量仪（A字架）以及配套的电源设备、连接线、接地电极等。

3 天然气管道防腐层的外检测应用

目前，天然气管道的外防腐层完整性的检测与评价大部分采用管道外腐蚀直接评价方法（ECDA）。在具体实施过程中经常采用ACVG+PCM结合DCVG+CIPS的检测方法。对于一般管道段采用管道外腐蚀直接评价方法（ECDA），对于存在较强干扰的管段则作为特殊ECDA管段采用上述方法进行技术处理检测。管道外腐蚀直接评价方法（ECDA），包括以下三个方面：（1）管道防腐层外检测评价主要是管道外防腐层状况评价，准确定位防腐层破损点，按照防腐层缺陷严重程度分类，确定防腐层缺陷的修复优先级别，评价其完整性情况。（2）测试天然气场站、阀室绝缘接头绝缘性能及保端埋地管线、阀门防腐层的完好性，查明管道保端与非保端搭接短路异常情况，判断局部保护电位异常原因，提出问题整改建议及管道防腐层维修及监控管理方案。（3）防腐层破损处管体的腐蚀活性检验与评价，确定防腐层破损处管体的腐蚀活性，对其腐蚀程度给予评价。

在具体实际检测过程中，采用不同检测技术的组合，通过管道及其附属设施的管道沿线检测，结合相关资料的收集整合，优选采用如下方法：测试使用过程中，将DCVG技术和CIPS技术组合使用简称（DCVG+CIPS），用来测得管道阴极保护按照一定周期的通、断电位和直流电位梯度。将ACVG+PCM技术组合使用（简称ACVG+PCM），用来测得管道交流电流衰减情况并定位缺陷点的位置。使用ACVG+PCM组合检测，可以确定防腐层缺陷位置及缺陷的严重程度，并通过DCVG+CIPS对防腐层缺陷点测试判断其腐蚀活性，准确地确定管道防腐层的破损位置，具体成果见图1：

图1 管道防腐层DCVG+CIPS测试数据分布曲线

图2 管道防腐层进行ACVG+PCM测试的数据分布曲线

4 天然气管道防腐层的外检测问题

在具体实施过程中还存在一些需要注重的问题：（1）在使用DCVG+CIPS组合仅适用于外加电流阴极保护系统的长输管道，不适用地下管网。检测时由于受土壤的性质及杂散电流干扰的影响，为了保证监测的有效性，需要滤掉90%～95%的干扰。（2）使用DCVG+CIPS在检测过程中，要充分考虑带防腐层的钢套管穿越段的管道绝缘物造成电屏蔽的位置；河流穿越、沼泽测试不可到达的区域；铺砌路面、冻土、沥青路面，含有大量岩石回填物影响测量结果的准确性的因素。（3）ACVG+PCM组合抗干扰能力差，需要发射机与接收机配合使用，确定管线位置，然后才能通过接收机接收到管线泄漏点发出的信号，受发射功率的限制，精确检测最多可检测5千米；只能检测到管线上的漏点，不能对防腐层进行评级，检测结果很难用图表形式表示，缺陷的发现需要熟练的操作技艺，适用于集输管线及城市管网的防腐层漏点监测。（4）ACVG+PCM组合考虑处于钢套管、钢丝网加强的混凝土配重层（套管）内管道检测不适应及A字架距离发射机较近，测试受到区域限制的因素。（5）通过管道外防腐层的完整性评价可以准确了解防腐层绝缘性能以及防腐层缺陷点的位置、大小、严重程度等相应指标，需要有针对性地对防腐层的缺陷进行监控、修复，以保证防腐层的完整性，从而提高管道寿命。（6）根据已评价防腐层异常点按照等级进行相应处理，评价程度为重的异常点需要立即维修；评价程度为中的异常点安排维修计划；评价程度为轻的异常点要列入监控点，进行检测监控。

参考文献

[1] 董绍华.管道完整性技术与管理[M].北京：中国石化出版社，2012.

