油田管道腐蚀现状

油田管道腐蚀现状（精选5篇）

1.油田管道腐蚀现状 篇一

液碱管道腐蚀泄露修复方法交流

关键词：管道腐蚀泄漏，泄漏修复技术，液碱管道，修复工艺，碳纳米聚合物材料

在生产企业中经常会出现液碱管道腐蚀泄漏现象，不仅仅给企业带来巨大的浪费更重要的是对企业的连续生产造成很大的安全隐患，例如2013年11月22日青岛输油管道发生的泄漏爆炸事故。目前，很多企业对设备泄漏的治理问题还不够重视，有的企业虽然开展了“创建无泄漏工厂”活动，但是对于治理泄漏技术研究不够，堵漏人员的技术力量参差不齐，对有些泄漏问题无能为力，致使企业的“跑、冒、滴、漏”现象屡见不鲜，成为困扰企业设备管理人员最为头疼的问题。

化工企业液碱管道腐蚀泄漏一般多发生在连接件以及管段上，连接螺纹、连接法兰、阀门等发生的泄漏属于管道连接件泄漏；焊口、流体转向的弯头、三通及腐蚀孔等部位属于管段上的泄漏。用于检查管道泄漏的方法有很多种，通常采用的有：嗅、停、目视、用发泡剂、试纸或试剂、超声波泄漏探测器、红外线温度测试仪等。液碱管道腐蚀泄漏修复方法

应对以上化工液碱管道腐蚀泄漏企业一般采用传统的修补方式例如：补焊、打卡子或者做管箍、更换密封件、密封胶堵漏等方式。以上操作技术在一定范围内可以解决企业的部分管道泄漏问题，但是对于一些易燃易爆介质的管道，面对复杂的施工环境和紧迫的施工时间的要求时，传统的修复方式就很难以满足企业的需求，在此背景下，国外先进高分子纳米聚合物材料的引进帮助企业解决了燃眉之急。

索雷碳纳米聚合物材料可以应用于一些环境复杂条件下的现场施工。其现场快速堵漏能力和方便的操作方法为企业一些管道泄漏方面的疑难点提供了有力的技术保障，尤其是在易燃、易爆环境下的可以安全操作。高分子纳米修复技术是目前较为成熟和性价比较高的一种维修方案。时间短、费用低、效果好是该技术的几个主要特点。索雷碳纳米聚合物材料是由纳米无机材料、碳纳米管增强的高性能环氧双组份复合材料。该材料最大优点是利用特殊的纳米无机材料与环氧环状分子的氧进行键合，提高分子间的键力，从而大幅提高材料的综合性能，可很好的粘着于各种金属、混凝土、玻璃、塑料、橡胶等材料。碳纳米聚合物材料充分利用了材料的快固、耐温、耐腐、耐压等优点，尤其是对易燃易爆环境下的设备“跑、冒、滴、漏”问题有着很好的现场解决能力。可以广泛应用于工业管道带压堵漏方面，通过紧固带和加强带的双层保护管道漏点进行彻底的堵漏，使用效果良好。化工液碱管道腐蚀泄露治理案例

液碱管道焊缝处存在多处漏点 介质：32%液碱 温度：85~90℃ 压力：6kg 材质：316L不锈钢。采用索雷碳纳米聚合物材料装进行现场修复。图片如下：

2.油田管道腐蚀现状 篇二

1 加强油田集输管道防腐研究的意义

油田集输管道是石油输送的重要通道, 因此, 加强管道防腐的研究工作有重要意义。总其意义主要包括以下两点:⑴是社会安定的重要保证。由于管道受腐蚀行为的作用, 易引起石油泄露行为, 不仅会造成资源的浪费, 给环境造成污染, 而且会加重国家, 甚至世界能源紧张的局势, 从而给社会的安定造成威胁。而加强集输管道的防腐, 有利于减少石油资源的浪费行为, 这对为维护社会的安定有积极意义。⑵有利于进一步了解石油集输管道的腐蚀特点, 从而有益于找到更好的防腐方法。据不完全统计, 我国由于金属腐蚀行为造成的经济损失占国民生产总值2%以上[2]。而加强油田集输管道的防腐研究工作为减少这一损失有重要作用。

2 造成油田集输管道腐蚀的主要原因

2.1 海水、土壤对集输管道的腐蚀作用

海水和土壤是造成油田集输管道腐蚀的重要原因之一。

(1) 海水属于电解质溶液, 能与金属管道表面发生直接作用。因为集输管道金属表面的不同部位存在较大的差异性, 因而易产生电极电位, 海水所拥有的电解质溶液与金属管道形成电流回路, 也就是腐蚀原电池。在此作用下, 即会对集输管道的金属表面造成腐蚀作用。久而久之, 越来越多的集输管道表面遭受腐蚀作用, 腐蚀的面积和程度也越来越大, 最终可能造成集输管道的断裂, 从而引起石油的泄露。

