腐蚀技术范文

腐蚀技术范文（精选12篇）

腐蚀技术 第1篇

关键词：电阻探针,电感探针,腐蚀检测,带压可拆卸

腐蚀问题几乎各行各业都存在, 而炼油行业在高温高压下进行, 介质有毒有害、易燃易爆, 因而腐蚀在炼油行业中表现尤为突出。腐蚀的监测与检测是整个防腐工作的基础和依据, 是防腐工作“监、管、控”体系当中的第一环, 加强设备的腐蚀监测与检测工作对防腐工作意义重大, 刻不容缓[1,2]。

1 几种常见的腐蚀探针

电化学探针、电阻探针、电感探针是目前在线腐蚀监测中应用比较广泛的几种类型。

1.1 电化学探针将腐蚀看做电池作用, 腐蚀速度与腐蚀电流成正比, 根据腐蚀电流就可计算出腐蚀速度。

1.2电阻探针的测量原理:在腐蚀性介质中, 作为测量元件的金属丝被腐蚀后, 金属丝长度不变、直径减小, 电阻增大, 通过测试电阻的变化来换算出金属丝的腐蚀减薄量, 进而代表壁厚的腐蚀量。

1.3电感探针的原理:腐蚀和改变探针的直接影响电感强度, 进而换算出腐蚀减少量。

它们在应用中, 适用于不同的温度、压力和环境。几种探针也存在不同程度的缺点, 在使用过程中要合理地运用, 才能达到准确、及时的效果[3]。

2 探针的带压可拆卸式安装

在实际现场中, 常使用带压可拆卸式的方法来对探针进行安装。这种安装方式可以在无旁路且不停工的情况下对探针进行拆卸更换。但这种方式大多应用在低温设备、管路, 一般选用耐油垫密封材料, 材质为耐油橡胶石棉板, 法兰密封面选取突密封面。具体安装如图1。

3 不可带压式法兰安装

图2是探针的不可带压法兰式安装。要求被检测的管路管径不小于150mm, 深入管路的探针长度不少于100mm, 短接长度不小于210mm。为了保证探针的稳定性, 常在短接出口处添加环形填料密封圈起到固定作用。

4 结语

无论采用带压可拆卸式安装还是不可带压法兰式安装, 一般在高温下建议在旁路、侧线或其他可切换位置安装, 这样能降低发生意外的几率, 增大安全系数。关于在安装过程中的短接、法兰、阀门的选型、材料、型号、环境参数指标需与管线设计标准一致。

参考文献

[1]王广兵.炼油设备的在线腐蚀监测[J].化工设备与防腐蚀, 2005, 01:44-45.

[2]敖曼, 徐冬东, 毕文军.利用电阻探针对石油设备及管道的腐蚀进行检测[J].辽宁化工, 2007, 36 (2) :126-127.

腐蚀技术 第2篇

作 者：任三元 曹定国 王文亮 REN San-yuan CAO Ding-guo WANG Wen-liang 作者单位：任三元,曹定国,REN San-yuan,CAO Ding-guo(中国航空工业第六○五研究所,湖北,荆门,448035)

王文亮,WANG Wen-liang(海军装备部襄樊航空军代表处,湖北,襄樊,441000)

潜油电泵耐腐蚀性技术研究 第3篇

【关键词】潜油电泵；耐腐蚀性；腐蚀介质

前言

潜油电泵的腐蚀类型主要包括三种，即硫化氢腐蚀和二氧化碳腐蚀，还包括海水及盐类腐蚀，这些腐蚀主要破坏潜油电泵的电机、电机保护器等，同时还会对潜油离心泵和油气分离器、电缆等重要部件造成致命的损害。

1、硫化氢腐蚀机理分析

1.1硫化氢（H2S）对潜油电泵的影响

H2S损坏潜油电机的主要方式是通过破坏潜油电机的绝缘组织、降低潜油电机润滑油的介电强度、腐蚀滑动轴承铜线圈等制造材料来损坏潜油电机。经实践验证，油井硫化氢含量较高时对碳钢和铜材料的腐蚀严重，其中潜油电泵的壳体、潜油离心泵、油气分离器和接头等部位容易被腐蚀损坏。

1.2硫化氢的腐蚀机理

在硫化氢溶液中，含有H+、HS-、S2-和H2S分子，对金属的腐蚀是氢去极化过程。释放出的氢离子具有很强的去极化剂，极易获取电子，促进阳极铁溶解反应，从而使钢铁出现全面腐蚀。呈酸性的H2S水溶液与钢铁和铜作用时，发生的主要电化学腐蚀反应如下：

碳钢和低合金钢是含H2S气田中最常用的管材。经过电化学腐蚀反应产生硫化铁，这种产物的缺陷是与钢铁表面的粘接力差，易发生氧化反应而脱落。

H2S水溶液与钢材作用之后，电化学腐蚀的另一产物是氢，氢原子被钢铁吸收后会破坏基体连续性导致氢损伤。氢原子在腐蚀部位结合成氢分子，不但体积膨胀同时产生氢压，使钢材脆化，这样会引起局部区域发生塑性变形而产生裂纹，导致最终的开裂。

1.3影响硫化氢腐蚀的相关因素：

硫化氢的浓度高低、pH值大小、温度变化和压力值均影响硫化氢腐蚀的速度和严重性。（1）H2S浓度：碳钢在水济液中含H2S为200-400mg/L，H2S水溶液对钢铁的腐蚀最严重；当H2S浓度超过400mg/L时，腐蚀速率随H2S浓度增加而降低。（2）压力：当天然气中H2S体积含量超过15%时，最常发生应力开裂，这是由硫化物造成的。（3）H2S温度：实验表明，H2S水溶液浓度为10%时，将H2S水溶液温度从50℃加热到90℃时，发现腐蚀的速率出现很大提升。但是继续加热到一定温度，腐蚀速率反而随着温度的升高呈现下降趋势。（4）pH值：当pH值小于6时，属于酸性环境时对钢的腐蚀速率较高。

2、二氧化碳的腐蚀分析

2.1二氧化碳的腐蚀类型及对潜油电泵的影响

井液中由二氧化碳所引起的腐蚀有如下类型：

（1）深坑型腐蚀：此种腐蚀过程会在潜油电泵被腐蚀部位周边形成清晰锐利的坑，这种坑的边界明显，在比较短的时间内就可能完全穿透被腐蚀管件的管壁。

（2）均匀腐蚀：此类腐蚀在材料表面分布的比较均匀，腐蚀严重时出现坑蚀。

（3）冲蚀：冲蚀受到气流速度的影响，气流速度越快腐蚀速度越快。在潜油离心泵出口和泄油阀内最易发生冲蚀。

2.2二氧化碳腐蚀的机理

二氧化碳腐蚀在游离水环境中发生，当二氧化碳溶于水时生成碳酸，造成钢材腐蚀，反应式如下：

由上述反应可见，CO2的腐蚀机理一般造成潜油电泵设备出现台状、涡旋状或者点状的腐蚀。点状腐蚀容易形成电池回路，使Fe溶解。腐蚀产物膜影响到CO2的腐蚀速率和腐蚀情况。对于碳钢来说，CO2腐蚀产物膜中存在的主要组成成分就是FeCO3。由于晶粒会累积变大，物质之间能量的相互传递，形成厚厚的CO2腐蚀产物膜，产物膜的最外层由细小的晶粒组成；中间层是颗粒状有孔洞的FeCO3组成；最内层的腐蚀产物较为致密，与基体牢固的结合在一起。

2.3影响二氧化碳腐蚀的因素

从实际应用情况看，影响二氧化碳腐蚀的因素主要有压力、温度和水。其中压力主要指CO2的分压，这是控制腐蚀危害的主要因数。其次是温度，温度是影响CO2腐蚀的重要因数。还有pH值，它的变化决定了潜油电泵的腐蚀类型。

3、海水及盐类腐蚀分析

海水腐蚀潜油电泵产生的主要腐蚀产物就是氯化物，其中包括硫酸盐也是造成潜油电泵腐蚀的一个原因。氯离子会加快金属与合金的溶解速度从而推进腐蚀进程。由于迁移和水解会加快腐蚀的速度，推进自催化反應，所以时间长了会产生严重的孔蚀现象。潜油电泵中的零配件材质也是影响潜油电泵腐蚀程度的相关因素之一。

4、潜油电泵本身保护措施

为了提高潜油电泵的防腐蚀性能，我们除了考虑运行环境和改进构造优化设计外，一般采取如下四种措施：（1）根据潜油电泵运行环境介质的不同，选用相适应的耐腐蚀材料，如挑选不同的钢材。（2）做好镀层防腐，在普通钢材的外边电镀上一层耐腐蚀的合金，作为防腐层来保护潜油电泵不受腐蚀。（3）采用涂层防腐，根据油井温度的高低选用相应等级的涂料。（4）在油井中注入缓蚀剂，以起到减缓腐蚀的作用，降低对潜油电泵的腐蚀。

结论

通过对潜油电泵耐腐蚀性的研究，得出以下结论：潜油电泵的腐蚀主要包括硫化氢腐蚀、二氧化碳腐蚀和海水及盐类腐蚀；在硫化氢溶液中，含有H+、HS-、S2-和H2S分子，对金属进行氢去极化腐蚀；二氧化碳溶于水生成碳酸对电泵产生腐蚀；海水通过其中含有的氯化物对电泵机组产生腐蚀；潜油电泵的各接头采用不锈钢材料、壳体采用镀层或涂层等措施，可保护泵体组织，延缓腐蚀。

参考文献

[1]白广文主编.潜油电泵技术（电气部分）.石油工业出版社，1993：39-44

[2]腐蚀与防护材料及产品手册.中国腐蚀与防护学会编.中国石化出版社，2001.

油套管腐蚀影响因素与防腐蚀技术 第4篇

随着国民经济的快速发展, 油气资源的需求与日俱增, 油气开发利用成为整个国民经济发展的重要工作之一。油套管即为钢管, 通过相应钢管支撑气井井壁、油, 以保证钻井及完井后油井的整个运行能正常有序, 是油井开采的重要构件。然而在实际开采过程因腐蚀问题而导致油套管损坏, 已成为困扰整个油气开采的一大难题。

相关研究人员指出, 油套管腐蚀主要与高压、高温、高含水率等多种恶劣因素有关, 是无法避免的客观问题。然而就现行科技条件不断进步, 研究人员表明, 若及时采取相应防腐蚀技术实施控制与减缓, 可将腐蚀损失减少约20%~25%。因而, 深入分析影响油套管腐蚀的因素, 并即时采用现有的防腐蚀技术成为石油开采的重要工作。

1 浅析油套管腐蚀的影响因素

管材冶金性质与服役环境是导致油套管腐蚀的两大因素, 管材冶金性质主要包含热处理、化学成分以及材料结构等, 而服役环境主要有温度、介质p H值、压力、介质流速、溶液浓度与成分等。

通常情况下, 一旦低合金钢、碳钢与含Cl-、CO2与H2S等腐蚀介质相接触, 会导致油套管出现以下两种类型腐蚀:一种为包括缝隙腐蚀、点蚀与全面腐蚀等在内的失重腐蚀;一种为环境敏感性开裂腐蚀, 多由H2S所致, 有软区开裂、阶梯型裂纹、硫化物应力开裂、应力定向氢致开裂以及氢致开裂等。若以具体的腐蚀介质为基准进行划分, 油套管腐蚀可以分为细菌腐蚀、溶解盐类腐蚀与溶解气体腐蚀。

1.1 细菌腐蚀

细菌腐蚀是油套管腐蚀最普遍的现象, 其中粘液菌、铁细菌、硫酸盐还原菌 (SRB) 是常见的细菌。在相对环境中, 环空内部的液体处于相对静止的状态, 注入其内部的水会随着水量深度的增加而出现温度上升的现象, 如此会为环空内部细菌滋生与繁殖提供有力的空间与条件准备。在多种细菌腐蚀中, 硫酸盐还原菌 (SRB) 造成损失最严重, 占据整个腐蚀比率的半数以上。将硫酸根转化为二价硫, 二价硫与油套管的铁发生化学反应又转化为呈黑色的Fe S, 对油套管造成严重的腐蚀, 这一过程即为硫酸盐还原菌 (SRB) 的腐蚀原理。

硫酸盐还原菌是一种吸收有机物作为营养物质的细菌种类, 其生长速度会随着温度变化而变化。一般情况下, 温度升高10℃, 其生长速度将会提升1.5~2.5倍不等;若超过一定温度, 该细菌的生长作用将会受到抑制, 细菌会出现死亡。硫酸盐还原菌导致油套管出现腐蚀的同时, 其菌体聚集物以及腐蚀造成的产物会进入地层而导致地层堵塞, 如此将会导致注入水压力不断上升, 水量减少, 严重影响到原油开采的产量。

