含硫化物的天然气对管道及阀门的腐蚀以及如何防止腐蚀

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1.电化学腐蚀 
腐蚀是材料受环境介质的化学、电化学和物理作用产生的损坏和变质现象。材料的腐蚀是一个自发和渐变的损坏过程，使金属转变为化合物，不可恢复且不易再生。在天然气开发中，腐蚀会造成油、套管的破裂，输管线暴破等危害，造成极其严重的后果。常见的腐蚀按其作用原理分为化学腐蚀和电化学腐蚀。 含硫天然气管道用耐腐蚀压力含硫天然气管道用耐腐蚀压力表讨论．弹簧管的力学特性，导出压力表误差与壁厚的数学关系。根据仪表的精度裕量，给出压力表的允许腐蚀量。指出从改善弹簧管的材质入手来提高含硫天然气管道用压力表的寿命是不可取的。指出膜片隔离装置与压力表构成组件是提高其耐腐蚀寿命的可行方法。并从膜片装置的力学性质入手，指出了膜片装置设计与生产的技术要点，采用聚四氟乙烯膜片。主题词含硫91视频黄色网管道压力表防腐研究随着天然气的开发，耐硫化氢等介质腐蚀的压力表已成为迫切需要的产品，一些单位正准备或已经投入很大的人力、物力研制不锈钢材质的弹簧管以解决耐蚀问题
电化学腐蚀是天然气开采过程中，为常见的一种腐蚀。不纯的金属跟电解质溶液接触时，会发生原电池反应，比较活泼的金属失去电子而被氧化，这种腐蚀就叫做电化学腐蚀。 
含硫天然气在湿环境中，硫化氢除作为阳极过程的催化剂，促进铁离子的溶解，加速钢材重量损失外，同时还为腐蚀产物提供S2-，在钢表面生成硫化铁腐蚀产物膜。腐蚀产物主要有：Fe9S8、Fe3S4、FeS2 、FeS。硫化铁产物膜的结构和性质将成为控制腐蚀速率与破坏形状的主要因素。含硫天然气对钢管的腐蚀破坏往往表现为由电蚀导致局部壁厚减薄、蚀坑、和穿孔。硫化铁膜的生成、结构及其性质受到温度、流速、PH值、H2S浓度等因素的影响。上海91视频色下载APP阀门有限公司生产的石油天然气及石化用各类球阀、闸阀、截止阀、止回阀、蝶阀阀门具有性能优异，可靠性高，用途广泛，价格合理等优点。适用于：化工、石油、天然气、冶金、等行业及含硫化氢介质、杂质多、腐蚀严重的天然气长输管线。

2.硫化氢腐蚀 
2.1硫化氢的腐蚀机理 
在含硫化氢天然气集输系统中，常见的硫化氢腐蚀有：硫化氢应力腐蚀开裂、氢致裂纹和电化学腐蚀。在常见的腐蚀中，危害大的应是硫化氢应力腐蚀开裂，金属脆性破裂现象，在设备投入运行初期即可能发生。硫化氢应力腐蚀开裂是由拉应力和硫化氢水溶液的电化学腐蚀同时作用造成的破裂。值得注意的是，干燥的硫化氢对金属材料无腐蚀破坏作用，硫化氢只有在有水的环境中才具有腐蚀性。一般在材料服役前，都会进行抗SCC和抗HIC的检测，以符合天然气输送管道的基本要求。 
硫化物应力开裂是硫化氢腐蚀导致原子氢进入金属所造成氢脆的一种特殊形式。普遍认为是在应力和硫化氢的联合作用下，由于渗氢导致材料脆化和开裂，原子氢进入金属破坏其机体的理想连续性，从而在应力水平低于材料屈服强度时发生的脆性破坏，导致氢损伤。 
硫化氢作为一种强渗氢介质，不仅本身提供了氢的来源，而在含硫系统中，硫化物离子将会减慢金属表面氢原子结合成氢分子的速度，提高了钢铁表面吸附氢原子浓度，加速了氢向钢中的扩散溶解过程。 
一般工程使用的钢材都存在着缺陷，这些缺陷与氢的结合能力强，可捕捉氢使之难以扩散，富集的氢一旦结合成氢分子，产生的氢气压力很高，随着腐蚀的继续，缺陷处氢压力不断增高，导致缺陷的进一步扩大和分离，产生裂纹导致开裂。 