(2) 土壤也会对油田集输管道起到腐蚀作用。因为土壤中含有水分和空气, 因此形成了一个电解质导体, 形成的这一电解质导体能与集输管道发生电化学反应而引起腐蚀现象。另外, 土壤中含有氧气, 因而易形成氧浓差电池, 这在很大才程度上加快了油田集输管道的腐蚀行为。

2.2 污水的恶性循环对集输管道的腐蚀

当不合格的水二次进入地下时, 会形成恶性循环, 这会加速集输管道的腐蚀, 从而造成管道的穿孔, 影响油田的正常生产。为更好地说明问题, 现通过实验说明:取已被腐蚀的集输管道 (规格为lcm×lcm×4mm) 表面作为样本, 打磨干净该样本, 并将其吹干, 然后放入4%的硝酸酒精中[3]。使用激光扫描、电子显微镜、共焦显微镜等观察样本的腐蚀形貌, 同时测定腐蚀坑的深度, 然后检测腐蚀水液, 通过该实验表明, 污水的恶性循环是加速集输管道腐蚀的重要因素之一。

2.3 管道防腐材料出现恶化对集输管道的腐蚀作用

为防止管道腐蚀, 一般会在油田集输管道上涂一层防腐材料, 以隔开管道内部和外界介质, 从而避免发生化学反应而产生的腐蚀现象。但受多种因素的影响, 该防腐材料易受到破坏, 从而影响了其保护管道的功效, 不仅如此, 恶化了的防腐材料还会反过来加速管道的腐蚀和损毁。

3 提高油田集输管道防腐性能的措施

3.1 提升金属管道本身的质量, 以提高其抗腐蚀的功能

为提高金属管道本身的防腐作用 (主要预防海水和土壤对管道的腐蚀作用) , 应加大对管道本身材料的研制力度, 以在最大限度上减少管道与外界介质发生化学反应的现象。为此, 可根据不同条件, 寻找不同的集输管道材料。随着科学技术水平的不断发展, 复合管的研制取得了良好成果。复合管具有很强的操作性, 其耐腐蚀的功效明显优于钢材。另外, 复合管的内壁比较光滑, 因此, 其摩阻力也远小于钢材。不过其价格也稍高于钢材, 但从长远考虑, 采用复合管的效果远优于钢材, 因此, 建议使用复合管。

3.2 使用更高效的防腐保护层, 以防止管道的腐蚀

通过对油田集输管道腐蚀原因的分析, 可知为提高管道的防腐高效, 除了提高管道本身材料的防腐功能之外, 还可通过在管道表面设置高效的防护层以提高管道的防腐作用。采取防腐保护层的工艺包括表面氧化处理、金属类保护层、非金属类涂层等几种常用方法。表面氧化处理办法主要是指在金属管道表面喷涂氧化膜, 如环氧涂层, 以防止管道和外界直接接触, 从而减少管道与外界发生化学反应的现象, 达到防腐的作用。金属类保护层的方法指的是在金属管道表面镀上另一种金属镀, 以起到防腐作用的方法, 该方法主要包括真空镀、热镀、电镀等化学处理方法。非金属类涂层方法的保护效果显著, 一般多采用煤焦油瓷漆、三层聚乙烯等喷涂材料, 起到防腐的作用。

3.3 改善管道周围环境, 以减少周围环境对管道的腐蚀作用

实践证明, 再好的防腐技术都有失效的时候。腐蚀是绝对的, 而防腐则是相对的。因此, 在进行防腐工作中, 不单需要提高防腐技术, 还需要寻找到经济实用的防腐方法。从以上对集输管道腐蚀原因的分析中可知, 周围环境包括空气、水、温度、光等是影响管道防腐蚀性能的重要因素。因此, 改善管道铺设周围的环境, 是减少管道腐蚀作用的重要举措。为此, 可通过尽量减少管道与空气的直接接触几率、控制环境中水含量、减少阳光直接照射管道、喷施缓蚀剂、控制透气度等办法来改善管道周围的环境, 从而减少环境对管道的腐蚀作用。

4 小结

总之, 重视油田集输管道的腐蚀问题, 正确认识集输管道腐蚀产生的原因、防腐的意义和重要性、加强防腐措施的研究等, 对减少油田集输管道的腐蚀行为有重要意义。通过以上对油田集输管道腐蚀行为的探讨, 以期能够引起人们对油田集输管道腐蚀现象的重视。