腐蚀监测篇9

关键词：预处理；腐蚀；原因；措施

中图分类号：F41 文献标识码：A

1概述

本装置由中国石油华东勘察设计研究院设计，属于中国石油呼和浩特石化公司500×104t/a炼油扩能改造项目之一。本装置由66万吨/年预加氢部分，60万吨/年重整反应部分及454千克/小时催化剂连续再生部分、重整油分馏部分和公用工程部分组成。设计加工我公司常减压装置直馏石脑油、直柴加氢精制石脑油和催柴加氢精制石脑油。主要产品有高辛烷值汽油（RON102）组份、C6组分、戊烷油、氢气、液化气和燃料气。其中预处理系统包括预加氢、蒸发脱水和预分馏等工艺过程。目的是从原料油中切取适宜重整工艺要求的馏分，脱除对重整催化剂有害的杂质及水分，使之满足连续重整催化剂的要求。预加氢部分采用先加氢后分馏的技术路线，以降低轻石脑油的硫含量，正常情况下原料的预加氢仅考虑处理直馏石脑油，反应部分采用氢气循环流程。为了增加对原料的适应能力，增上了脱氯反应器，原料氯含量的设计值为2ppm。氯离子对设备腐蚀较为严重，在兄弟单位也发生过许多氯腐蚀设备导致停工的事件，本文对预处理系统的腐蚀原因进行了分析，同时提出了根本解决预处理系统腐蚀问题的措施。

2预处理工艺原理及流程简述

预加氢作用是除去原料油中的杂质，生产出合格的精制油，从而满足重整催化剂对原料的要求。原理是在催化剂和氢气的作用下，使原料油中含硫、氮、氧等化合物进行加氢分解，转化生成H2S，NH3和H2O，然后经高压分离器和蒸发脱水塔除去H2S，NH3和H2O；烯烃经加氢生成饱和烃；砷、铜、铅等金属化合物经加氢分解后，砷、铜、铅等金属被催化剂吸附而除去。

a. 脱硫反应

RHS + H2RH + H2S

RSR'+ 2H2RH + R'H + H2S

RSSR' + 3H2 RH + R'H + 2H2S

b. 脱氧反应

RO + H2R + H2O

c. 脱氮反应

RNH2 + H2 RH + NH3

d. 脱卤素反应

RCL + H2RH+HCL

e. 烯烃饱和反应

CnH2n + H2CnH2n+2

f. 化学吸咐

主要指有机或无机砷化物等金属杂质在催化剂活性组分及担体上发生化学吸咐作用，从而达到脱除原料中的金属杂质的目的。

由常压来的直馏石脑油在边界外与少量直柴加氢精制、催柴加氢精制石脑油混合后，一起进入预加氢原料缓冲罐（V-101），缓冲脱水后在流量控制下经预加氢进料泵（P-101A/B）升压后与循环氢混合，经预加氢进料换热器（E-101A～D）壳程与反应产物换热，并经预加氢进料加热炉（F-101）加热升温至反应温度后进入预加氢反应器（R-101）。原料油在催化剂和氢气的作用下进行加氢精制反应，脱除原料中的有机硫、氮、氯化合物和金属杂质，并使烯烃饱和。反应产物经高温脱氯反应器（R-102）脱除其中的氯后，进入预加氢进料换热器（E-101A～D）管程和进料换热，并与来自预加氢注水罐（V-107）的除盐水经预加氢注水泵（P-108）升压的除盐水混合洗涤产物中的丙烷盐，再经预加氢反应产物空冷器（A-101 A/B）和预加氢产物后冷器（E-102）冷凝冷却后进入预加氢产物分离罐（V-102）。反应产物在预加氢产物分离罐（V-102）中进行气液分离，氢气从顶部引出与来自重整部分的补充氢会合后进入预加氢循环氢压缩机入口缓冲分液罐（V-103）除去携带的液体，进入预加氢循环氢压缩机（K-101A/B）升压后循环至反应系统；液体产物从预加氢产物分离罐（V-102）在液位控制下分别经过汽提塔进料/塔底换热器（E-103A～D）管程与塔底物流换热后进入汽提塔（C-101）进入预处理分馏系统。

3预处理系统腐蚀原因

在上述预处理反应原理中可以看出，原料通过加氢反应生成了H2S、HCL、NH3、H2O等腐蚀介质，虽然装置设有脱氯反应器，但脱氯反应器脱氯剂床层的高径比不足3（接近3），设计原料氯离子含量为2ppm，当脱氯剂空速较高或原料氯含量较高时容易造成氯穿透。当H2S和HCL在气体状态时是没有腐蚀性的，或者说腐蚀性很轻。但在冷凝区出现液体水后，便形成了腐蚀性极强的HCL-H2S-H2O的腐蚀体系。而且由于H2S和HCL互相促进构成的循环腐蚀会导致更严重的腐蚀破坏。反应式如下：