1.2 溶解盐类腐蚀

溶解盐类腐蚀是油套管腐蚀的另一种腐蚀因素。油田中的溶解盐对油套管碳钢的腐蚀有着极大的影响。遇到碱性与重型盐溶液时, 碳钢会发生氧去极化腐蚀作用, 产生化学反应后会生成具有保护性作用的钝化膜。就此程度上而言, 与酸性盐酸溶液相比, 中性与碱性溶解盐的腐蚀速率相对较小。

酸性盐酸溶液中, Mg2+与Ca2+离子会提升溶液本身的矿化度, 增大离子本身的强度, 从而加重腐蚀的局部作用。Cl-是其中导致油套管出现腐蚀的重要阴离子。该离子半径较小, 容易穿透产物膜, 与套管表面Fe2+离子结合作用为Fe CI2, 如此导致低合金钢与碳钢发生腐蚀。而有研究表明, Cl-会降低CO2的溶解度, 一定时间内会降低整个腐蚀的速率。因而, 总体而言, 金属腐蚀速率会随着Cl-离子浓度增大而呈现出由大变小的态势。

1.3 溶解气体腐蚀

油气田中溶解气体会导致碳钢腐蚀, 主要受氧浓度、温度及压力等因素影响。一般情况下, 油田中水溶解的溶液含有少于1 mg/L氧则会引起严重碳钢腐蚀, 如若同时存在H2S气体或CO2, 碳钢腐蚀速率将急剧上升。

实际上, 油气田中碳钢腐蚀的速率与氧扩散势垒、氧浓度有密切联系。氧扩散势垒与碳钢表面有关, 光洁表面, 其氧扩散势垒较小, 碳钢腐蚀速率快。而随着腐蚀运行, 表面的产物膜会扩散势垒。整个腐蚀速率将会逐步降低, 直至最后达到恒定速率。油气中常见的伴生气主要为CO2, 其在水中可溶解, 经过化学反应生成H2CO3, 从而使溶液PH值下降, 阳极铁出现溶解而最终导致碳钢腐蚀。如我国华北大油田, 潜山构造中发现石油中伴生气CO2的含量约为42%, 造成低碳钢的整体腐蚀速率竟高达3~7mm/a不等。其中, CO2会导致局部腐蚀、应力腐蚀或穿孔等。

2 油套管防腐蚀技术

2.1 选用耐腐蚀管材

抗腐蚀的先决考虑因素应为选用耐腐蚀管材, 既要充分考虑材料的性能、成分、理性设计, 又要充分考虑产品的最终性能与生产工艺。

一般情况而言, 选材中应注重遵循两方面要求:首先, 应对选定材料进行评价试验, 充分考虑材质本身的技术可操作性与投入经济所需等因素。其中材质应具备抵抗SWC/HIC、SZC/SOHIC能力, 还应适应特定的酸性环境。其次, 应全面分析油套管的服役环境, 预测及评估碳钢可能出现的腐蚀类型及腐蚀程度, 明确不同井段、不同服役阶段的腐蚀类型。而综合考虑腐蚀介质、井下压力或温度等各方面因素, 双金属复合管是目前应用最广泛的管材材质, 其具有优异的力学性能, 且耐腐蚀性与环境性极强。部分油气田中除了应用金属管为, 还采用类似于纤维增强塑料管或玻璃管等非金属管。

2.2 电化学防腐技术

电化学防腐技术就其原理可划分为阳极保护与阴极保护, 其中后者在油气田的开采利用中应用较广泛。阴极保护可分为牺牲阳极阴极保护与外加电流阴极保护, 两者是根据不同的管材质与其相应服役环境为起点选用对应的阴极保护方法。

有相关研究记载, 实践证明, 采用阴极保护是有效防止或减轻油套管外壁及表面腐蚀破坏的措施。如我国长庆大油田, 自1987年起实施阴极保护, 其油套管的破损率明显降低, 从原来的2.65下降为实施保护后的0.80, 对油套管的保护作用显著。

2.3 涂镀层防腐技术

考虑到管材在复杂且严酷的气候环境下运行服役, 可采用涂镀层防腐技术, 即为在管材表面选涂耐腐蚀涂层材质, 以隔绝外界腐蚀介质。常用的涂镀层有化学转化覆盖层、非金属覆盖层以及金属覆盖层。氧化处理、磷化处理与钝化处理为化学转化覆盖层;无机涂层与有机涂层为非金属覆盖层;热镀、电镀、化学镀、渗镀等为金属覆盖层。

2.4 化学防腐技术

除了上述提及的防腐技术, 化学防腐技术也是一大有力措施。针对腐蚀问题, 可通过加注化学保护溶液以改善注入水的水质, 一定程度上起到防垢防腐作用。其中应注意的是, 所加注化学液应具有防垢、杀菌、缓蚀等多功能功效。较之于上述提及的防腐技术, 化学防腐技术操作简单, 用量少, 且不会改变管材的生产工艺及性能。

3 结语

为进一步推动整个油气的开采利用, 研究人员对油套管运行机理、影响腐蚀因素以及有效防腐技术等进行大规模工作。然而, 就不同尤其腐蚀的环境, 单一的防腐技术都有其自身的使用局限性。因而, 准确把握分析具体油套管的服役环境, 充分考虑腐蚀介质、腐蚀流速、温度等综合因素, 有针对性地从管材、阴极保护、涂层保护等方面实施综合防护, 才可最大限度实现经济利益。

参考文献

[1]谢文江, 魏斌, 陈娟利, 等.含H2S/CO2气田油套管腐蚀与防护技术[J].油气储运, 2010, 29 (2) :93~96.

[2]王军, 毕宗岳, 张劲楠, 等.油套管腐蚀与防护技术发展现状[J].焊管, 2013, 36 (7) :57~62.

腐蚀技术 第5篇

一、工程概况

依兰三矿位于哈尔滨市依兰县达连河镇，副井井筒装备工程由中煤邯郸设计工程有限责任公司设计。井筒直径Φ8.2m，井深736m，井口绝对标高+109.000m，副井、主井及风井巷道已贯通，副井为进风井，该矿为高瓦斯矿井。井筒内管路采用托管梁及防弯装置固定，托管梁采用梁窝埋设的固定方式。托管梁及防弯装置构件均采用喷砂除锈，喷砂达到Sa3.0级，除锈完毕后进行电弧喷锌,厚度为100～150um,接着涂刷环氧封闭漆不少于3道，涂膜总厚度不应小于250um。构件制作与防腐蚀主要工程量如下：Φ426排水管路（分段选择壁厚）3趟，Φ273压缩空气管路1趟，Φ219消防洒水管路（分段选择壁厚）1趟，Φ57供水施救管路1趟，除供水施救管路采用法兰连接外，其余管路均采用套管焊接连接。井筒内管路托管梁共6层，分别在标高-142m、-282m、-422m、-562m、-681m、-685m，所有托管梁均采用梁窝固定，且梁窝需现场开凿。为保证构件加工质量和施工安全，特编制本措施。

二、施工前准备

1、准备好安装施工图纸、规范、标准；编制施工措施，现场技术人员组织作业班组人员学习施工措施，并组织工人熟悉图纸、将制作质量要求及安全事项交待清楚。

2、施工前必须做好施工图详细审阅、图纸会审及技术交底，做好施工工艺方案及及质量验收方案。

3、准备好加工平台，并保证平台平整干净。

4、准备好加工所用的一切工机具。

5、按照图纸、合同要求和现行国家标准对采用的钢材、焊接材料、焊接方法、焊前预热、焊后热处理等在施工前进行工艺评定试验。

6、通过分析和试验，确定较为先进合理的焊接工艺方案。

7、对于所有加工所需外购的材料，到货时必须检查确认符合设计要求和国家有关现行规定，同时具有生产厂家质量证明书。

8、为保证产品质量，电焊工、铆工及放样人员均应实行实名制，责任到人，对本施工措施中不正确或不妥当之处，任何人都可提出好的建议。

9、为方便制作，管路焊接在现场施工。

三、构件制作工序及工艺要求构件加工工序：放样→划线→号料→下料切割→制孔→组对焊接→矫正

1、放样、划线、号料1）结构简单的构件应以设计图中的尺寸进行直接下料。对于结构复杂的构件可采用1：1放大样的方式进行下料。2）放样样板必须用0.25～0.5mm铁皮制作，必须留有制作时焊接收缩余量及切割、刨边等加工余量，所有样板必须注明零件号、板厚、件数、正、反等，并留有放样人员的编号。样板应妥善保管，以防生锈、严重变形等。3）样板应妥善保管，以防生锈、严重变形等。放样结束后，应对照图纸进行自检。并报专职检验人员检验。4）号料前必须了解原材料的钢号及规格，检查原材料的质量，如有疤痕、裂缝、夹灰、厚度不足等现象应调换材料，或取得技术部门同意后方可使用。5）号料的钢材必须摆平放稳，不得弯曲。不同规格、不同钢号的零件应分别号料，并依据先大后小的原则依次号料。6）材料长度不够需要点焊接长时，在接缝处必须注明坡口形状及大小，在焊接和矫正后再划线。7）材料采用气割切割

时，应放出手动气割或自动气割的割缝宽度。自动气割割缝宽度为3mm；手动气割割缝宽度为4mm。8）各种切断线必须打上凿子印，加工线应打上样冲印。

2、下料切割1）正常情况下应以设计图中的尺寸进行直接下料。2）下料前，必须对钢材按规范进行矫正，矫正后的钢材表面不得有明显的凹面或损伤，划痕深度不得大于0.5mm，钢材矫正后的允许偏差见规范。3）下料前必须对零件外形尺寸，零件件数以及材料的规格、类别等了解清楚。要保证合理下料，尽量避免钢材拼接。4）划线后的钢材，必须按照所需的形状和尺寸来进行下料切割。5）加工件焊接坡口可根据图纸要求用氧气割出，对于所有割过的构件，必须将毛刺、熔渣清除干净，对于凸凹不平处应用磨光机磨光、磨平。6）下料时如发现设计尺寸有误，应及时与技术人员联系协商，严禁擅自修改。7）材料切割后，必须进行矫正。

3、制孔1）可采用摇臂钻床或磁力钻进行制孔。2）对孔距要求不高的构件，可采用划线钻孔。对于框架结构节点上两个以上方向有高强度螺栓连接的构件应使用长钻头整体钻孔。3）划线钻孔时，应找准基准线在构件上划出孔的中心并冲出定位孔，作为钻头定心用。要求划线工具用划针、钢尺，以减少误差。4）对于超出误差范围的孔，必须经技术人员同意后，才可扩孔，或焊补后重新钻孔。扩孔后的孔径不得大于原设计孔径的2mm，补孔应用与母材材质相同的焊条焊补，严禁用钢板填塞，并严禁用气割扩孔。

4、钢材下料后的组对1）所有构件在对接时要严格依照下料时的编号和组件图纸进行施工，严防对反、对错。2）所有构件在对接时要严格依照设计的相关尺寸进行施工，严禁随便更改。

5、焊接1）焊工：焊工应经考试并取得合格证后方可从事焊接工作，焊工停焊时间超过6个月，应重新考核。2）环境：

（1）恶劣天气（下雨、刮风、高温及风沙天气等）没有措施禁止施焊。

（2）重要构件焊接一般应在室内进行、室温不得低于5℃。（3）组合点焊：电焊要按照正常焊接要求进行定位点焊。定位点焊所用的焊接材料的型号，应与正式焊接的材料相同，点焊高度不宜超过设计焊缝高度的2/3，且不应大于8mm，点焊应由持合格证的焊工进行。

（4）点焊时，应点焊在构件的内焊道上，不得点焊在构件的外焊道上，严禁在焊缝区以外的母材上打火引弧。点焊焊缝的起弧和收弧处必须进行修理，要修成斜坡形，不得有死角。点焊完毕后，全面检查各部尺寸，直线度、扭曲、几何尺寸等符合要求后，方能正式焊接。

（5）打底焊：（7）在焊接 过4小时为宜，空气潮湿或含盐雾气氛下间隔时间不得超过12小时，否则当工件表面变黄时，应重新喷砂除锈。3）工件喷砂出来不得裸手抚摸。

3、电弧喷涂1）每日施工前用一张洁净白纸在气罐出气口用压缩空气喷纸面3分钟，检查纸面无油、无水、无污物为合格，方可进行喷涂锌丝。2）电弧喷涂需在环境气温高于5℃以上施工，阴雨天或潮湿空气或含盐雾气下喷涂操作必须在室内及工棚内进行。3）喷涂中，喷枪尽可能与工件表面保持90℃±45℃。枪口距工件在150～200mm左右，并调节好电压、电流、参数与气压参数。

4、涂刷底漆、面漆1）配漆应按厂家配比率配比，搅拌均匀。2）刷漆前检查工件是否清洁，用干燥洁净的压缩空气吹净工件再刷。2）再刷 为了尽可能的减小焊接变形，可采用对称焊接法和跳焊法，外力阻止变形法。3）严禁在焊缝处加塞焊条或别的充填物。