摘要：随着社会经济的不断发展, 对石油的需求量也不断增大。石油的开采工作也越来越重要。在开采石油的过程中, 集输管道发挥着至关重要的作用。但实际上, 由于各种原因油田集输管道的腐蚀情况较为严重, 不仅缩短了集输管道的使用寿命, 而且影响了输送石油的安全性和稳定性。因此, 应十分重视油田集输管道的腐蚀行为。本文分析了油田集输管道防腐的意义, 并详细分析了造成油田集输管道腐蚀的原因, 并提出了加强油田集输管道防腐措施的几点建议以供参考。

关键词：油田,集输管道,腐蚀,原因,防腐

参考文献

[1]张瑞庆, 尹海丽, 任彬, 赵秋岚.油田集输管道腐蚀行为探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 33 (13) :291

3.油田管道腐蚀现状 篇三

第一章总 则

第一条为加强**（以下简称“公司”）装置设备腐蚀情况监控，及时发现腐蚀隐患，确保装置安全、平稳、长周期运行，特制订本制度。

第二条腐蚀检查工作应遵循普查与重点检查相结合的原则，应与设备、压力管道的日常维修、检查、停车大修、定期检验等工作紧密结合。必须将腐蚀检查列入装置检修计划。

第三条本制度适用范围为公司生产中接触腐蚀介质的各类设备、压力管道等。

第二章组织与职责

第四条设备部职责

（一）负责设备及压力管道防腐蚀管理规定的制定并监督实施工作；负责各装置设备腐蚀检测检查报告的汇总、分析工作。

（二）负责全厂设备、压力管道等防腐蚀管理工作情况的检查、考核，并及时向主管领导汇报工作情况。

（三）负责对各装置设备、压力管道等防腐蚀措施的实施效果进行跟踪、检查和监督。

第五条各车间职责

（一）认真贯彻执行设备部有关设备及压力管道防腐蚀管理的各项规定。

（二）负责根据装置实际生产情况编制本部门的防腐蚀计划，制定本部门的防腐蚀方案。

（三）负责建立装置腐蚀检查记录及档案，有真实完整、随时可查的数据记录。

（四）负责设备及压力管道防腐蚀设施的日常维护和检查工作。

第三章防腐蚀方案的制定

第六条防腐蚀方案的制定应根据装置介质、操作条件和设备的结构及材质，历年运行记录及本周期的运转情况、结合防腐经验进行。

第七条防腐蚀方案应包括检修期间腐蚀调查、设备及压力管道防腐蚀措施；要涵盖装置所有设备及工艺管道，要有侧重点。

第八条防腐蚀方案中针对测厚工作要定时间节点，定任务量。要及时作出腐蚀检测检查分析记录。

第九条防腐蚀方案中对于无法用测厚检查监测的设备局部腐蚀（如点蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀、晶间腐蚀、应力腐蚀、氢致开裂、氢腐蚀、腐蚀疲劳、磨损腐蚀、选择性腐蚀等）要有相应的检测手段和防护措施。

第十条对新建投产的生产装置，应根据监测工艺状况及材质情况，结合防腐经验，分析可能发生的腐蚀类型和易受腐蚀部位，有针对性的制订腐蚀检查方案，并应在装置第一次大检修前制定出全面检查方案。

第十一条防腐蚀方案编制要求

（一）资料收集

包括设计资料(设计图纸、计算方法，了解设备（管线）的设计寿命、允许的最小壁厚等)、安装资料、历年检修或抢修记录、开停工记录、腐蚀介质含量（考察物流、助剂的性质，特别是物流中硫、氯离子、氧等腐蚀性介质含量）、工艺条件（操作压力、温度等）变化情况、在线腐蚀监测资料（定点测厚资料、介质腐蚀性分析资料，腐蚀探针资料等）、国内外同类装置腐蚀事故资料及防腐蚀经验。

（二）防腐蚀方案的内容应包括腐蚀检查方法及现象描述。

第四章设备防腐蚀检查与监测

第十二条设备防腐蚀工作重点在于设备运行期间检查和设备停运期间监测，全面掌握设备腐蚀趋势及状态。

第十三条在装置运行期间，各车间应根据实际生产情况，编制设备腐蚀监测布点方案，建立监测台账，及时整理数据，形成系统、完整的监测数据库，计算腐蚀速率，提出防腐蚀对策。监测可采取测厚、试样化学分析等手段等方法。

第十四条定点测厚监（检）测：

（一）测厚监测主要针对设备、压力管道的均匀腐蚀和冲刷腐蚀。在高温硫腐蚀环境下，应重点对碳钢、铬钼合金钢制设备、压力管道进行测厚监测。

（二）实施定点测厚；定点测厚点必须有明显的标示和编号。在裸管上的测厚点，可用耐候耐温漆涂一个直径为3cm的圆作标记；有保温层的设备及压力管道上的测厚点，应安装可拆卸式保温罩（盒）并标上编号。