2HCL+Fe=FeCL2+H2

FeCl2+H2S=FeS+HCL

H2S+Fe=FeS+H2

FeS+HCL=FeCL2+H2S

如此循环反应大大加速了腐蚀过程，已经有实验证明，在高温下0.5%HCL的H2S饱和溶液中，腐蚀速度比无HCL的腐蚀速度快20倍。

同时，HCL与NH3反应生成氯化铵盐又形成垢下腐蚀，即：NH3+HCL=NH4CL

生成的NH4CL在213℃以下可以变成固体的NH4CL沉积在金属表面，NH4CL吸水性强，从而在NH4CL垢层下与金属接触形成湿层，并在此发生水解反应：

NH4CL+H2O=NH4++OH-+HCL

生成的HCL又与FeS保护膜发生反应，破坏FeS保护膜，进一步产生腐蚀。

4预处理系统易发生腐蚀部位及设备

综上所述，结合预处理流程总结出几处极易发生腐蚀的部位：

（1） 连续重整装置预处理单元进料换热器E-101A/B/C/D。

（2） 连续重整装置预处理单元产物空冷器A-101A/B。

（3） 连续重整装置预处理单元汽提塔顶空冷器A-102A/B。

（4） 连续重整装置预处理单元产物后冷器E-102。

5应采取的措施

5.1间断注水改为连续注水

在预加氢部分出现铵盐堵塞初期，设计采用间断注水冲洗的办法，即压降上升铵盐堵塞后进行水冲洗，压降恢复正常后停止水冲洗。但这样容易在局部部位形成高浓度的氯离子，造成更严重的腐蚀。而当没有水冲洗时，由于加氢反应过程中产生了水，极易造成垢下腐蚀。据资料介绍，设备垢下腐蚀的腐蚀速度是均匀腐蚀的20倍。建议将间断注水冲洗改为连续冲洗。

5.2加强对原料氯含量检测频次

对原料的杂质分析进行跟踪监测，因现预处理是常压直馏石脑油直供，故应增加采样化验频次。抓住源头，提早作出相应的工艺改变。当脱氯剂的计算氯容接近脱氯剂的穿透氯容时及时更换脱氯剂。还应在预加氢产物分离罐（V-102）水包出口增加pH值在线监测仪。

5.3增设在线腐蚀监测系

在易发生腐蚀部位增设在线腐蚀检测系统，目前炼油行业的腐蚀监测方法以电感和pH监测为主，中石油、中石化、中海油所属炼油厂，设备腐蚀监测的覆盖率已经很高，基于设备腐蚀特点，以常减压的腐蚀监测为必须，适当在催化、重整，乃至全厂的腐蚀监测系统也已经有较大普及。在线腐蚀检测系统的增设可以尽快掌握易腐蚀部位设备均匀腐蚀或局部腐蚀情况，及早在工艺上作出改变。

5.4对多次腐蚀堵塞的设备增加副线便于不停工处理问题

可对易腐蚀设备增加副线，在发生腐蚀或铵盐阻塞时可切出处理。在空冷器出入口增加阀门，其中一台出问题可切除系统之外进行处理。此举可保证装置长周期运行。

5.5可对易铵盐结晶设备定期进行压差检测

可定期对设备出入口进行压差检测，检测出设备压降，通过比较前后数据或与设计值对比判断此设备铵盐结晶严重程度。

5.6保持精细平稳操作

严格遵守操作规程，在设计参数下和工艺卡片指导下进行装置开停工操作和正常温度、压力等工艺指标的调整。保证装置平稳操作，减少操作波动，对设备安全运行意义重大。

结语

预处理系统的腐蚀是炼油企业经常遇到的问题，处理和防护不好将严重影响装置的安全和平稳生产。这除了在设计阶段应考虑并采取相应措施，也取决于操作及管理人员的技术水平和业务素质。在日常的生产运行管理中应认真做好以下几个方面的工作：（1）加强对原料油及补充氢中氯化物的检测。（2）加强对装置易腐蚀部位的在线检测。（3）密切关注产物分离罐中酸性水的pH值，以便调整注水量。（4）加强日常设备巡检维护，及时发现问题及时处理，避免事故进一步扩大。

参考文献

[1]王智. 连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护[J]. 石油化工腐蚀与防护，2005.