6、若钢材采用焊接拼接时，其位置应选择在构件受力较小的部位，连接焊缝必须按构件材料的等级强度条件来确定，并做好焊缝测试记录。

7、拼接构件应编上号，放置在井筒中受力较小的部位，并在竣工图中标明位置。

8、喷砂质量应达到国际通用的瑞典标准Sa3级，氧化层、锈蚀斑点和其它污物必须全部清除，应干燥、无灰尘、无油污，工件表面粗糙底应达到RZ100μm。

9、不规则工件应避免喷射死角，使用交叉喷涂可减少薄点，如果施喷过程中出现锈斑、鼓泡或涂层剥离，应停止喷涂，并作标记，请检查人员和技术员立即作技术分析，并确定补救措施。

10、喷涂层外观应平整、致密，结合状态良好，厚度满足设计要求。

11、涂层表面均匀，不允许起皮、鼓泡、裂纹、漏涂及其它影响质量的缺陷。涂层应按设计要求涂刷，厚度均匀，总厚度平均值不小于设计要求。

附表一构件焊接的允许偏差和检验方法

项次项目允许偏差（mm）检验方法1搭接间隙±1mm样板检查2坡口角度±5°3焊缝余高0.5～3mm4焊缝错边＜0.1倍母材厚度且不大于2mm用焊缝量规检查5构件端面垂直度1/1000角尺和钢尺检查 附表二螺栓孔距加工允许偏差

项次项目允许偏差（mm）检验方法1同组螺栓相邻两孔距（mm）≤500±0.7尺量检查任意两孔距（mm）≤500±1.0500～1200±1.2相邻两组端孔距（mm）≤500±1.2500～1200±1.51200～3000±2.0＞3000±3.0

六、安全技术措施

1、焊接时一定要保证焊条在焊接时焊条干燥，严禁使用药皮脱落或焊芯生锈，烘干温度过高或受潮的焊条、焊剂烘培必须有记录。

2、沿焊缝每边30～50mm范围内的铁锈、毛刺及油污等必须清除干净。施工前，焊工应复查焊件焊区的处理清理，如不符合要求时，修整合格后方可施焊。

3、施焊前，焊工应复查焊件接头质量和焊区的处理情况，当不符合要求时，要经修整合格后方可施焊。不准用重锤击打所焊的构件，以避免产生裂纹，在焊接过程中，应保证焊缝能够自由收缩。焊工应遵守焊接工艺，不得自由施焊及在焊道外母材上引弧。

4、工程材料要符合设计规定的质量，并具有材质证明和产品合格证，不合格着不得投入使用。材料的变更和代用必须严格执行审批手续。

5、焊接前，要编制焊接工艺评定方案。参加施工的焊工要采用与实际焊接相同的焊接工艺焊2－3道焊缝试件，经考核合格，方可上岗施焊。

6、在加工时，每种构件批量加工时，质检员必须严格把关，严防出现尺寸误差，避免返工。

7、大、长构件在加工时，必须注意相互之间的安全，操作必须一致。

8、大、长构件在堆放、搬运时，要注意平稳，严防变形。

9、大批构件在加工时，要仔细核对加工尺寸反复效验，严禁出现大批量加工误差而造成原材料浪费。

10、在加工过程中，施工人员应按照设计工序施工和检验，当上道工序合格后，方可进行下道工序施工，禁止上道工序不合格转入下一道工序施工。

11、所有的构件在出厂前，必须将构件上的焊渣等清理干净，并经建设单位检查合格后方可出厂。

12、多层焊应对层间进行检查，将发现的缺陷消除后方可继续焊接，必须清根的双层焊缝，应在清根后检查其表面有无缺陷。

13、加工制作及组合时，图中若有设计说明应严格按照各零部件的设计说明执行，否则按规范执行。

14、构件的焊缝要求严格按图纸施工，对焊缝无特殊要求的，焊缝高度不低于母材较高者厚度。

15、焊缝检查首先外观检查，若发现焊缝质量不符合焊缝等级要求和焊缝出现裂缝的，必须查明原因并进行返工处理。焊缝表面不得有裂纹、焊瘤、烧穿、弧坑等缺陷。

16、构件焊完后外侧必须用砂轮打平，使表面平整、光洁.17、构件上的孔应按图纸上的尺寸来制孔,孔的允许偏差按规范要求执行,严禁出现扩孔和补孔。

18、施焊前必须对焊接设备进行检查，并确认其工作性能稳定可靠。

19、加工人员要佩戴好防护用品，严禁焊渣等飞溅伤人。20、气割作业现场必须配备消防装置，如灭火器、砂箱及盛满水的水桶等。

21、严格执行氧气瓶、乙炔瓶及各种减压器的使用规则和安全注意事项。

22、气割、点焊场所附近不得堆放易燃易爆物品，不可在易燃易爆物品的场所进行气割作业。

23、夏天气瓶受阳光暴晒，露天使用时应设临时棚、罩遮蔽。另外，还应防止气瓶直接受高温热源直接受高温热源辐射，以免气体膨胀发生爆炸。

24、使用气割时，气瓶距工作地点必须在10m以上，且气瓶间距不应小于5m。

25、施工中应严格遵守临时管理制度，所有电气设备必须保证接地良好，且配电柜加装漏电。

26、焊接设备的安装、修理和检查必须由电工进行。焊机在使用过程中发生故障，焊工应立即切断电源，通知电工检查修理，焊工不得随意拆修焊接设备。

27、电源进线、焊接电缆等绝缘必须良好，不得破皮。

28、焊接地点应保证通风良好，防止焊工中毒。

七、安全保证措施（1）建立以项目部经理为首的现场安全管理小组，负责施工现场安全生产和文明施工管理监督和检查工作。为做到安全工作层层落实，质量安全小组设专职安全员，班组设安全检查员。

（2）做好安全生产的宣传工作，在施工现场的醒目处，要设置大幅安全标语，并在施工现场设置各种安全色标和安全警示标志，引起施工人员对安全的高度重视。

（3）设置安全事故控制点，做到人人抓安全，个个明确防范重点，事故控制的管理工作应做到分工负责、专人落实，并且应做到管理制度健全无漏洞，检查无差错，设备无事故，人员无违章，安全措施有针对性。

（4）严格执行“现场安全检查制度”，严格按照“安全事故隐患整改单”，责成限期整改达标，各级安全员进行周检和巡回安全检查，安全员应进行日常跟踪检查工作。

（5）严格执行工伤事故的调查和申报制度，按照“三不放过”的原则查明原因，分清原因、分清责任，提出防范措施。

（6）严格执行安全责任制：实行“安全管理奖罚制度”,安全与效益挂钩，凡发生一般性安全事故扣罚责任人及班组奖金，重大伤亡事故按有关条例执行，直至追究刑事责任。

（7）各工种进场前，项目部组织安全教育，贯彻有关安全文件精神，宣讲现场规章制度，对作业队各班组进行安全生产方面交底，双方签字，对安全生产引起高度重视。

（8）加强机电管理，专机专人，非机电人员严禁操作机械设备，各种机械要有专人保护，接地接零，装设漏电保护器。

（9）凡参加施工人员，必须学习本措施及起重、高空作业的有关规定，树立安全为天的思想，每班施工前要开安全会，有指挥者或安全技术负责人讲清当天有关安全事项，严禁冒险作业。

（10）施工人员在施工中，除注意自身安全外，还应注意监督周围人员的安全，严禁在工作中嬉戏、打闹，注意力要集中，时刻留意危险信号。

（11）所有施工人员要熟悉施工方案，指挥者对施工者明确分工，并讲明各步施工方法和注意事项，使施工人员做到工作任务明确，施工方法清楚，安全注意事项明白。

（12）开好班前会和周安全会活动，随时检查、出现不安全事项，及时处理。

腐蚀技术 第6篇

关键词：海港工程；钢筋混凝土腐蚀；原因；防护技术

我国在改革开放之后就非常重视建设港口和航道，尤其是进入二十一世纪，国家加大了资金投入和技术投入，我国海港工程取得了很大的成就。但是在建成后，经过海水的侵蚀等影响，工程各建筑钢筋混凝土腐蚀现象严重，造成严重的浪费，而且水上建筑物维修的时候存在危险，尤其是在海啸、海风等天气，所以国家和相关部门要重点研究。

一、海港工程钢筋混凝土腐蚀的表现

第一，钢筋混凝土出现断裂问题，部分脆弱位置被腐蚀，时间累积后导致断裂，还有就是全部在海水下的钢筋混凝土整体被腐蚀；第二，钢筋混凝土沿着结构的方向受到腐蚀，这样就会先裂开，然后倒塌，这主要就是表面的防腐蚀图层厚度不达标，或者图层本身防腐蚀的能力弱，而且还受到热胀冷缩的影响；第三，钢筋混凝土沿着结构的方向裂开后，缝隙会越来越宽，逐渐整体就会有坍塌、断裂的危险；第四，上面三点共同作用，海港工程整体的抗压能力就会减弱，即使表面看不出问题，但是一旦受到挤压、海风等，就会出现严重的后果[1]。

二、我国海港工程出现钢筋混凝土腐蚀的原因分析

钢筋混凝土是由钢筋和混凝土共同构成的，所以出现腐蚀的原因主要有两个，即钢筋被腐蚀和混凝土被腐蚀。一方面，混凝土受到腐蚀。上文已经提到，海港工程的钢筋混凝土主要就是由钢筋和混凝土构成的，混凝土包裹着钢筋，主要就是保护钢筋不受伤害，但是现有技术水平有限，混凝土自身的缺陷无法抗击海水等非地面常见因素的腐蚀，混凝土是由沙石和水泥等混合而成的原料，从它的构成就可以了解，它存在一定的缝隙，这些缝隙以孔的形式存在，那么在受到海水侵蚀的时候，如海水中的氯元素从这些缝隙进入，使缝隙越来越大，导致混凝土受到腐蚀，相应的也就失去保护钢筋的作用；另一方面，在混凝土被侵蚀后，钢筋也会受到侵蚀，但是钢筋受腐蚀与外面混凝土的薄厚有很大的关系，外表的混凝土比较薄，那么受到海水侵蚀的时间快，主要就是受到海水各类化学元素的影响，那么里面钢筋就会受到海水的影响，而如果表面的混凝土较厚，那么这个过程就是综合各类因素影响，里面钢筋容易受到天气情况、人为污染液体排放和海水自身的三重冲击，混凝土会全部损坏，钢筋也逐渐被腐蚀，出现断裂的现象[2]。

三、关于钢筋混凝土腐蚀防护技术措施的合理思考

明确钢筋混凝土受腐蚀的原因后，采取相应的手段加以防护是工作的重要内容，在现有技术水平的基础上，国家加大投入，提高防腐蚀防护技术，而且也要提高设备的先进性，保证人员操作规范。关于钢筋混凝土防腐蚀技术的思考主要有以下三个方面：

（一）提高制作混凝土的技术。提高海港工程钢筋混凝土的防腐蚀功能，首先要注意的就是提高制作混凝土的技术。现有制作混凝土的技术只适用于路面建筑，缺少海面上腐蚀方面的研究，所以要减小混凝土的缝隙，现有的先进技术就是加入煤炭的粉末，这样可以起到填充缝隙的功能，那么在投入使用后，海水中有害元素就不能从这些缝隙进入建筑内部，大大延长它受腐蚀的时间。此外，加入煤炭的粉末还能使混凝土更有“弹性”，这样可以保护钢筋结构，而且也可以加入一些不可溶性的胶状物，达到零缝隙的效果。

（二）在钢筋混凝土中加入自动防锈物质并提高除锈设备的先进性。一方面，根据多年的事实证明，钢筋混凝土受到腐蚀是导致海港工程出现事故、影响经济效益的重要原因，所以结合国内外先进技术，在提高混凝土的性能的基础上，还要通过添加一些物质来防腐蚀，现有的主要就是硝酸钙粉末、亚硝酸钙粉末等，将它们添加到混凝土和钢筋的制作过程中，可以自动防护腐蚀，但是要先进行测试；另一方面，提高除锈设备的先进性，现阶段的除锈设备笨重，操作起来非常困难，所以要将除锈设备的体积减小，并且制作人工智能机器人进行操作，不仅提高工作效率，也减少人员伤亡[3]。

（三）在钢筋混凝土表面涂上防腐蚀的物质。除了上面两点内容外，还要注意在钢筋混凝土表面的防腐蚀操作，主要就是在表面涂上具有防腐蚀功能的物质。这个原理与地面建筑表面涂料相似，就是通过这种物质，阻止外力对涂料下面钢筋混凝土的腐蚀，也减少自然天气等的影响，如酸雨、日照、潮湿天气等。这种物质包括上文中提到的非可溶性胶，同样具有高吸附力和防渗透的功能，在钢筋混凝土表面涂上这种物质，可以填充缝隙，但是当前我国的这种物质吸附能力比较弱，在一定时间内就会脱落，所以要通过研究提高它们的吸附能力。这个过程要注意考虑环保的问题，也就是所有的原料应该符合绿色建筑的要求，生产的能耗要低，产生的废弃物要尽可能少，而且尽量使用可持续使用资源，这样可以在实现防腐蚀功能的同时，保证环境效益，而且也减少维修等产生的费用。

四、结论

总之，海港工程对我国经济增长有重要的贡献，尤其是发展贸易，所以国家和相关部门一定要重视起来，提高工程原料的防腐蚀能力。除了文中提到的内容外，国家还要提高信息化水平，加大对相关专业的投入，提高他们的教学水平，为我国海港工程做好人才储备。

参考文献：

[1]石建光，余志勇，林挺宁，李钢.沿海混凝土桥梁工程的腐蚀环境评价以及耐久性设计要求[J].混凝土，201.