（三）应对腐蚀减薄量超过设计腐蚀裕度的数据及时核对数据的准确性，如确认无误，应分析原因，提出处理建议。

（四）应对无法通过测厚来检测的腐蚀部位，建立具有针多性的检测方案和防护措施并加强实施。如加热炉空气预热器应加强对烟气硫含量的检测，原料预处理装置两塔塔顶加强排水铁离子检测等。

第十五条在装置运行期间，测厚工作监测部位要求：

（一）监测部位应突出重点，下列易腐蚀和冲刷部位应优先考虑布点：

1、管线腐蚀冲刷严重的部位：弯头、大小头、三通及喷嘴、阀门、调 节阀、减压阀、孔板附近的管段等。

2、流速大（大于30m/s）的部位，如：常减压转油线、加热炉炉管出口处、机泵出口阀后等；流速小于1m/s的管线（包括水冷却器管束），有沉积物存在易发生垢下腐蚀的部位。

3、环烷酸腐蚀环境下的气液相交界处和液相部位；硫腐蚀环境下气相和气液相交界处。

4、流体的下游端（包括焊缝、直管）容易引起严重冲刷的部位及同一管线的热端；盲肠、死角部位，如：排凝管、采样口、调节阀副线、开停工旁路、扫线头等。

5、换热器、空冷器的流体入口管端；换热器、冷凝器壳程的入口处。

6、塔、容器和重沸器、蒸发器的气液相交界处。

（二）输送腐蚀性较强介质的管道，直管段长度大于20m时，一般纵向安排三处测厚点，长度为10-20m时，一般安排两处，小于10m时可安排一处。

（三）介质腐蚀性较轻的管道一般在直管段(两个弯头间的连接管)安排一处测厚点，在弯头处安排一处测厚点。

（四）管线上的弯头、大小头及三通等易腐蚀、冲蚀部位应尽可能多布置测厚点。

（五）管道上同一截面处原则上应安排4个测厚点，一般布置在冲刷腐蚀可能严重的部位和焊缝的附近（主要在介质流向的下游侧）。

第十六条测厚工作不能盲目进行，要有时间节点安排，针对装置生产的不同情况确定测厚监测频率。在线定点测厚频率的确定：

（一）当腐蚀速率小于0.3mm/a或剩余寿命大于1.5年时，应每3月测定1次。

（二）当腐蚀速率在0.3—0.5mm/a或剩余寿命在1—1.5年之间时，应每2个月测定1次。

（三）当腐蚀速率大于0.5mm/a或剩余寿命小于1年时，增加测厚频率，应至少每1个月测定1次；视情况严重性列为监控部位，测厚频率另行商定。

（四）当物料中腐蚀介质含量明显上升时，应适当增加测厚次数。

第十七条在装置停工检修时，应对设备及压力管道的腐蚀状况进行详细检查和评价。

第十八条停车检测应注意的几个方面：

（一）了解设备污垢状况，必要时进行成份分析，数据存档。

（二）调查设备腐蚀及损伤情况，重点调查不能明确的腐蚀形态、类型、腐蚀分布及损伤，应测定设备的壁厚变化；综合各类检测结果，分析腐蚀原因，提出防护措施；做好检修设备腐蚀记录总结，检修后被破坏防腐层须及时修复。

（三）调查设备材料强度的劣化程度，在高温蠕变和热应力作用下的部件有无回火脆性、氢脆、应力腐蚀、蠕变裂纹等情况发生及程度。

（四）对易发生腐蚀的设备如冷换设备的管板、折流板、壳体；加热炉的炉管、弯头；塔器的封头、筒体；反应器的接管、堆焊层等部位要制订详细的检查方案。

（五）在装置停工时，应严格按照工艺技术规程，对含腐蚀性介质的设备进行必要的清洗、中和、钝化等处理，以防止设备腐蚀。

（六）设备防腐选材原则应按中石化《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》SH/T3096-2001和《加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则》SH/T3129-2002执行，同时根据腐蚀调查情况制定相应的材料升级计划及防腐措施计划，积极推广使用先进经验和科研成果。