硫化物应力开裂主要出现于高强度钢、有高内应力的构件及硬度高、焊缝热影响区，开裂垂直于拉伸应力方向。其破坏多为突发性，是一种没有任何预兆下的突发破坏，因此具很大的危险性，所以，现场集输流程、管线一般不采用高强度钢。 2.2影响硫化物应力腐蚀的主要因素 
发生硫化氢应力腐蚀（SSC）的三要素是应力、腐蚀环境及其敏感的材料。 
2.2.1环境因素 
H2S浓度：在含H2S天然气系统，当91视频黄色网总压等于或大于0.448MPa（绝），硫化氢分压等于或大于0.00034MPa（绝）时，可引起敏感材料发生SSC。对SSC而言H2S浓度是影响腐蚀的主导因素。（但须指出决定含硫气腐蚀性的因素是天然气中H2S的分压，而不是H2S的浓度） 
温度：高温对材料抗SSC是有益的，温度为24ºC时其断裂所需时间短，SSC敏感性大；温度高于24ºC后，随着温度的升高断裂所需时间延长，SSC敏感性下降。通常对SSC敏感的材料均存在一个不发生SSC的高温度，此温度随钢材的强度极限而变化，一般为65℃—120ºC。 
PH值：在含硫化氢的卤水中，碳钢的开裂倾向随着PH值降低而增加。当PH值为2-3时，SSC敏感性高，随着PH值的升高，H+浓度下降，SSC敏感性下降。当ph值>5时，通常认为此状态下就不会发生SSC。2.硫化氢腐蚀 
2.1硫化氢的腐蚀机理 
在含硫化氢天然气集输系统中，常见的硫化氢腐蚀有：硫化氢应力腐蚀开裂、氢致裂纹和电化学腐蚀。在常见的腐蚀中，危害大的应是硫化氢应力腐蚀开裂，金属脆性破裂现象，在设备投入运行初期即可能发生。硫化氢应力腐蚀开裂是由拉应力和硫化氢水溶液的电化学腐蚀同时作用造成的破裂。值得注意的是，干燥的硫化氢对金属材料无腐蚀破坏作用，硫化氢只有在有水的环境中才具有腐蚀性。一般在材料服役前，都会进行抗SCC和抗HIC的检测，以符合天然气输送管道的基本要求。 
硫化物应力开裂是硫化氢腐蚀导致原子氢进入金属所造成氢脆的一种特殊形式。普遍认为是在应力和硫化氢的联合作用下，由于渗氢导致材料脆化和开裂，原子氢进入金属破坏其机体的理想连续性，从而在应力水平低于材料屈服强度时发生的脆性破坏，导致氢损伤。 
硫化氢作为一种强渗氢介质，不仅本身提供了氢的来源，而在含硫系统中，硫化物离子将会减慢金属表面氢原子结合成氢分子的速度，提高了钢铁表面吸附氢原子浓度，加速了氢向钢中的扩散溶解过程。 
一般工程使用的钢材都存在着缺陷，这些缺陷与氢的结合能力强，可捕捉氢使之难以扩散，富集的氢一旦结合成氢分子，产生的氢气压力很高，随着腐蚀的继续，缺陷处氢压力不断增高，导致缺陷的进一步扩大和分离，产生裂纹导致开裂。 

硫化物应力开裂主要出现于高强度钢、有高内应力的构件及硬度高、焊缝热影响区，开裂垂直于拉伸应力方向。其破坏多为突发性，是一种没有任何预兆下的突发破坏，因此具很大的危险性，所以，现场集输流程、管线一般不采用高强度钢。 2.2影响硫化物应力腐蚀的主要因素 
发生硫化氢应力腐蚀（SSC）的三要素是应力、腐蚀环境及其敏感的材料。 
2.2.1环境因素 
H2S浓度：在含H2S天然气系统，当91视频黄色网总压等于或大于0.448MPa（绝），硫化氢分压等于或大于0.00034MPa（绝）时，可引起敏感材料发生SSC。对SSC而言H2S浓度是影响腐蚀的主导因素。（但须指出决定含硫气腐蚀性的因素是天然气中H2S的分压，而不是H2S的浓度） 
温度：高温对材料抗SSC是有益的，温度为24ºC时其断裂所需时间短，SSC敏感性大；温度高于24ºC后，随着温度的升高断裂所需时间延长，SSC敏感性下降。通常对SSC敏感的材料均存在一个不发生SSC的高温度，此温度随钢材的强度极限而变化，一般为65℃—120ºC。 