[2]王铠.论水对混凝土腐蚀强度公式与混凝土工程实践——2012年《岩土工程勘察规范》全面修订的建议[J].勘察科学技术，2012.

腐蚀技术 第7篇

当前,材料的大气腐蚀行为及规律性研究主要是采用大气户外暴露及室内加速试验中试样的质量变化和形貌分析来开展的,这种传统试验方法十分繁琐,而且试验结果过于粗糙,给大气腐蚀的研究带来了一定困难。当前,研究大气腐蚀的主要电化学方法仍是大气腐蚀监测(atmospheric corrosion monitoring,ACM)技术[1,2],它通过腐蚀电流讯号强弱来真实地再现大气腐蚀过程,且能连续自动监测,可获得随机腐蚀数据,特别是针对薄液膜下金属大气腐蚀的电化学研究,现已被认为是一种比较成功的大气腐蚀研究工具[3]。为此,本工作结合材料大气腐蚀的传统研究方法失重法与ACM技术探讨A3钢的室内加速大气腐蚀行为及规律性,并考察了失重法和ACM技术之间的相关性,以评估在实验室内ACM技术替代传统方法的可能性。

1 试 验

1.1 试验材料

将100 mm×50 mm×3 mm的A3钢材料去掉表面污物、脱脂、精确称重到0.001 g,置于干燥器中待用。每周期试验结束后,取三块平行试验试样,按照ISO 8407[4]的规定除去试样上的腐蚀产物,称重。

1.2 试验方法

实验室中性盐雾加速腐蚀试验[5]利用ISO型盐水喷雾试验机进行,其试验参数为:喷雾介质 3.5%NaCl,pH值 6.5～7.2,试验箱温度 (35±2) ℃,连续喷雾,24 h为一周期,共七周期。

实验室凝露状态下SO2气体腐蚀试验[6]利用气体腐蚀试验装置试验进行,其试验参数为:SO2通入量分别为37,370,740 μg/L,SO2一次性通入箱内,相对湿度 100%,温度 25 ℃,24 h为一周期,共五周期。

实验室内加速试验ACM监测均采用Cu/Fe电偶电池探头,且探头和A3钢试样平行放置,试验中探头长度方向与水平面成45°角放置,并定期将ACM自动记录的数据传输到计算机进行分析、计算[2]。

2 结果与讨论

2.1 实验室A3钢中性盐雾加速腐蚀试验

将A3钢试样和ACM电池同时放入中性盐雾试验箱,在不同试验周期下测得实际A3钢试样腐蚀速率,同时也获得了由ACM腐蚀电量计算所得到的A3钢腐蚀速率。图1为两种方法得到的A3钢腐蚀速率随时间的变化情况。

利用最小二乘法对由A3钢试样失重和ACM电量计算获得的腐蚀速率VA3和VACM分别进行线性模拟,得到线性方程分别为:VA3=-10.336 67+39.242 61t, R=0.983 39;VACM=172.344 94+257.710 04t, R=0.992 13;其中t为试验时间(d)。结果表明:A3钢试样的失重及同步ACM电量都随时间线性增加;由两种方法获得的腐蚀速度线性模拟曲线间的相关性非常好,两条直线基本呈平行状态;根据由ACM电池电流计算的腐蚀速率与传统失重法获得的腐蚀速率之间的比值,可求出两种方法的相关因子为8.7。

图2和图3分别为7个试验周期的中性盐雾加速腐蚀试验中ACM电流及积分电量的变化情况。结果表明,每个试验周期的ACM电量呈线性增加,且从第一周期到第七周期直线斜率呈递减趋势,试验后期A3钢的腐蚀电流开始降低。造成该结果的原因可能是:盐雾促使钢表面形成一层电解液层,一方面在表面迅速形成无数个腐蚀微电池,另一方面增强了薄液膜中的导电性;同时Cl-具有很强的侵蚀性,它不仅起到导电介质的作用,而且会破坏Fe(OH)2保护膜,故试验刚开始时腐蚀速度迅速增加。在腐蚀进程中,O2不断通过由Cl-造成的Fe(OH)2局部溶解裂纹传输到内层,逐步把Fe(OH)2氧化形成FeOOH,同时部分FeOOH会逐渐脱去水分形成更加稳定的难溶物γ - Fe2O3。因此,随腐蚀时间延长,铁锈厚度增加而且很稳定,导致内层电解液和Cl-供给不断减弱,腐蚀也随之减慢。

2.2 实验室凝露状态下A3钢SO2气体腐蚀试验

将A3钢试样和ACM电池同时放置到SO2气体腐蚀试验箱内进行凝露状态下SO2气体腐蚀试验,以研究A3钢在37,370 μg/L和740 μg/L SO2气体中的腐蚀行为及规律。在每次试验开始时,一方面要保证试样和电池平行,另一方面还要保证电池与进气口的距离保持不变,以防因此而影响试验结果。

2.2.1 A3钢试样腐蚀试验结果

A3钢试样在SO2气体腐蚀试验中变化得非常快,在数小时内就变暗,24 h后就几乎变黑。一周试验完成后,铁上生成一层约0.1 mm厚的棕色沉淀物和黑色沉淀物,并且局部地方有黄棕色Fe(OH)3瘤状物形成,对该暗色沉积物加入盐酸溶解并滴加氯化钡,其呈现出硫酸钡盐的反应,说明硫已经从四价态氧化到了六价态;此外,在酸性状态下,向沉积物溶液中加入铁氰化钾时生成普鲁士蓝沉淀,加入硫氰根离子后呈现红色,证明沉积物中同时含有二价铁和三价铁。经分光光度计定量分析表明二价铁含量占绝大多数。

A3钢试样在不同SO2浓度下的腐蚀失重结果见图4。由图4可见,随着SO2浓度的增加,A3钢的腐蚀速率也相应增加;且在每一浓度下A3钢腐蚀速率随时间直线增加。在不同SO2浓度下,A3钢的腐蚀动力学方程表示如下:

37 μg/L时 VA3=-2.342+4.674t R=0.855 75

370 μg/L时 VA3=9.080+19.600t R=0.988 94

740 μg/L时 VA3=7.100+25.412t R=0.984 07

式中 VA3——A3钢试样的腐蚀速率,g/cm2

t ——凝露状态下SO2气体腐蚀试验时间,d

R ——相关系数

2.2.2 ACM腐蚀电流及腐蚀电量试验结果

A3钢在每一SO2气体浓度下的腐蚀试验都采用ACM进行了同步连续监测。不同SO2浓度下,ACM腐蚀电流随时间变化的监测结果见图5。

由图5可知,不同SO2浓度下ACM电流变化表现出很强的规律性。在每一周期开始通入SO2气体时,电流急剧增大至5～25倍,并在1 h内达到最大值,然后在接下来的3～4 h内降到比本周期开始值稍高或接近的状态。这可能是刚通入气体时SO2迅速在锈层上吸附,加速了腐蚀,造成ACM电流急剧增大的结果。然后SO2不断地被锈层吸附和溶解于水,减少直至几乎消失,而ACM电流也相应地减小并稳定下来。Schikorr曾指出锈蚀的铁吸附SO2就像碱液滤纸吸收SO2一样快,并且这种吸收作用的继续和相对湿度及温度无关。

不同SO2浓度下ACM电量随时间的关系见图6。

试验结果表明:随SO2浓度增加,电量增加;三种SO2气体浓度下ACM电量曲线都接近于线性变化,且相关性很好。这与图4中A3钢失重速率表现的结果很相似。具体的拟合方程如下:

式中 Q——ACM电量,C/cm2

t——凝露状态下SO2气体腐蚀试验时间,d

R——相关系数

2.2.3 A3钢腐蚀失重和ACM电量之间的相关性

不同SO2浓度下,由ACM电量计算出的A3钢腐蚀失重和A3钢试样实际失重之间的比值获得的相关因子结果见图7。由图7可见每一SO2浓度下相关因子很稳定,但随着浓度的增加,相关因子也相应地增加。中性盐雾试验和SO2气体腐蚀试验结果表明,采用ACM技术可以成功地进行碳钢和低合金钢的大气腐蚀行为、规律方面的研究,用ACM技术所获得的结果与用传统的失重法获得的结果间具有极好的相关性。同时与传统方法相比,ACM技术能反映出整个试验周期下的任意时间时钢的腐蚀行为信息,而不像传统暴露腐蚀试验那样,只能取得试验周期的平均信息。

3 结 论

(1)中性盐雾加速腐蚀试验表明:A3钢试样腐蚀失重随时间呈直线增长,ACM电量也表现出相同的趋势,两者存在良好的相关性,相关因子为8.7;ACM技术能反映出中性盐雾加速试验下A3钢的腐蚀行为。

(2)实验室凝露状态下A3钢SO2气体腐蚀试验表明:随着SO2浓度的增加,腐蚀加剧,且相关因子也随之增加;但在每一SO2浓度下试验,A3钢腐蚀呈直线增加;基于传统失重法和ACM电化学手段两者之间很好的相关性,实验室凝露状态下SO2气体腐蚀试验也可采用ACM技术来进行研究。

(3)对比室内加速实验结果证实,用ACM技术替代传统失重法研究大气腐蚀是可行的。

摘要：采用大气腐蚀监测(ACM)技术结合传统的失重法研究了A3钢在中性盐雾加速腐蚀试验和凝露状态下SO2气体加速腐蚀试验下的腐蚀行为及规律,并探讨了两种方法的相关性。结果表明:ACM技术与失重法间的相关性良好,ACM技术在某种程度上可替代失重法作为研究A3钢室内加速腐蚀行为及规律的有效、方便、快捷的手段。

关键词：大气腐蚀监测技术,失重法,实验室加速试验,腐蚀行为

参考文献

[1]Mansfeld F,Tsai S.Laboratory studies of atmospheric cor-rosion——Ⅰ.Weight loss and electrochemical measure-ments[J].Corros Sci,1980,20(7):853.

[2]萧以德,周学杰,张三平.低合金钢大气腐蚀的电化学研究[J].腐蚀科学与防护技术,1995,7(3):200.

[3]汪俊,韩薇,李洪锡,等.大气腐蚀电化学研究方法现状[J].腐蚀科学与防护技术,2002,14(6):333.

[4]ISO Standard 8407,Corrosion of metals and alloys——Re-moval of corrosion products from corrosion test specimens[S].

[5]GB/T10125,人造气氛腐蚀试验——盐雾试验[S].

油井的腐蚀及防护技术 第8篇

1 油井管材腐蚀现状分析

1.1 油管腐蚀

当前的环境决定了油管腐蚀的形式主要是电化学腐蚀, 工作中油管受到高含水率流体流动的作用, 在管内壁形成了腐蚀电池, 由于电池的电势较低, 这种流体环境造成的油管内壁的腐蚀程度较轻。对气井来讲, 油管中的油套环被腐蚀介质包围, 在其表面会发生冷凝作用, 形成了腐蚀电池, 对管壁腐蚀的结果是在管内壁上生成疏松的硫化铁膜, 金属作为阳极而迅速破坏。对于安置了封隔器的油气井, 缓蚀剂在油套环空间内形成了很好的保护膜, 不至于对外壁腐蚀。

1.2 油井套管腐蚀

由于原油中含有大量硫成分, 地层中又含有各种盐类物质、溶解氧以及其他有害气体, 这些物质均以离子的形式分布在油井套管周围, 它们的相互作用即发生了化学或电化学反应, 结果导致了油井套管的腐蚀损伤。另外, 水介质中所含的酸根、氢氧化根和氯离子, 又会导致油井套管的化学腐蚀速度加快。对于地层中的盐碱成分形成了电介质, 分布在油井套管周围与之形成电化学腐蚀。因此, 油井套管的化学与电化学腐蚀是其损害的主要原因。

1.3 油井钻杆腐蚀

油井钻杆的工作条件十分恶劣, 特别是受到溶解氧的腐蚀最为严重。溶解氧腐蚀是氧去极化腐蚀, 腐蚀表面产生棕褐色腐蚀物。最严重的是在钻杆表面发生局部腐蚀, 出现凹坑或沟槽, 加剧了钻杆的腐蚀, 导致钻杆局部损害严重。

2 油井材料腐蚀原因分析

2.1 溶解盐类的影响

一般油田采出的水中都溶有大量的盐类, 具有很高的矿化度, 沿海油田更高, 盐类含量越高, 水的导电性就越强, 加速了金属表面阴、阳离子的相互作用, 使附着物不能在金属表面沉积形成。氯化物、硫酸盐、重碳酸盐是油田水中常见的溶解盐类, 氯离子、硫酸根离子的腐蚀性较强, 更容易造成腐蚀破坏, 使金属表面上的氧化膜遭到严重破坏, 因此氯离子、硫酸根离子也是使碳钢产生点腐蚀的主要原因。