第十九条对主要生产装置重点腐蚀部位施行特护，停工检修期间实施全方位检查；

第二十条重点检查部位：

（一）反应器：内衬里、堆焊层、塔盘及其他受压元件；热电偶角焊缝及高压紧固螺栓。

（二）塔器容器：重点检查封头、筒体内表面；防腐层、绝热层及衬里；接管法兰及内衬。

（三）加热炉：炉管、弯头；对流室钢结构；吹灰蒸汽管线，炉体、烟囱钢结构。

（四）冷换设备：管板、管箱及换热管；折流板、壳体及防护板；小浮头螺栓，接管及连接法兰；空冷管束翅片。

（五）管道：弯头、T型管、孔板及节流阀下游管段；各种烟道、油浆线以及膨胀节、支吊架等。易发生高温硫腐蚀、酸腐蚀、氢腐蚀及露点腐蚀处。

第二十一条对长期停用的装置和设备，应根据其特点采取相应的防腐蚀措施进行保护，已破坏的要及时修复。

第二十二条设备、压力管道应结合大检修，定期进行防腐蚀油漆工作。

（一）生产装置及主要辅助生产装置设备及压力管道，应根据装置腐蚀情况结合大修决定全面或局部油漆。具有以下情况的必须整改：

1、涂料表面严重失光、变色粉化。

2、涂料表面严重龟裂、爆皮、剥落等。

3、涂料表面大面积鼓泡、锈蚀。

4、涂料表面大面积污损等现象。

（二）总体管架和管道，应根据实际锈蚀情况定期进行油漆，确保管带的安全运行，装置范围内的管架与装置油漆同步进行。

第五章腐蚀检查记录及档案管理

第二十三条设备检查检测档案包括：易腐蚀设备、管线、阀门、法兰、螺栓、弯头等一览表及管线立体图；本车间设备、管线腐蚀检查记录和停车调查报告；本车间管线测厚布点图、管线单线图、设备测厚布点图；因腐蚀而发生的事故报告等。

第二十四条腐蚀检查记录，必须包括油品性质、温度压力、设计原始材质、现实际材质、设计壁厚、投用初实测壁厚等数据；可查的腐蚀数据记录和腐蚀失效记录等工艺设备防腐蚀台账。

第二十五条腐蚀调查记录要真实完整地记录现场情况，包括文字、表格、测厚报告等，必要时配腐蚀部位照片。

第二十六条腐蚀调查记录应有腐蚀速率计算，必要时进行寿命计算；腐蚀调查记录应有综合分析和结论，对腐蚀现象、腐蚀原因、寿命预测等作出综合分析，并对设备更新、下周期检修项目、工艺及材料防腐蚀措施等提出建议。

第六章考 核

第二十七条各装置设备及压力管道防腐蚀管理纳入设备日常管理考核，严格执行设备管理考核细则。

第二十八条各生产装置因设备、压力管道腐蚀而造成泄露，影响装置正常生产，甚至造成紧急停工的，视泄漏情况，依照设备事故管理制度及公司安全事故管理制度实施考核。

第七章附 则

第二十九条本制度经公司总经理办公会讨论通过，自颁布之日起执行。

第三十条本制度由公司设备部负责解释。

附件1

设备腐蚀分析记录表

装置名称： 检查日期： 年 月 №

编号		规格型号		使用日期
设备名称		材质		防腐方法
原始壁厚mm		最小壁厚mm		腐蚀裕度mm
使 用 条 件	介质		压力MPa
温度℃		流速m/s
特殊记事
设备简图和腐蚀部位	部位	检查方法	腐蚀形态与程度	腐蚀类型
（简图）
说 明	腐蚀类型：a.电化学/电偶，b.冲刷，c.缝隙，e.磨损，f.点蚀，g.微生物，h.氢致开裂，i.腐蚀疲劳，j.选择性腐蚀，k.应力腐蚀开裂，l.氢渗透，m.氢破坏，n.晶间腐蚀，o.焊接敏化，p.蠕变现象，q.疲劳开裂，r.剥落等。 检查方法：①测厚，②目视检查（包括内窥镜检查），③渗透（包括着色），④磁粉探伤，⑤超探，⑤射线检查，⑥硬度检查，⑦金相检查，⑧蠕变变形，⑨尺寸检查,⑩涡流检查等。
分析和措施建议	提出人：