腐蚀监测篇10

【关键字】石油加工；硫化物；腐蚀；防护

引言

随着科学技术的日新月异，在现代社会的各领域中，各种技术和设备以及材料都得到了长足的发展，并且还涌现出了大批先进的技术和设备以及材料，而随着这些技术和设备以及材料在现代社会各领域中的应用，使得社会的生产水平大幅度提高，从而为推动社会发展起到了不可估量的作用，同时也为提高石油加工水平奠定了坚实的基础。随着人们对石油资源的依赖程度增大，人类社会的可持续发展，除了加强节能减排之外，还应该提高石油加工的水平。在石油加工过程中，通常会伴随着硫化物对加工和储存装置的腐蚀问题。当前石油加工中出现这一问题时，不仅影响到石油的质量和性能，而且还降低了石油加工的效率，并且还增大了石油加工的成本降低了石油加工的经济效益。因此，在石油加工过程中，必须要针对硫化物的腐蚀问题，采取科学有效的防护措施，从而才能够确保石油加工的效率和质量。然而就目前石油加工过程中硫化物腐蚀的防护还存在着一些不足，首先由于某些石油加工单位对硫化物腐蚀的防护不重视，从而造成了石油加工的整体水平降低，并且由于条件限制，使得石油加工的中硫化物腐蚀的防护存在不足。为了进一步提高石油加工水平，加大对石油加工过程中硫化物的腐蚀与保护的分析研究力度就显得尤为重要。本文从常见硫腐蚀类型分析出发，对石油加工过程中硫化物腐蚀的深入研究，然后对硫化物腐蚀的防护进行了详细阐述。希望能够起到抛砖引玉的效果，使同行相互探讨共同提高，进而为我国石油行业的发展起到一定的促进作用。

一、常见硫腐蚀类型分析

1、低温轻油部分的腐蚀环境

a） 硫化氢介质中发生的反应

b） 钢在硫化氢的水溶液中发生电化学反应

从上述反应过程可知，硫化氢在有水共存时对碳钢设备可以形成两方面的腐蚀：UC（均匀腐蚀）、PC（点蚀）和湿硫化氢应力腐蚀开裂。

2、高温下硫化物的腐蚀环境

高温含硫化合物的腐蚀环境是指240℃以上的重油部位硫、H2S和硫醇形成的腐蚀环境，即S+H2S+RSH（硫醇）型腐蚀。典型的高温含硫化合物腐蚀环境存在于常减压蒸馏装置常减压塔的下部和塔底管道，常压渣油和减压渣油部位及其相应的底部管线、泵、换热器等。在这些高温含硫化合物的腐蚀环境中，腐蚀速度很快，碳钢的腐蚀速率都在1.1 mm/a以上。高温下硫化物的腐蚀机理如下：

高温硫腐蚀速率的大小，取决于原油中活性硫的多少，与总硫含量也有关系。温度的升高，一方面促进活性含硫化合物与金属的化学反应，同时又促进非活性硫的分解。高温硫腐蚀开始时速度很快，一定时间后腐蚀速率会保持恒定，这是因为生成了硫化铁保护膜的缘故。而物流的流速越高，保护膜就愈容易脱落，脱落后腐蚀将重新开始。

二、常减压装置硫腐蚀主要防护措施

1、采取含硫原油和低硫原油掺炼的方法

采取掺炼的办法来降低原油的总硫含量，是目前降低设备管线腐蚀的有效措施之一。目前，我厂已炼过的原油种类近20种，其中阿曼原油和胜利原油含硫较高，其他原油的含硫较低。通过在油品车间的有计划调和，使原油的总含硫量保持合理的范围内，有效的降低了硫腐蚀。

2、有计划地实施了在役设备、管道材质升级

对高温部位管线的测厚数据也表明，更换的不锈钢管线累计减薄极小。这一材料防腐的成功例子，也印证了国外炼中、高硫原油所惯用的对策：即高温部位采用材料防腐为主，低温部位则采用“碳钢加药剂工艺防腐”。

3、加强“一脱三注”工艺

实践证明，“一脱三注”是常减压蒸馏装置控制低温HCl+H2S+H2O型腐蚀的重要手段。常减压蒸馏装置的的低温轻油部位仍然是要做好“一脱三注”的工艺防护，提高脱盐技术，即“碳钢+药剂工艺防腐”。必须严格考核“一脱三注”工艺指标，使脱后含盐率大部分时间内保持在5mg/L以下。在原油品种多，电脱盐效果有时不理想的情况，加强电脱盐操作，积极摸索合理的破乳剂品种，注入浓度，注水量等操作参数有着重要的意义。

4、加强设备腐蚀情况监测

针对硫腐蚀的实际情况，制定详细的腐蚀情况监测制度。腐蚀监测包括：高温、低温点测厚，常顶、减顶冷凝水铁离子浓度。通过定期对重点测厚点的测厚，可以总结出硫腐蚀情况下管线减薄的一般规律，同时也可以发现减薄严重的部位，提前加以处理，避免出现事故。对常顶、减顶冷凝水铁离子浓度检测，可以动态的检查出常、减顶轻油部位的腐蚀情况。从监测情况看，电脱盐操作波动时，常压塔顶、减压塔顶冷凝液中的铁离子会成几倍甚至几十倍的上升，低温H2S+HCL+H2O腐蚀严重。