2.2 腐蚀性气体的影响

油田中腐蚀性气体主要有二氧化碳 (CO2) 、溶解氧、硫化氢 (H2S) 等, CO2的腐蚀主要表现在它的氢去极化腐蚀, 当游离的二氧化碳 (CO2) 与水化学反应时, 产生碳酸离子, 使水的酸性增加, 加速了金属保护膜的破坏速度, 产生的腐蚀物又是易溶的, 金属表面没有防腐物时, 又进一步加剧了金属的腐蚀作用。

当硫化氢遇水即发生电离, 电离出的氢离子成为强去极化剂, 转到金属阴极获得电子, 加速了阳极铁溶解反应而导致金属材料的全面腐蚀。油田水中的硫化氢主要来自含硫油田伴生气在水中的溶解, H2S对金属材料的电化学腐蚀并向金属材料内部渗透, 使金属材料在应力作用下发生脆性断裂, 即氢损伤。其中溶解氧的浓度对金属的腐蚀影响非常大。实验表明, 含氧量在0.1m L/L左右就能引起严重的腐蚀, 随着氧浓度的增加金属材料的腐蚀速度加快。腐蚀表现形式主要是局部腐蚀。

2.3 p H值和温度的影响

一般在酸性溶液中金属的腐蚀速度会随p H值的增加而减小;对于p H值为中性的溶液, 由于氧去极化反应占主导, 它不影响金属的腐蚀速度。当p H值呈碱性时, 导致金属钝化现象, 反而使腐蚀速度减小。流体的p H值不同, 溶解在水中的H2S离解成H2-和S2-的百分比不同, 对腐蚀的影响不同。油井采出的水或泥浆的p H值一般在6~9之间。在这个范围内, p H值对金属材料的腐蚀一般没有显著的影响。金属电化学腐蚀中的阴极与阳极反应的速度均随着介质温度的上升而加快。温度越高, 腐蚀速度越快。资料表明, 每当介质温度升高10℃, 金属腐蚀的速度约提高30%。因此, 对于高温油井, 要注意介质温度的影响, 它是一个不容忽视的因素。

3 油井的防护技术措施

油井的防护措施如何, 决定了设备的使用寿命, 对减少事故率, 节约生产成本, 降低材料损耗, 提高生产效率大有益处。由于油井的生产条件各不相同, 对于具体的油井要做具体的分析, 要研究具有应用强、针对性好的工艺方法来预防和治理腐蚀。纵观国内外油井的防护, 主要从以下几方面考虑。

3.1 合适的管材

选用耐蚀材料。不锈钢、陶瓷等材质的配件工具, 玻璃钢、碳纤维抽油杆等, 在腐蚀严重油井都具有非常好的应用效果, 但是成本较高, 若使用成本较低的普通碳钢油管, 使用寿命短, 需要频繁更换, 普通碳钢油管的使用寿命期限也较难把握。目前耐蚀合金管材防腐效果较好, 价格高, 国内中低油气井中很少选用。

选用高压溃套管。它的特点是下井深、重量轻、内径大, 常用于3000m以上的油井中。近年已普遍使用日本住友金属工业公司及日本钢管 (NKK) 公司的系列防腐蚀套管, 效果很好。

选用特殊螺纹油井管。从国外进口的特殊螺纹油套管在深井、超深井、高压气井以及稠油热采井、定向井、重腐蚀井中广泛使用。有人统计, 其市场占有率超过22%。特殊螺纹油井管的连接强度高, 密封性能好, 适用于高压气井、油井和热采井。抗弯能力强, 适用于斜井、大位移井、水平井。上扣容易, 可快速上扣且不易错扣, 适用于沙漠、海洋等恶劣环境下的钻井作业。

选用抗CO2腐蚀油井管。主要用于CO2含量高腐蚀严重的油井, 有时还用于CO2、H2S、Cl-共存包括H2O的腐蚀介质中。国外有比较成熟的产品。除APISpec5CT列有个13Cr钢级 (L80-13Cr) , 各生产厂均建立了自己的非API钢级。以川崎制铁为例, 其非API的13Cr有个级, 其中, 后4个钢级称为超级13Cr。

国外有比较成熟的产品。除APISpec5CT列有个13Cr钢级 (L80-13Cr) , 各生产厂均建立了自己的非API钢级。以川崎制铁为例, 其非API的13Cr有个级, 其中, 后4个钢级称为超级13Cr。为了能在CO2、H2S含量较高的环境中, 材料的防腐性能更加稳定, 常采用高含量的Ni、Cr不锈钢和Ni基合金, 但由于价格较高, 国内外又研制出含量在2-5%Cr元素的抗CO2腐蚀型经济油管。

3.2 对管材进行表面处理

管道内壁防护方法有:界面防护, 包括涂防腐层电化学保护;化学药剂防护, 如缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等;目前应用最普遍的是采用界面防护中的防腐层, 也称内涂层。常用的涂料有:环氧型、环氧酚醛型、聚氨酯和漆酚型等主要基料。底漆涂料:一般多掺加铁红素、铬黄类等具有钝化性能的颜填料;中间层和面层涂料:多掺加鳞片或玻璃微珠, 以提高其抗渗透能力。

管道防腐层涂装技术, 主要有溶剂型旋喷涂敷工艺、熔结环氧涂层涂敷工艺、薄膜衬里工艺、水泥砂浆内衬工艺、连续涂敷工艺等。该工艺适用于单根管材的工厂专用生产线上集中涂敷。常用涂料为溶剂型涂料, 底漆和面漆二者配套使用, 一般是一道底漆和二至三道面漆。

对管材进行热处理渗氮工艺防腐也是一项广泛采用的防腐手段。渗氮工艺较为简单, 常被用于油井管道的外表防腐, 它有良好的抗腐蚀性和耐磨性, 但是, 不适用于腐蚀性较强的环境中。

3.3 溶解氧引起腐蚀的防护

溶解氧在水中对金属设备等危害很大, 针对腐蚀作用机理, 腐蚀的防治着眼于在金属表面上形成薄膜吸附层, 使金属与介质隔开, 主要从以下几方面考虑:

1) 绝氧—采取措施隔绝空气, 避免氧气的溶入。如注入水罐上方用天然气保护等。

2) 除氧—溶解氧不仅引起设备的腐蚀, 还能引起油田助剂的损坏。因此为安全起见, 在注入水中加入亚硫酸钠、甲醛、硫脲、联氨等还原性物质除氧。

3) 阴极保护—把被保护的金属件做为阴极, 使足够的电流通过侵入水中的金属阻止腐蚀。

4) 加入缓释剂—脂肪酸衍生物;咪唑啉等含氮杂环化合物;水溶性季铵盐复合物;有机磷和硫的复合物。

4 结语

在油气田开发中, 腐蚀是我们必须正视的现象, 作用因素非常复杂, 我们防护时, 需搞清油井设备发生腐蚀的特点及诱因, 并积极采取适当的措施加以防止, 延长油井管材的使用寿命。对于油田的经济高效开发具有重要的意义。

参考文献

[1]刘伟.油井的腐蚀原因与防护措施[J].腐蚀科学与防护技术, 2006 (6) .

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油区腐蚀及防护技术研究进展 第9篇

关键词：腐蚀,防护,油田

0 引言

腐蚀是一种严重的消损现象,据有关资料统计,2008年我国腐蚀损失达1.2万亿元~2万亿元,约占国民生产总值的4%以上,随着我国基础设施建设的快速发展,在随后的一段时间内腐蚀损失还将进一步加大。而油区腐蚀是一种相对严重的腐蚀现象,我国的油田绝大部分采用注水开采,采出过程中,采出液的含水率不断上升,有的油田已达到90%,由于水中矿化度高,并常伴有H2S、CO2、溶解O2及硫酸盐还原菌(SRB)等腐蚀性物质,会对井下管柱产生腐蚀;在地面集输系统处理过程中,同样会对集输管线产生腐蚀,因此,研究产出水的腐蚀和防护措施具有重要的实际意义[1,2,3,4]。研究者针对各油田产出水的腐蚀和防护进行了一些研究,但系统的总结尚未见报道。本文系统综述并讨论了油区腐蚀和防护技术,对领域内相关研究具有借鉴意义。

1 腐蚀因素研究与分析

各油田产出水情况各异,影响油井腐蚀的因素主要有以下几种。

1.1 矿化度对腐蚀的影响

一般油田水中都溶有大量的盐类,具有很高的矿化度,导致水的导电性增强,不仅使距离金属表面更远的阴阳离子能够互相作用,不能在金属表面形成致密的附着物,其腐蚀速率有所升高。同时,使保护膜质量变差,腐蚀增强。但含盐量增加到一定值会使腐蚀性溶解氧的溶解度下降,阴极过程减弱,腐蚀速率将变小。

陈普信等[5]对文东油田气举油井的分析表明,产出水中的总矿化度较高,且Cl-含量很高,在阳极区,电流携带的Cl-浓度增加,形成微电极的概率具有统计意义的增加,导致一般坑蚀的蔓延,另一方面,由于Cl-半径较小,易穿透保护膜,使腐蚀过程加剧,当水中有O2时,形成Fe3O4和Fe(OH)3,这些产物将覆盖在缝隙和麻点上,水解将在缝隙和麻点中发生,反应如下式(1)、式(2)所示。而且水中含有Cl-,形成了具有很强的腐蚀性的盐酸,并在缝隙和麻点内产生局部酸化。

王营召等[6]对中原油田集输管网腐蚀研究表明,中原油田产出水中,Fe2+含量很高,而清水中含有一定量的溶解氧(一般4-5mg/L),Fe2+遇到O2就被氧化成Fe3+,Fe3+是腐蚀的催化剂。

1.2 CO2对腐蚀的影响

在干燥的环境(相对湿度<60%)中,CO2是非腐蚀气体。但是在潮湿情况下,CO2会溶解形成碳酸。CO2腐蚀可理解为产出液体溶解于水生成碳酸后引起的电化学腐蚀[7]。CO2腐蚀机理如下:

阴极:CO2+H2O—H2CO3

阳极:Fe—Fe2++2e

陈普信等[5]对文东油田气举油井的分析表明,油井含水开采后,天然气中的CO2在水中产生H2CO3,使水的pH值降低,引起腐蚀,并证实CO2在水介质中的腐蚀要比相同的pH值条件下强酸溶液的腐蚀更加强烈。CO2在水中的溶解度及腐蚀性与系统的压力、温度等有关。赵江艳等[8]认为二氧化碳腐蚀是导致油田套管和其他设备过早损坏的一个重要因素,针对二氧化碳腐蚀问题,通过对江汉油区水质状况分析和二氧化碳室内挂片实验,探讨了二氧化碳腐蚀机理及影响因素,确定了有效控制腐蚀的二氧化碳含量的界限值,指出当溶氧量一定时,二氧化碳含量越大,腐蚀性越强;溶解氧与二氧化碳共存时,溶解氧对腐蚀起主导作用,且加剧腐蚀;注入清水的二氧化碳值30mg/L和注入污水的二氧化碳值200mg/L分别作为其界限值,可有效控制腐蚀。

1.3 温度对腐蚀的影响

温度对腐蚀的影响较为复杂。首先,由于油气水生产系统是一个相对密封的恒流量系统,腐蚀性气体浓度恒定,高的温度导致腐蚀速率增大;其次高的温度又可能导致碳酸氢盐分解而产生更多的CO2而促进腐蚀;较高的温度又可以破坏钝化膜而加快腐蚀,同时过高的温度又可使缓蚀剂分解而失效,但上述因素均有一定的影响范围。水温对腐蚀的影响象大多数化学反应一样,温度可以加速电化学反应的速率,因而加速腐蚀。腐蚀速率随水温度的升高而成比例的增加,一般情况下,水温度每升高10℃,钢铁的腐蚀速率约增加30%。因此在一些高温油井中,温度是影响井下设备腐蚀的主要因素。陈普信等[5]室内模拟文东油田气举井的生产环境进行实验,结果表明,腐蚀速率随温度的升高而增大。邵晓伟等[9]对户部寨气田腐蚀因素进行了分析,结果表明,当温度从35℃升高到65℃时,腐蚀速度由0.32mm/a上升到0.90mm/a,增加了近3倍,表明温度对腐蚀速度的影响程度较大。

1.4 p H值对腐蚀的影响

pH值对腐蚀的影响是因为水的腐蚀速度主要由氢的去极化作用控制的。陈普信等[5]对文东油田气举油井的分析表明,试验表明,在文东油田气举井生产条件下,pH值由5.5提高到6.0,腐蚀速率由1.0247mm/a下降至0.5261mm/a。胡雪滨等[10]对江汉油区注入水指标进行了研究,结果表明,pH值的高低关系到水处理系统腐蚀结垢的情况,同时影响到处理剂的使用效果,一般要求注入水的pH值应控制在7.0±0.5范围内。邵晓伟等[9]对户部寨气田腐蚀因素进行了分析,为了解pH值对腐蚀的影响,在室内通过调节pH值进行了挂片试验研究,结果表明,随着产出水碱性的增加(即pH值增大),腐蚀速度逐渐下降。且经长时间测量、分析和研究,户部寨气田产出水pH在5.0-6.0处于明显的腐蚀区域,对电化学腐蚀有较大影响。因而控制pH值在合适的范围是减少腐蚀的重要因素。