2.备品备件管理规定

第一章总 则

第一条为加强**（以下简称“公司”）设备备品备件的管理，保证合理的备品备件库存储备和质量，特制定本规定。

第二条本规定适用于生产车间所有设备备品备件。

第二章组织与职责

第三条设备部职责：

（一）负责备品备件的提报审批工作。

（二）负责车间制定的备件储备定额标准及明细的审核工作。

（三）负责备品备件的监督管理及考核工作。

（四）负责组织备品备件的验收、出入库管理工作。

第四条公司各车间设备员职责：

（一）负责备品备件的提报、使用工作，紧急备件的保管工作。

（二）负责制定备件的备用储备定额标准及明细。

（三）负责制定备品备件的报废标准。

（四）负责备品备件使用台账及报废台账档案建档工作。

第三章管理内容与方法

第五条备品备件的分类：

（一）Ⅰ类备件：采购难、占用资金多、影响生产大、需要加强管理的特护设备关键备件。

（二）Ⅱ类备件：使用寿命较短，经常需要更换且无修复可能的设备易损备件；

（三）Ⅲ类备件：非特护设备的关键备品备件，损坏后有修复的可能。

第六条备品备件储备原则

确定备件配件储备的基本原则是：从企业实际出发，满足设备维修需要，保证设备正常运转，减少库存资金。

第七条备品备件储备标准的制定：

（一）Ⅰ、Ⅱ类备件确保库存量；Ⅰ类备件应优先储备，储备品种也应适当增加。

（二）备件的储备标准按照配件使用工况情况、所属设备重要程度及通用数量进行分级储备。

（二）凡能通用或互相借用的零件，应统一考虑，以减少备件的储备品种。

（三）设备运行一个周期后，将根据配件故障率可对其储备数量进行适当调整。

（四）各车间设备员应以备品备件储备原则为基础，从公司实际出发制定出本专业的《设备备品备件储备定额标准》。

（五）《设备备品备件储备定额标准》的制定要经设备部审核，生产主管领导审批。

（六）日常备品备件要以备品备件的储备标准为依据进行提报。提报要注明该配件储备标准量，实际库存量。

第八条备品备件的提报

（一）车间每月根据《设备备品备件储备定额标准》及现场实际情况制定月度材料提报计划，经设备部审核，生产副总批准后交采购部开始采购。

（二）提报完成后，将提报计划交给设备部存档。

（三）采购部要确保所采购的备件数量、质量和使用期限满足使用部门的生产需要。

第九条备品备件的验收

（一）备品备件入库前必须严把质量检验关，特殊重要备件应到制造厂验收；验收要有验收记录。

（二）验收应包括以下内容：

检查产品合格证、装箱单等资料是否齐全；备件外形有无损坏、锈蚀、变形及其它异常情况；主要几何尺寸、规格、数量是否和图纸资料相符；特殊重要的备件要有产品鉴定书、材质化验单、技术资料，必要时进行物理、化学试验，核实是否与装箱资料相符；电气设备的绝缘备件应作耐压试验。

第十条备品备件的储存

（一）备品备件的仓储要做到妥善保管，做到材质明、图号准、不锈蚀、不损坏、不变形等要求。

（二）库房要根据备品备件的形状特点采取适当的存放、保管方式，比如大机组转子使用专用箱体，立式存放，充氮保护，防止弯曲和锈蚀；轴件垂直吊放保存；圆环件平放保存等。

第十一条备品备件的使用

（一）配件的领用原则上执行以旧换新制度，更换下的废旧废品以报废和利旧分类存放；

（二）备品备件的领用，使用单位要有规定的审批手续和审批制度，首先由使用专业填写专用的备品备件领用单，填写要清楚，不得涂改；交设备部库房管理员领取备品备件。

（三）领用的备品备件未使用完的，必须退库处理；

第十二条备品备件的质量管理

（一）采购的备品备件须有合格证等质量证明文件。

（二）设备配件的材质等更改，必须经过设备部的审核、备案后才能实施。

（三）订购的备品备件尽可能是原设计、制造厂选用的厂家。重大设备、关键部位配件更改原设计、制造厂选用的厂家必须经过设备部的批准，必要时签订技术协议后才能实施。

（四）设备配件在使用过程中，维修（业主）车间做好登记工作，针对配件的使用情况，做出详细的使用周期、质量、服务评价工作，并定期将不合格的设备配件供货厂家反馈给采购部。

（五）设备配件在质保期内出现故障，业主单位应及时联系采购部，与厂家沟通协商。

第十三条备品备件的报废

（一）车间每月10日前，将上月的报废备品备件列出台账，经设备部现场审核通过后，统一送废料区。

（二）当月报废配件应能与当月领取配件明细台账对应无误。

（三）报废台账档案交设备部存档。

第十四条管理考核

（一）备品备件消耗或到货，要在2个工作日内，进行及时更新台账。

（二）加强备品备件的维护保养及卫生清理工作，保证配件良好可靠使用。

（三）每月10日前上报设备部备品备件的库存清单，不得出现多提报、瞒报的情况。

（四）严格执行备品备件储备定额管理办法。

（五）凡违反本制度规定的行为严格按设备管理考核细则考核。

第四章附 则

第十五条本规定经公司总经理办公会讨论通过，自颁布之日起执行。

4.油田管道腐蚀现状 篇四

海洋环境下飞机结构腐蚀疲劳研究现状

介绍了海洋环境下飞机结构腐蚀及腐蚀疲劳的国内外研究现状,重点阐述了服役环境编谱技术、加速腐蚀试验研究、腐蚀防护体系有效性验证、腐蚀损伤评估及疲劳寿命预估技术等几个关键技术问题,并预测了发展趋势.