PH值：在含硫化氢的卤水中，碳钢的开裂倾向随着PH值降低而增加。当PH值为2-3时，SSC敏感性高，随着PH值的升高，H+浓度下降，SSC敏感性下降。当ph值>5时，通常认为此状态下就不会发生SSC。2.硫化氢腐蚀 
2.1硫化氢的腐蚀机理 
在含硫化氢天然气集输系统中，常见的硫化氢腐蚀有：硫化氢应力腐蚀开裂、氢致裂纹和电化学腐蚀。在常见的腐蚀中，危害大的应是硫化氢应力腐蚀开裂，金属脆性破裂现象，在设备投入运行初期即可能发生。硫化氢应力腐蚀开裂是由拉应力和硫化氢水溶液的电化学腐蚀同时作用造成的破裂。值得注意的是，干燥的硫化氢对金属材料无腐蚀破坏作用，硫化氢只有在有水的环境中才具有腐蚀性。一般在材料服役前，都会进行抗SCC和抗HIC的检测，以符合天然气输送管道的基本要求。 
硫化物应力开裂是硫化氢腐蚀导致原子氢进入金属所造成氢脆的一种特殊形式。普遍认为是在应力和硫化氢的联合作用下，由于渗氢导致材料脆化和开裂，原子氢进入金属破坏其机体的理想连续性，从而在应力水平低于材料屈服强度时发生的脆性破坏，导致氢损伤。 
硫化氢作为一种强渗氢介质，不仅本身提供了氢的来源，而在含硫系统中，硫化物离子将会减慢金属表面氢原子结合成氢分子的速度，提高了钢铁表面吸附氢原子浓度，加速了氢向钢中的扩散溶解过程。 
一般工程使用的钢材都存在着缺陷，这些缺陷与氢的结合能力强，可捕捉氢使之难以扩散，富集的氢一旦结合成氢分子，产生的氢气压力很高，随着腐蚀的继续，缺陷处氢压力不断增高，导致缺陷的进一步扩大和分离，产生裂纹导致开裂。 

硫化物应力开裂主要出现于高强度钢、有高内应力的构件及硬度高、焊缝热影响区，开裂垂直于拉伸应力方向。其破坏多为突发性，是一种没有任何预兆下的突发破坏，因此具很大的危险性，所以，现场集输流程、管线一般不采用高强度钢。 2.2影响硫化物应力腐蚀的主要因素 
发生硫化氢应力腐蚀（SSC）的三要素是应力、腐蚀环境及其敏感的材料。 
2.2.1环境因素 
H2S浓度：在含H2S天然气系统，当91视频黄色网总压等于或大于0.448MPa（绝），硫化氢分压等于或大于0.00034MPa（绝）时，可引起敏感材料发生SSC。对SSC而言H2S浓度是影响腐蚀的主导因素。（但须指出决定含硫气腐蚀性的因素是天然气中H2S的分压，而不是H2S的浓度） 
温度：高温对材料抗SSC是有益的，温度为24ºC时其断裂所需时间短，SSC敏感性大；温度高于24ºC后，随着温度的升高断裂所需时间延长，SSC敏感性下降。通常对SSC敏感的材料均存在一个不发生SSC的高温度，此温度随钢材的强度极限而变化，一般为65℃—120ºC。 
PH值：在含硫化氢的卤水中，碳钢的开裂倾向随着PH值降低而增加。当PH值为2-3时，SSC敏感性高，随着PH值的升高，H+浓度下降，SSC敏感性下降。当ph值>5时，通常认为此状态下就不会发生SSC。境污染。后来还采用过环氧煤沥青、环氧粉末防腐等方法。现在气田普遍采用的是近几年的新材料聚乙烯防腐涂层（二层PE和三层PE结构），多数采用的是三层PE防腐涂层。这种涂层防腐可靠性高，黏结力高，管道防腐密封性强，机械强度高，防水性强，施工方便，是目前比较完善的管道外防腐涂层。 
从研究和实践都表明，天然气脱水结合缓蚀剂能有效控制含硫天然气管线的失重腐蚀。但脱水工艺在产水大的气田未能开展。 
在现场生产中，可以从以下几个方面加强工作： 
1、建立和完善生产过程中的综合性腐蚀控制和监测系统，对任何可能导致腐蚀的变化进行早期监测和准确测量，改进和调整防腐措施（缓蚀剂加注量及加注周期等），并在严重腐蚀事故发生之前就可以采取相应措施以减少损失。 