1.5 流速对腐蚀的影响

油井流体的流动速率、流动状态对工具设备的腐蚀有很大的影响。流速增加将会促进腐蚀介质向设备表面的扩散接触、促进腐蚀反应物向周围的扩散交换,会冲去在金属表面上形成的有保护作用的保护膜,所以加速腐蚀。同时油井采出液中往往含有泥砂垢物等固体颗粒,在较高的流体速率下会发生对设备表面的撞击冲刷,会造成严重的以机械破坏为主的冲刷腐蚀。一般来说,腐蚀速率随流速增加而增加,一方面是腐蚀过程受到阴极扩散控制时,腐蚀速度与腐蚀性气体的扩散速度及浓度极化密切相关,流体的流动状态强烈地影响着腐蚀性气体的扩散速度和浓度极化,另一方面,高流速会造成冲蚀腐蚀,所有的保护膜都将不断受到冲击而受损或被完全冲掉,从而使腐蚀速率更快,流速对腐蚀的影响可能还和钢材材质有关系。气举井与其它采油方式相比,压力高、流速快,因此,流速对气举井腐蚀的影响要比其它采油方式明显得多,陈普信等[5]对文东油田气举油井的分析现场数据表明了腐蚀速率与流速的关系,即流速愈大,腐蚀速率愈高。邵晓伟等[8]对户部寨气田腐蚀因素及腐蚀机理研究表明,流速小于1.5m/s时对腐蚀基本没有影响;流速在时1.5~5m/s,会产生大面积的腐蚀。户部寨气田气体流速一般在0.5~5.0m/s,可见冲刷腐蚀是造成井腐蚀较为严重的原因之一。

1.6 H2S对腐蚀的影响

油田水中的硫化氢主要来自含硫油田伴生气在水中的溶解,还有来自硫酸盐还原菌的分解,H2S在水中的溶解度随温度升高而降低。干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用,只有溶解于水中才具有腐蚀性,一旦溶于水便立即电离,释放出的氢离子是强去极化剂,极易在阴极夺取电子,促进阳极铁溶解反应而导致钢铁的全面腐蚀。

胡雪滨等[10]对江汉油区注入水指标研究表明,江汉油区大部分污水中不含硫化物或含少量硫化物。其中有一部分是在厌氧条件下,由于硫酸盐还原菌使硫酸盐还原生成了H2S,或由含硫有机物分解而产生了硫化物。硫化氢除自身能腐蚀金属外,还可被污水中的生物氧化成硫酸而腐蚀钢材,或由于硫化氢引起钢材氢脆使金属材料破裂(通常称之为硫化物破裂),同时它还能与污水中的二价铁生成黑色FeS沉淀堵塞地层,因此污水中硫化物的存在具有极大的危害性。室内所作的H2S浓度与腐蚀率的关系曲线表明了当H2S含量增加时腐蚀率明显上升,而且在有氧情况下腐蚀更严重。因此只有当注入水中硫化物含量不高于2mg/L时,腐蚀率方可达到标准的要求。邵晓伟等[9]对户部寨气田腐蚀因素进行了分析,结果表明,H2S微溶液于水,在1个大气压、30°C下,在水中的饱和浓度大约为3000mg/L,溶液pH值约为4,H2S在水中的饱和浓度随温度的升高而降低,随压力增加而增大。H2S从2mg/L增加到150mg/L时,腐蚀速度迅速增加;H2S浓度增加到1600mg/L时,腐蚀速度又迅速下降,在1600mg/L以上,腐蚀速度变化不大。在中低压设备,以及湿天然气中,H2S含量低于0.005mg/L时,几乎无腐蚀现象发生。户部寨气田H2S含量均在0.005g/m3以下,又属中低压气田,因而该区块由H2S引起的腐蚀是相当轻微的。

1.7 溶解氧对腐蚀的影响

溶解在水中的分子态氧称为溶解氧,天然水的溶解氧含量取决于水体与大气中氧的平衡。油田采出水中含有的氧一般是由注入水携带进去的,能引起金属腐蚀的氧只有溶解状态的氧,溶解氧对腐蚀的影响非常大,浓度在0.11mg/L左右就能引起严重的腐蚀,从腐蚀形态上看,溶解氧引起的腐蚀绝大多数是危害更大的局部腐蚀。另外,溶解氧引起的特殊腐蚀就是垢物及腐蚀产物下氧浓差腐蚀,它是局部腐蚀最为常见的一种形式,比起均匀腐蚀更为严重,也更具威胁性。氧对钢材的腐蚀是一个电化学过程,含氧量愈高,阴极去化作用愈强,对钢材的腐蚀就愈严重。而氧气在盐水中的溶解度小于在淡水中的溶解度,且含有溶解盐类的水的腐蚀性随着溶解盐类浓度的增大而增大。由不同溶解氧条件下腐蚀试验结果表明[10]:当溶解氧在淡水中不高于0.5mg/L、在油田污水小于0.05mg/L时,平均腐蚀率可达到标准的要求,因此要求注入淡水时含氧量不得超过0.5mg/L,而回注污水含氧量不得高于0.05mg/L。

1.8 细菌对腐蚀的影响

在油田采出水中滋生的细菌一般有三种:硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)、铁细菌,而对油井腐蚀危害最大的是SRB,SRB在无氧的环境下将水中无机硫酸盐还原成硫化氢,从而对系统造成腐蚀,腐蚀产物中有黑色的FeS等存在,采出水往往是发黑、发臭,使设备遭受严重的腐蚀。在油田油井水样品中,有些油井硫酸盐还原菌高达105个/ml,危害程度相当严重,所以必须加以控制。其中硫酸盐还原菌(简称SRB)是一种厌氧型微生物,广泛存在于土壤、海水、河水、地下管道以及油气井等缺氧环境中。它在无氧或极少氧条件下,能够利用附着于金属表面的有机物作为碳源,并利用细菌生物膜内产生的氢,将硫酸盐还原成硫化氢,从氧化还原反应中获得生存的能量。这种代谢过程也可以通过腐蚀微电池产生氢,从而引起腐蚀原电池的阴极去极化,导致腐蚀的加速进行。SRB腐蚀是微生物腐蚀及环境污染的主要因素之一,据Iverson WP估计,在美国,油井的腐蚀77%以上由SRB造成,其特征是点蚀;由于SRB的作用,钢的腐蚀速率可增加15倍;据中国石油天然气总公司1992年统计显示,每年由于腐蚀给油田造成的损失约为2亿元,其中SRB腐蚀占相当大的部分。因此,研究SRB腐蚀的防治方法,对实际工业生产有着重要的意义。

江汉油田是我国油田污水注水系统受SRB腐蚀最为严重的油田之一,康群[11]等对江汉油区硫酸盐还原菌的生长规律进行了研究,结果表明,周期性改变注水矿化度,每隔一定时间改变注水的矿化度(如交替地注入高低矿化度水),可使注水中的SRB无法适应这种改变,从而达到抑制SRB生长的目的;改变注水水温,周期性注入热水(65℃)可以杀灭大部分油田中的SRB;改变注水的pH值,通过周期性提高或降低注水的pH值来抑制硫酸盐还原菌的生长和繁殖,以此来控制SRB的腐蚀;降低注水中Fe2+浓度。由于Fe2+离子可以促进SRB的生长,对于Fe2+浓度较大的水质,可通过投加化学试剂与Fe2+反应的办法来降低Fe2+浓度,从而抑制SRB的生长。

2 防护技术研究及现场应用

2.1 投加防腐蚀化学药剂

投加化学药剂适用于难以对其进行涂层内防腐蚀施工的小口径集输管线,以及投产在用、而停产修复损失又很大的管线。通过投加化学药剂,管线寿命一般可延长3-5年。应用化学药剂用化学药剂进行油井的腐蚀治理必须具有针对性,因此要清楚的了解油井腐蚀的原因及生产实际条件,才能经济合理的进行防治药剂的选择。如针对溶解氧腐蚀可以加一些还原剂除去溶液中的氧就可以减缓腐蚀;硫化氢腐蚀油井则需要加入除硫剂或者针对硫化氢腐蚀的缓蚀剂;细菌腐蚀可以加入杀菌剂来抑制腐蚀。总之,针对不同的油井腐蚀要选择不同的缓蚀药剂。

齐志敏等[12]在中原油田进行了油井缓蚀剂的现场应用研究,现场通常采用在油套环空加入一定量的缓蚀剂,让其随产出液沿井筒向井口运移,进入集输管网。根据化学吸附成膜理论,缓蚀剂分子与金属发生化学吸附,在钢体表面形成保护膜,隔离介质和金属,起到减缓腐蚀的作用。在缓蚀剂种类批号确定的情况下,加药量、加药方式、加药周期是影响缓蚀效果的主要因素。通过全面实施油井加药保护技术,生产系统腐蚀状况得到明显改善,主要体现在以下几个方面:生产系统腐蚀穿孔不断下降;输送介质的腐蚀速率逐渐下降,控制在标准0.076mm/a以下;腐蚀造成的经济损失逐年减少。

白鹏等[13]在垦西油田进行了固体缓蚀技术在高腐蚀油区的应用研究,垦西油田由于地层液矿化度相当高,大约在15000-20000mg/L,同时含有硫化氢和二氧化碳,导致腐蚀严重。常因为腐蚀导致管漏、泵漏,检泵周期短,检泵作业频繁,影响产油量,作业、管杆更换费用较大。根据油井的产液量、含水率及腐蚀速率等有关参数,优选缓蚀剂用量。将固体缓蚀剂装入采油用筛管中,挂在油井管柱尾管之下,随油井作业一起下入井中,在一定时间内缓慢释放缓蚀活性物质,并随产出液通过油管上升,对井内液体所接触到的油、套管进行防腐保护,从而达到控制系统腐蚀的目的。该技术在垦西油田高腐蚀井进行尝试性试验,现场应用表明,固体缓蚀剂对油管腐蚀有较强的抑制作用,对抽油泵也有较好保护作用,检泵周期明显延长,由原先的60天延长到400天,起到了较好的缓蚀作用。

谢忠红[14]等对乾安油田腐蚀因素及腐蚀技术的研究发现,CO2和CO2与SRB共存条件,是乾安油田油井腐蚀结垢的主要原因;乾安油田油井腐蚀主要以点蚀和局部腐蚀为主,垢产物主要以铁的腐蚀产物垢为主;加强化学药剂选择的针对性,能够在很大程度上缓解腐蚀结垢造成的危害。

2.2 增加隔离层、采用耐腐蚀材料

对油井及管线进行表面处理对腐蚀严重油井,可以使用表面进行防腐处理的油管或油杆,如无偏磨井防腐可以使用涂料、化学镀油管杆等;对偏磨严重井防腐可以采用耐磨的树脂塑料衬里油管,中原油田[6]推广应用的主要有:化学涂料内挤涂、水泥砂浆内衬、环氧玻璃钢内衬、内衬塑料薄膜、内衬高密度聚乙烯复合管等,在保证施工质量情况下,使用寿命可达10年左右。该方法适用于新建集输干线、支干线(DN≥100mm),以及停用管线的修复利用等。中原油田[6]推广应用的耐腐蚀管材有:玻璃钢管、钢骨架塑料复合管、玻璃钢-不锈钢复合管等。该技术一次性投资大,但使用寿命长(可达20-30年)。缺点是抗外界破坏能力较差,修复难度大。上述材质适用于集输站内管网、无外界破坏的集输区域内各种管径的低压集输管线。应用耐蚀材料根据油井生产的实际情况条件,可以经济合理地选用耐蚀材料。不锈钢、陶瓷等材质的配件工具,玻璃钢、碳纤维抽油杆等,在腐蚀严重油井都具有非常好的应用效果。

3 结论

炼油设备腐蚀与防护技术新进展 第10篇

关键词：炼油,设备腐蚀,防护

炼油设备腐蚀无论是种类、腐蚀度与原油的质量及所含杂质之间存在着较大的关联。在现今炼油行业中炼油设备的腐蚀及防护一直是威胁炼油安全及限制炼油装置长周期运转的主要因素。

1 炼油设备腐蚀概述

对于炼油企业安全生产及长周期运行极为重要的一大问题便是炼油设备腐蚀。现今我国关于高含硫、高含酸、高含金属等原油的掺炼量正在逐渐增加, 相应的设备腐蚀问题也日益突显。在不同的设备装置之上, 其所呈现出的腐蚀形式、出现部位也有所不同。炼油设备的腐蚀对于一些自动化较强, 内部组成结构极为复杂及具有易爆、易腐蚀特点的炼油企业而言, 将会造成极为严重的不利影响。腐蚀一旦发生泄漏问题, 则会对人体健康造成损伤, 对周边环境造成较大的污染。另外, 设备的腐蚀还会使得炼油生产中的能耗增加, 对炼油计划造成阻碍, 对企业经济效益的获取造成极为不利的影响。