作 者：张丹峰 谭晓明 陈跃良 ZHANG Dan-feng TAN Xiao-ming CHEN Yue-liang 作者单位：海军航空工程学院,青岛分院航空机械系,山东,青岛,266041刊 名：装备环境工程 ISTIC英文刊名：EQUIPMENT ENVIRONMENTAL ENGINEERING年，卷(期)：6(2)分类号：V250.2关键词：飞机结构 腐蚀疲劳 海洋环境 腐蚀

5.油田管道腐蚀现状 篇五

1. 外防腐技术定义

外防腐技术是当前最行之有效的防护管道的方法, 也是较早被人们应用于生产实践的一种防腐方法, 它与阴极保护相结合是现代管道通常采用的基本保护措施。经常采用的外防腐的方法有在管线上涂防腐蚀的涂层, 用包扎带将管线缠包起来两种, 同时再结合阴极保护就能达到保护的目的。

2. 涂层材料的选择

1) 沥青石油。20世纪50年代石油沥青热浇淋防腐技术首先被前苏联应用, 之所以用沥青石油粘胶带, 是因为它成本低廉, 而且施工容易。

2) 熔结环氧粉末。这种材料被普及是在20世纪60年代, 这种涂层常被应用于管道的防腐。它有很多优点, 比如耐磨, 耐高温, 抗化学腐蚀, 抗氧化性高, 防腐效果极佳等。

3) 聚乙烯。聚乙烯涂层首先由美国于20世纪50年代初研制成功, 这种涂层比较薄, 不透水, 而且耐磨, 无毒, 耐酸碱性高。它的热稳定性高, 寿命也长。通过对其单位成本及使用年限的综合分析, 这种涂层很经济实惠。

4) 三层涂层。所谓三层涂层即底层是环氧粉末, 内增粘胶剂, 再加上两层聚丙烯或聚乙烯。这种采用多层防腐涂层的防腐材料在20世纪80年代被开始使用。单层的环氧粉末不耐冲击而且吸水率很高, 二层聚乙烯涂层的粘结力和阴极剥离不太好, 而这种防腐材料正好克服了以上缺点。

最近几年, 一些相对不错的防腐材料已经开始被大庆油田试用、推广。例如, 改性沥青和聚乙烯胶带等和沥青防腐价格相当的材料。其中聚乙烯胶带现在已被广泛应用在聚氨酯泡沫夹克管防腐过程中, 并且已经取得了很不错的经济效益, 这也为其在非保温管道的应用做了很好的铺垫。环氧粉末和胶带环氧粉末复合结构也已经开始被应用, 只是用量较少, 且价格偏高。

3. 外防腐工艺的选取

管道防腐技术包含三个重要环节:防腐材料、涂敷工艺和施工水平。因此, 在合理选用材料的基础上, 还要配备正确的涂敷工艺才能达到最佳的防腐。目前有三种涂敷技术常被采用, 热浇涂加内外增强带工艺、挤出工艺、静电喷涂粉末涂料工艺还有冷缠绕工艺。

热浇涂缠绕增强带工艺具有简单、设备投资少的优点。但同时它也有一些缺点, 比如玻璃带易折皱、覆盖层的厚度不均匀、有污染。静电喷涂工艺的自动化水平较高, 降低了工人的劳动强度, 而且污染较小, 但它的要求的投资较大, 对除锈的要求较高且耗电量较高。挤出工艺是集成膜、挂胶和缠绕为一体的一种新的涂敷工艺。它比较先进, 克服了冷缠胶带PE成膜和挂胶两步法中的脱胶问题。

近些年来, 我国的覆盖层涂敷技术有很大提高, 正向世界先进水平迈进, 国内的热涂敷石油工艺也已十分成熟, 作业线很多条。对于PE涂敷工艺广泛应用于挤出包敷工艺和作业线很早在各油田小号口径上, 但在缠绕工艺的挤出上还没成熟。我国进展很快的是FBE静电喷涂工艺, 新型复合覆盖层涂敷工艺是由挤出PE及喷涂FBE工艺组合而成, 大体与我国没有差距, 运用PE、FBE等新型复合材料的能力都具备了。

二、内防腐技术

1. 内防腐技术定义

内防腐有很多种方法, 比如使水处理系统与氧气隔绝, 通过改变管线所处环境来防腐;通过使用内涂层、内衬技术等方法。

现在油田一般都使用内防腐技术, 因为这种防腐的效率较高, 能使水力学效率提高, 减少结垢。但内防腐也有一定的局限性, 比如处理金属内部表面难度比较大, 而且容易涂敷不均造成针孔或陋点;由于涂层和金属弹性模量的不一致造成裂纹, 减少使用年限。