2、在现场设备管道的安装施工中，严格控制安装、焊接的工艺质量，尽可能的减少缝隙的产生，避免发生缝隙腐蚀。 
3、提高现场安装施工的外防腐工艺质量，在进行除污、除锈的表面处理上，要确保金属表面光洁，尤其是在埋地管接头处的外防腐上，防腐套加热要均匀，尽量避免出现鼓泡、夹杂杂质等缺陷。同时，在管道的搬运、装卸工程中，要做好对防腐层的保护，避免防腐层的损坏。 
4、气井及管道加注缓蚀剂要定期定量，但目前加注周期及加注量还不太严密，仍需改进和摸索，以制定出*的加注周期和加注量。 

5、在运行中加强清管清除管内积液，也是一项有效的措施。 
5、输卤管线及防腐 
输卤管线过去采用钢质管线，即使经过防腐处理，投用后一般2～3年即出现穿孔漏失。目前普遍选用的是玻璃钢管线，其耐腐蚀性能较*。玻璃钢学名玻璃纤维增强塑料，它是以玻璃纤维及其制品（玻璃布、带、毡等）作为增强材料，以合成树脂作基体材料。玻璃钢由于其强度相当于钢材，又含有玻璃组分，也具有玻璃那样的色泽、形体、耐腐蚀、电绝缘、隔热等性能，故习惯称“玻璃钢”。 
玻璃钢有三大特点：一是玻璃钢的密度小，强度大。玻璃钢相对密度在1.5～2.0之间，而机械强度却为钢的3～4倍；二是玻璃钢具有瞬间耐高温特性；三是具有良好的耐酸碱腐蚀特性及不具有磁性。 
玻璃钢也有一些不足之处：弹性模量低，玻璃钢的弹性模量比钢小10倍，因此在产品结构中常感到刚性不足，容易变形。玻璃钢的耐温性较差，一般玻璃钢不能在高温下使用，通用聚酯玻璃钢在50℃以上强度就明显下降；通用型环氧玻璃钢在60℃以上，强度明显下降。另外，玻璃钢还具有塑料共同的缺陷，那就是老化现象。在紫外线、化学介质、机械应力等作用下容易产生老化，导致性能下降。 
由于玻璃钢弹性模量低，抗外压和冲击能力低，耐温性差，在地形条件差及流体温度高的环境下使用，也容易产生失效。7、天然气开采中耐腐蚀材料的发展趋势 
近年来，国内外都在积极研究新型材料、新型的防腐涂料以及防腐方法，以延长管道的使用寿命，更好的服务于天然气开采。 
对于埋地管线的外防腐：据查，近年来开发了聚脲防腐层技术，于埋地管线等的涂装。聚脲是由异氰酸酯组分与氨基化合物反应生成的一类化合物，而聚脲涂料是新研发出来的一种性能优、无溶剂、无污染、快速固化的新型涂料和涂装技术。由于其优异的物理、化学性能，故有新型“”(VERSATILE)涂装技术之称。聚脲材料致密、连续、无接缝，其在干燥、固化过程中，*依靠化学反应，而不会像以往涂料的干燥过程中，需要向空气中挥发有机溶剂或者水分。因此就不会有针孔、气泡、缩孔等缺陷产生，也就杜绝了外界腐蚀介质入侵的途径，所以防腐性能十分突出。同时，由于其优异的柔韧性，完够抵御昼夜、四季环境温度变化带来的热胀冷缩，不会产生开裂或脱落现象，使得材料表现出十分优异的耐化学介质性能。 
在集气管线方面的新型材料研究：耐蚀合金钢、镍基合金管都可从根本上解决含H2S、CO2天然气集输的腐蚀问题,但由于耐蚀合金钢、镍基合金管价格昂贵,使其在高含硫气田中的应用受到一定限制。所以对于以上材料的性能、技术经济指标的对比、现场安装技术和现场试验等方面，还在进一步的研究中。 在输卤管线方面，目前采用的耐腐蚀玻璃钢管线较之前采用的碳钢更为有效地缓解了腐蚀的问题，但是仍存在抗外力差，耐高温差的弱点。气田上，曾经采用了钢管内衬非金属管的工艺来解决强度和耐腐蚀的问题，但由于其制作成本较高，所以未得以推广，如果能在降低成本上有所突破，这种工艺还是相当值得推广的。与本文相关的论文有：天然气管道用阀门防腐注意事项