2 炼油设备腐蚀问题

2.1 炼油设备的硫化物腐蚀

现今在油田开采中, 所采出的原油具有较高的含硫量, 从而使得相关设备遭受到了较大程度上的硫化物腐蚀。硫化物腐蚀将会造成出现一系列的化学腐蚀、氢鼓包、高温硫腐蚀等现象。另外, 在对原油进行加工炼制处理时, 需进行高温、催化等操作。如果在操作中温度达到了120℃, 那么原油中含有的硫化物将会逐渐分解, 达成非活性至活性硫化物的转换, 最终产生硫腐蚀。硫化物的腐蚀类型主要有三种, H2S—HCI-H2O型、H2S—HCN—H2O型、连多硫酸型 (H2Sx06) 。

H2S—HCI-H2O型。将接近常温的设备初馏塔作为例子, 在此设备的塔顶冷却系统之中, 原油中所含有的盐在水解中将会产生HCI, 此物将会与原油中的轻组分、水分一同冷凝。当PH值到达2-3范畴中时, 那么相关的设备将会受到腐蚀。此种腐蚀反应是一种电化学腐蚀。从腐蚀的强度角度上分析, 此种腐蚀状况对于碳钢的腐蚀性相对而言较弱, 对于不锈钢而言则一般, 会出现点蚀的效果。对于1Cr18Ni9Ti的腐蚀性则极强, 会出现应力腐蚀开裂状况[1]。

H2S—HCN—H2O型此种腐蚀现象多见于脱硫装置、加氢装置等设备中。原油中含有的氮化物在处于裂解温度状态时将会与硫化物一同分解成为H2S, 硫化物又会与烃类反应生成H2S, 最终导致硫腐蚀现象产生。在此腐蚀状况中, HCN所扮演的角色为渗氢促进剂, 促使Fe S发生溶解, 最终生成Fe2[Fe (CN) 6]。当炼油设备不再工作时, Fe2[Fe (CN) 6]则会与空气一同发生氧化, 最终形成Fe2[Fe (CN) 6]3, 进一步加快设备的腐蚀速度。从腐蚀的强度角度进行分析发现, 此种腐蚀对于碳钢所造成的损伤较小, 可能会出现减薄。而对于不锈钢所造成的腐蚀性则较强, 可能会导致设备开裂。

2.2 炼油设备的氢腐蚀

在炼油活动中, 如果需对高温临氢设备、含水H2S溶液接触设备进行使用, 那么在设备使用中必须经过氢注入及析出的工序。在此工序操作中, 则会不可避免的出现氢脆或是鼓泡等腐蚀状况。

在较高强度的钢中金属晶格会出现程度较大的变形现象, 如果是与氢原子后晶所接触, 那么所出现应变现象则更为明显。金属自有的任性、延伸力均会大幅度的降低, 最终导致出现脆化现象, 而这种现象也就是指“氢脆”。此种腐蚀现象多见于低温状况之下, 且具有极强的不可逆转性。

氢鼓泡现象较为多见于一些强度较低的钢中[2]。在钢中所扩散开来的氢原子会在整个钢的缝隙处一同结合生成氢分子。如果氢分子的量越来越大却又无法扩散, 那么对于钢材的某处则会造成一定程度上的压力, 进而在钢材表面处出现鼓泡或是破裂。

2.3 炼油设备的环烷酸腐蚀

在原油的酸性化合物中, 至少有90%比例的环烷酸。在220℃之下, 此物的腐蚀性还较弱, 但是在350℃之上以及其与H2S共存的状态下, 其腐蚀性则会大大增强。在高温状况下, H2S中的S将会分解出来, 并与Fe一同发生反应, 最终生成一种具有不溶性的保护膜。而此保护膜在与环烷酸接触时又会出现反应, 之后产生一种具有和油溶性的环烷酸盐。在一系列的连锁反应后所出现的H2S及Fe相互之间会出现反应, 从而使得其腐蚀速度进一步的加快。由于在原油中的环烷酸分子组成存在着差异性, 因此两者之间的沸点范围是完全不相同的, 一个为232-288℃, 一个则为350-400℃。温度的逐渐升高使得环烷酸也开始发生汽化反应, 在气相之中逐渐开始聚集使得其整体浓度进一步上升。最终导致腐蚀现象出现于两个完全不同的温度范围中。金属设备的表面逐渐被冲刷、暴露以及腐蚀。

3 炼油设备腐蚀防护技术进展

3.1 材料表面改性工艺

此种防腐工艺技术的主要类型为渗铝、不锈钢莲花灯设备的表面转化膜、高温涂层、耐蚀材料的堆焊技术等。这些材料表面改性工艺对于炼油设备防腐而言, 其作用的发挥较为充分。但是有些设备的塔器、体积偏大, 改性技术在其防腐中的应用还有待完善。因此, 针对此种防腐技术的应用推广还需进行进一步的研究。

3.2 工艺防护技术

现今关于工艺防腐技术的研究正在逐渐的扩大化, 工艺防护技术主要包括:注新鲜水/破乳剂、注缓蚀剂、电脱盐/电脱水、注有机及无机氨。其中的电脱盐/电脱水技术主要的应用设备为常减压装置。在此防护技术应用中, 能够使得炼制原油的内部盐成分量得到有效降低, 低于3mg/L。同时还可使得水的体积数比0.2%要低。以此帮助使得常减压设备的使用寿命得以有效延长, 延长度可达5-8倍。在炼油厂的原油质量较好时, 此指标的达成难度较低。但是, 由于现今的原油质量日益变差, 油田开采活动也进入至中晚期阶段, 开采出的原油无论是粘度、盐分还是金属量均较多。加上在开采活动中, 乳化剂、驱油剂等的加入, 也使得此防护工艺技术的应用难度日益增加, 防腐作用无法得到充分发挥。有部分炼油厂在炼油操作中, 其盐含量经常会超过10mg/L, 比国家规定的5mg/L以下要超出许多。过高的盐含量使得常减压设备的腐蚀率在较短的时间内迅速增大, 各类塔顶设备在制造中开始选用钛合金。

电脱盐技术虽然已发展至第五代设备, 但是我国的大部分炼油厂所采用的依旧为一、二代初级设备, 现今正在对有调制电源、高频电脱盐工艺系统进行着重研究。

在常压设备的塔顶中注入中和剂, 也能够将其酸度有效控制及降低, 以此帮助对炼油设备进行防护。在开始将有机胺注入应用时, 并没有获取到较好的效果[3]。近些年来, 集有机及无机氨于一体的中和剂出现, 在其应用中也获取到了较好的效果, 不过中合剂的成本也相应的有所增加。

在常压塔顶酸性的腐蚀环境状态中应用一些具有特殊用途的缓蚀剂, 能够帮助获取到较好的效果。

3.3 停用的设备保护

炼油设备的停用时间如果较长, 其冷换设备的出口温度将会较低, 导致出现露点腐蚀。对于此种防腐状况, 可采用充氮防护方式。对运行的设备做特殊化处理, 使得其与空气之间得以隔离, 以此避免设备接触到氧气、水分等, 将其遭受腐蚀的概率降到最低。

在设备使用前, 需做好全面的保护工作。设备开启前做扫吹处理, 对管箱运用钝化剂进行处理, 对管束做打砂处理。对注水量严格控制, 避免其出现大量的SO2等。

4 结语

现今开采出的原油质量逐渐呈现出劣质化的趋势, 其含硫量、重金属的含量、酸值与以往相比均处于逐渐升高的状态。针对炼油设备防腐问题进行较为全面的研究, 才能够为炼油企业的安全生产和炼油装置的长周期运行提供保障。

参考文献

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[2]刘小辉, 胡安定.石油炼制设备腐蚀与防护综述[J].中国设备工程, 2010, (11) :10-13.

腐蚀技术 第11篇

【关键词】钢筋砼实心方桩；强腐蚀性；防腐蚀；工艺改进

1、前言

钢筋砼实心方桩（以下简称“实心方桩”）作为一种基础桩型，发明迄今已有一百多年历史，目前在建筑市场上仍占有一席之地。实心方桩断面呈方形，桩身截面一般沿桩长不变，截面尺寸一般为200mm×200mm～500mm×500mm。桩长选择比较灵活，限于运输条件工厂预制桩长一般不超过15m，现场预制根据施工需要可适当增加，但一般不超过30m。

相比水下灌注桩等其他桩型，实心方桩防腐效果更好，可以提前预制，对常见的质量问题如：钢筋保护层厚度不均或露筋、混凝土振捣不密实、断桩、钢筋笼上浮等可以预先防控，且桩身砼强度达到100%后沉桩施工也在一定程度上减缓了地下水的渗透浸蚀速度，有利于延长建筑物的使用寿命，满足设计要求的同时达到降本增效的目的，在强腐蚀环境下有广阔的使用空间。

2、项目背景

本次实心方桩预制工艺、施工工艺现场试验项目位于新疆阿拉尔市。根据当地以往工程施工资料，一般建构筑物多采用天然地基或复合地基，工业厂房或重要设备基础采用桩基，以CFG桩为主，未采用过预制方桩。为了改变当地基础桩型单一的不利局面，响应“节能、降耗”政策，更好地优化设计，达到设计防腐要求和建筑使用寿命，实心方桩预制工艺和施工工艺现场试验显得很有意义。

3、试验场地岩土工程地质条件和水文地质条件

3.1岩土工程地质条件

本次试验项目位于阿拉尔市2#工业园区，经详细地勘探明地层分布比较均匀，地层分布详见下表：①1耕植土，松散，平均厚度3.39m；②1粉土，中密，平均厚度2.43m；②2粉质粘土，软～可塑，平均厚度0.85m；②3粉土夹粉质粘土，中密，平均厚度1.85m；③粉砂夹粉土，中密～密实，平均厚度4.41m；④1粉砂，密实，平均厚度3.68m厚；④2粉砂夹粉土，中密～密实，平均厚度0.91m；⑤1粉砂，密实，平均厚度5.92m。其中地下水位以上为盐渍土，厚度约2.7m～4m，由此可见该地域地层适合实心方桩的施工，特别是实心方桩在密实粉砂中挤密效果更佳。

3.2水文地质条件

场地地下水主要为潜水，大气降水、塔里木河地表水和地下迳流是其主要的补给来源，8月份勘察期间水位埋深为2.7～3.95m，年变化幅度在1.0～1.5m。

经试验分析评价，场地内地下水对混凝土结构具有强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋在长期浸水时具弱腐蚀性，在干湿交替状态下具强腐蚀性；场地内地基土对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋均具有中等～强腐蚀性。

4、实心方桩现场预制环节的改进

4.1预制工艺的改进

目前，国内外混凝土构件厂生产的预制构件所用的模板分为带底模板、不带底模板两种，但多为一个预制构件采用一个板模，即：一件一模。主要有以下不足：（1）对预制场地要求较高；（2）现场安装、拆卸量大，劳动强度高，工作效率低，属于劳动密集型作业；（3）占用空间大，产品外观质量差等。为此我们在试验时引进了连体钢模和自动脱模技术，对整个预制效率和质量有了质的飞跃。

4.1.1工作原理

连体钢模和自动脱模技术技术主要采用多个并列的单体U型钢模组成，通过钢板连成一体，构成单元组合钢模固定在工字钢滑道上，其一侧与工字钢滑道固定，另一侧与驱动系统中的顶杆相连。通过人为操控驱动系统（电动机及高压油泵）使连体U型钢模侧壁张拉与回位，从而实现钢模内预制方桩与钢模侧壁产生间隙而达到自动脱模的目的。

4.1.2技术优势

这一技术解决了预制模板不能连体的难题，突破了工厂车间规模化预制现状，克服了现场批量预制难、规模小、产量低等阻碍预制进度的问题，使施工现场预制效率得到大幅提高；更重要的是对预制构件经常出现的蜂窝、麻面、混凝土振捣不实而产生坑洞及表观平整度等质量问题有了大幅度提高和改观。该方法对场地要求明显降低，自动化机械化程度较高，模板性能稳定，可使混凝土在浇筑过程中得到充分的振捣以减小内部空隙保证密实度，从而在一定程度上减弱了地下水对桩体的渗透腐蚀，产品表观质量和桩体质量均明显提高，同时不需频繁安装和拆除模板，节省大量人工和时间，制作效率也得到大幅提高。对于地下水土强腐蚀地域显得尤为重要。

4.1.3工作示意图（以500*500截面尺寸为例）

4.2图集的改进

众所周知，钢筋砼构件已被广泛地应用到建筑结构中，它将钢筋和混凝土两种材料结合在一起，使各自的特性（钢筋的抗拉强度大和混凝土的抗压强度大）得到充分发挥，二者之间不仅有着可靠的粘结力，同时砼对钢筋的包裹起到了保护钢筋免遭锈蚀的作用。一般来说，实心方桩在施工设计和现场预制时均要参照《预制钢筋混凝土方桩图集》（04G361）执行，但针对阿拉尔地下水土强腐蚀性的情况我们大胆地对图集进行了改动或创新。