2. 内防腐涂料的选择

1) 环氧树脂涂料。这种涂料是由环氧树脂、助剂、溶剂、改性胺类固化剂和颜料组成的, 可分为面漆和底漆两种。这种涂料采用无毒固化剂涂层, 比一般涂料的固体含量高, 固化温度低, 且涂料的气味较小, 耐酸碱、油、水性较强。这种涂料适用于污水罐、污水管线、原油储备等设备。

2) 环氧耐温涂料。这是一种新型的SAT无机材料的改性环氧涂料, 它是针对油田的高温污水腐蚀专门设计的。涂料中间添加的SAT无机材料增强了防渗透, 耐油, 耐化学腐蚀的性能。而且也提高了涂层的耐热性能, 防止高温介质进行破坏作用。大庆等油田的原油储罐及注水管线都是采用这种内防腐涂料, 并且效果显著。

3) 环氧粉末涂料。这种涂料不但具有环氧树脂的优良防腐性能, 而且还具有无针孔, 无溶剂挥发的特点。它是一种热固型粉末涂料, 由环氧树脂, 固化剂, 添加剂和颜料组成的, 使用年限比较长。

3. 管道内防腐工艺

油田管道内防腐工艺有很多种, 管道工业中最常见的是静电热喷涂, 但这种方法成本较高, 且操作复杂。近些年来, 各个油田根据自己的实际状况, 结合国外的先进技术研制出一些新工艺。

4. 衬里工艺

衬里工艺是指金属与非金属材料的结合使用, 这种工艺集合了金属材料强度、刚度较高和非金属材料耐蚀性较好的优点, 使管道在具有强度和刚度保证的同时也具有较好的防腐蚀性。衬里工艺主要有三种:塑料衬里工艺、水泥砂浆内衬工艺和玻璃钢内衬工艺。这里通过塑料衬里钢管简单说明一下内衬里工艺。

内衬里钢管由保证刚度和强度的钢管, 保证耐腐蚀性、耐高温的超薄塑料内衬套和衔接二者的特殊水泥组成。其中钢管可以采用新的无缝钢管, 为节约成本, 充分利用资源, 也可以采用油田的旧钢管。内衬塑料一般采用氯化聚氯乙烯 (PVC) 管以及玻璃纤维增强热固树脂复合材料 (FRP) 管。其中PVC管的价格较低, 耐腐蚀性和可加工性好但工作环境温度不能过高。FRP管化学性能稳定, 耐热性和耐高压性较好。

钢管由经过特殊设计的接头密封, 腐蚀介质只能与耐腐蚀的内衬套和防腐隔离环接触, 这样就能将钢管和接箍保护起来。这种防腐方案可用于油田的生产工作中对石油管线的保护。

三、阴极保护法

阴极保护是在内防腐和外防腐过程中起辅助作用的。

1. 原理

阴极保护法分外加电流保护和牺牲阳极保护。由于大多数的腐蚀都是由原电池腐蚀引起的, 阴极保护就是针对原电池原理给被保护的金属通以足够的极化电流, 将被保护的金属变为阴极, 即阴极极化, 进而达到电化学保护的目的。这种用外加电流的方法在理论上可以达到零腐蚀, 金属长时间在腐蚀环境中不会受影响。

2. 管线的阴极保护

对管线进行阴极保护即对管线进行阴极极化, 将阴极电流加到管线表面, 进而达到管线防腐的目的。

当前, 我国在对管线进行阴极保护时一般采用牺牲阳极的方法, 比如新疆油田, 大庆油田等。而对于注水管线来说可采用高温锌或铝阳极保护, 两者相比, 高温锌阳极效率较高。

外加电流的阴极保护法适用范围较广, 输出的电流大而且可以控制, 但成本较高。牺牲阳极的阴极保护法虽然不需要外部电源, 成本也较低, 但存在能源的消耗及环境污染问题。

四、总论

通过以上对外防腐技术、内防腐技术、阴极保护法的分析研究和介绍, 对油田防腐技术的应用和进一步研发有一定参考价值。

参考文献

摘要：油田管道的防腐措施有三种。一是外防腐, 这种防腐方法在生产实践中应用较早, 现在所采用的防护管道的基本措施是将外腐蚀与阴极保护相结合, 这也是当前最行之有效的防护管道腐蚀的方法。经常采用的外防腐的方法有在管线上涂防腐蚀的涂层, 用包扎带将管线缠包起来两种, 同时再结合阴极保护就能达到保护的目的。内防腐有很多种方法, 比如使水处理系统与氧气隔绝, 通过改变管线所处环境来防腐;通过使用内涂层、内衬技术等方法。

关键词：油田管道,防腐技术,内防腐,外防腐

参考文献

[1]绍波, 水电站不锈钢复合钢板焊接及耐腐蚀技术研究[J].2008.12