4.2.1钢筋保护层厚度的增加

图集中规定500×500截面预制方桩纵向钢筋保护层厚度为30mm，本次试验钢筋保护层厚度调整为45mm，使鋼筋的保护层厚度增加了15mm，但对应的钢筋砼截面缩小。钢筋保护层厚度的增加在一定程度上阻缓了地下水的渗透侵蚀而起到防腐的作用，同时钢筋砼截面的收缩给沉桩控制提高了要求。

4.2.2主筋数量增加及箍筋调整

在增加钢筋保护层厚度的同时调整主筋数量及位置，具体是将图集要求的4Φ25（①号筋）+4Φ20（②号筋）变为4Φ25+8Φ20，①号筋位置不变，②号筋每边增加1根，位置对称，而相应的箍筋由四边形变为八边形，间距和数量不变。这样提高了单位体积含筋量，增加了钢筋与混凝土接触面积，有利于钢筋和混凝土之间握裹力的充分发挥。

4.2.3钢筋配置调整示意图（以500*500截面尺寸为例）

4.3其他防腐措施

4.3.1材料方面

实心方桩的主要材料为钢筋和混凝土，针对阿拉尔地下水土的腐蚀性采用抗渗混凝土（C50、S10），水泥采用高抗硫硅酸盐水泥，并掺入抗硫酸盐外加剂和钢筋阻锈剂。同时对钢桩靴外表面涂刷防腐蚀耐磨涂层（环氧树脂），吊环切割后应在其周围不小于100mm范围分层多次涂刷防腐蚀耐磨剂并保证涂层完全晾干后方可沉桩。本次试验为整节桩，类似强腐蚀地域若有接桩时须对接头处采用玻璃丝带缠绕并刷涂环氧树脂做防腐处理。

4.3.2控制桩身微裂纹

引起桩身微裂纹的原因众多，除了保证混凝土本身的质量外关键是混凝土浇筑过程控制和后期养护。浇筑过程中掌控好振捣速率、强度和时间等要点，确保振捣充分均匀；混凝土养护上考虑到新疆昼夜温差大而采取了现场蒸汽养护，对整个预制平台铺设封闭薄膜，在四周均匀设置温湿度测量仪器（型号SF-WSD），有效地掌控混凝土养护时的温湿度并及时做出合理调整。蒸汽养护至桩身砼强度的70%以上时起吊出钢模并进行二次蒸养或自然养护，桩身砼强度达到100%后方可吊运沉桩。图4所示为现场预制的实心方桩成品。

5、实心方桩沉桩施工控制

鉴于本次试验场地地层以密实粉砂为主，根据经验不宜静压法，而宜采用锤击法。相比“轻锤高击”，“重锤低击”（锤重10T为宜）更加实用该类地层。所谓“重锤低击”是在选择重锤的情况下适当降低落距，相比较“轻锤高击”仍具有较大的冲击力，更容易使桩贯入土体，且锤重增加可以延长冲击力作用时间，在一定程度上提高了打桩效率，也能避免桩体内部产生过大的拉应力而造成桩头破碎、桩身裂纹或斷裂。

经过试验，在钢筋保护层厚度增加、有效承压工作面收缩的情况下实心方桩能够顺利沉桩，且桩体质量在整个沉桩过程中保持完好，没有出现混凝土掉角、桩身劈裂及桩头破坏等不良现象。当大面积沉桩施工或群桩施工时，考虑到群桩挤土效应，常态沉桩施工很难达到设计要求的持力层及桩长要求，引孔后沉桩施工能解决这一问题，且能防止由于应力累积导致的桩体位移，对后期基础整体稳定和均匀沉降有积极作用。

6、结论

综上所述，地下水土强腐蚀性环境下钢筋砼预制方桩的施工是可行的。只要对预制工艺和施工工艺进行合理改进，加强桩体材料管控及施工过程中控制，能够大幅度提高桩体抵御地下水（土）渗透侵蚀的能力，最大限度地发挥钢筋混凝土实心方桩的建筑功能，满足并延长其有效使用寿命。

参考文献

[1]《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）.北京：中国建筑工业出版社.

[2]《预制钢筋混凝土方桩图集》（图集号04G361）.

[3]《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046-2008）.

[4]李宁，李军.混凝土防腐加固.《科技信息》，2009年第29期；

[5]李建方，张丽君，钟峰.浅谈建筑预制钢筋混凝土方桩施工控制.《价值工程》，2010，29（22）.

作者简介

钢结构防腐蚀技术浅析 第12篇

1. 钢桥具有跨越能力大、强度高、建设速度快, 施工期限短等特点。武汉长江大桥的建成使万里长江耸立起中国人民征服长江的第一座丰碑, 近年来, 随着国家基础设施建设速度加快, 大型钢结构桥梁不断涌现。修建一座跨江或跨海的特大型钢桥, 使用钢材的数量一般都在万吨甚至10万吨以上。而腐蚀, 应力腐蚀和腐蚀疲劳是使这种特大钢桥构件退出工作, 寿命降低的重要原因之一。

2. 钢铁桥梁的腐蚀已引起各国的高度重视, 据1991年报道, 武汉长江大桥每年投入维护费100多万元, 但仍远远不够, 腐蚀不仅浪费了大量的人力物力, 也大大缩短了桥梁的使用年限。桥梁钢结构的腐蚀防护日渐成为人们关注的课题, 只有在设计建造的同时, 对其进行卓有成效的防腐, 才能确保钢桥的长久寿命。

二、桥梁钢结构防腐的方法

2. 重防腐油漆涂装防腐蚀

2.1 重防腐油漆的作用机理:

油漆防腐具有美丽的外观, 简单的涂装工艺, 多年来一直被广泛采用, 随着涂装工艺的发展, 重防腐涂装成为钢桥防腐的主流, 在重防腐涂料中, 无论是国外名牌油漆, 还是国内品牌油漆, 其防腐涂装工艺和涂料品种都非常相似, 即涂装工艺由底漆, 中间漆和面漆组成的多层涂装体系, 油漆品种均为环氧富锌底漆, 环氧云母氧化铁中间漆和环氧聚氨酯或环氧各色面漆或氯化橡胶面漆等组成。

(1) 屏蔽作用:油漆涂层将钢铁与腐蚀环境机械隔离开。

(2) 钝化缓蚀作用:油漆涂装体系中, 第一道车间底漆对钢铁有钝化缓蚀作用, 增加油漆层附着力, 防腐作用很微弱。

(3) 阴极保护作用:防腐底漆中如添加锌粉, 如富锌底漆, 对钢铁提供阴极保护。

2.2 重防腐油漆的失效机理:

油漆对钢桥梁提供的腐蚀保护以机械屏蔽的隔离防护为主, 油漆涂层的老化、粉化使这种隔离作用减弱或失去作用, 其阴极保护作用的锌粉是靠油漆中有机粘合才能与钢铁相结合, 随着有机物的裂解, 老化使锌粉无法与钢铁相结合, 这样阴极保护作用自然消失, 其次, 油漆涂层本身有无数微针孔, 长期处在盐雾潮湿环境下, 氯离子, 水分子等会透过针孔腐蚀基体金属, 在油漆层与基体金属交界处钢铁腐蚀产物体积积聚膨胀, 导致油漆层剥落, 腐蚀并沿着油漆层剥落处四周迅速扩展, 导致整个防腐体系失效。

3. 热浸镀锌防腐

钢桥的护拦, 扶梯及拼装式小型钢桥梁采用热浸锌防腐o热浸锌镀层一般无法超过80μm厚度, 在一般工业大气环境下可以提供10年左右的有效保护。热浸锌防腐工艺需要将工件浸入熔融的金属锌镀槽中, 受镀槽容积所限, 不能对较大尺寸的钢桥部件进行防腐施工.其次, 不能到现场进行热浸锌防腐, 只能在固定的工厂施工, 势必造成大量的往返运输费用, 再次热浸锌镀层碰伤后, 自身无法进行修复, 因此采用热浸锌方法对钢桥全面防腐有很大的局限性。

4 热喷涂防腐

4.1 火焰喷涂:

火焰喷涂是采用可燃性气体的燃烧作为热源, 将金属丝材或粉末熔融, 雾化, 吹喷于基体表面的方法, 在欧洲及北美钢桥梁早期热喷涂防腐为氧, 乙炔火焰喷涂, 取得很好的防腐效果.我国于1965年曾在南京长江大桥钢板纵梁上盖板采用火焰喷锌加耐磨漆方式进行防腐, 13年后检查效果良好, 但火焰喷涂生产效率低, 严重制约钢桥的加工工期, 因此仅对钢桥长期积水, 阴暗面和主要受力构件进行喷涂防腐.若对整个大桥采用氧, 乙炔火焰喷涂防腐可能会出现防腐施工效率与工期矛盾, 喷涂层长久附着有效与涂层结合力的矛盾等, 因此国内没有大面积采用火焰喷涂进行钢桥防腐的例子。

4.2 电弧喷涂:

电弧喷涂防腐原理是利用电弧喷涂设备, 对两根带电的金属丝进行加热、熔融、雾化、喷涂形成防腐涂层, 外加有机封闭涂层的长效防腐复合涂层, 该涂层的显著特点是: (一) 具有较长久的耐腐蚀寿命, 其防腐寿命可达到50年以上, 同时该防腐涂层在30年使用期内无须其它任何防腐维护, 30年以后的维护, 仅须在电弧喷涂层上刷封闭涂料, 无须重新喷涂, 实现一次防腐, 涂层经久有效。 (二) 电弧喷涂层与金属基体具有优良的涂层结合力, 金属喷涂层以机械镶嵌和微冶金与基体金属相结合, 在轻微的弯曲, 冲击或碰撞下也能确保防腐涂层不脱落, 不起皮, 结合牢固, 防腐长久有效, 这一点是其它任何表面防腐涂层无法达到的。 (三) 电弧喷涂锌, 铝涂层防腐原理为阴极保护, 在腐蚀环境下, 即使防腐涂层局部破损, 仍具有牺牲自己保护钢铁基体之效果。

三、国内外热喷涂长效防腐技术的发展

1. 国外热喷涂长效防腐涂层的腐蚀试验

1953年美国焊接学会对热喷涂锌, 铝涂层在工业环境, 海水环境和海洋性环境三大类环境进行长达19年的工业挂片试验, 投放试片4248片, 试验结果表明, 喷锌, 铝加封闭涂层都能对以上三大类环境的钢结构构件提供长期有效防腐保护, 公布了世界著名的热喷涂, 19年试验报告。不同国家技术人员的试验结果是一致的, 即热喷涂锌, 铝涂层均能够提供钢铁在海洋大气, 工业大气, 海水环境下的长久有效保护, 这些试验结果直接被作为热喷涂防腐技术标准制定依据, 直接推动了20世纪60年代以后世界发达国家大型钢铁桥梁热喷涂防腐的应用, 为世界的热喷涂发展作出巨大贡献。

2. 热喷涂长效防腐在国外钢结构桥梁的应用

热喷涂在桥梁上的应用, 在20世纪30年代已开始, 发展至60-70年代时, 欧洲每年用于热喷涂防腐的锌丝达4000万磅, 美国每年热喷涂用锌丝达200万磅, 一般热喷涂复合涂层的耐腐蚀寿命为20-40年以上。

3. 电弧喷涂长效防腐在国内的应用

电弧喷涂长效防腐技术于20世纪30年代起, 先后在煤矿、铁道、水利、港口码头、冶金、机械、广播电视、医疗、电力、消防等领域得到广泛应用。如宝山钢铁集团马迹山港码头钢桩, 上海磁悬浮快速列车轨道功能件, 长江三峡水利枢纽工程, 武汉军山长江大桥钢箱梁及桥面等国家重点建设项目, 以及淳安千岛湖南浦大桥, 长江黄柏河大桥, 下牢溪大桥, 广州机场三元里立交桥, 徐连高速公路邳州运河大桥等钢结构桥梁均采用了电弧喷涂长效防腐技术进行了腐蚀防护, 并取得很好的防腐效果。我国已完全有能力采用电弧喷涂长效防腐技术解决国家大型钢桥梁的腐蚀防护问题。

四、钢桥梁长效防腐的必要性

世界各国早期建设的钢桥梁基本上都采用油漆防腐, 普通涂料防腐寿命为3-5年, 重防腐涂料涂层为8-10年, 以后每隔3-5年需重新涂漆维护, 其维护效果难以令人满意。我国也不例外, 历史上油漆防腐钢桥腐蚀造成的危害是严重的, 钢桥防腐维护费用是巨大的, 由于腐蚀效应和现有油漆的风化, 目前有大量的钢桥需要维护, 修理和重涂, 鉴于此, 无论是新建钢桥梁、还是已经建好使用的钢桥都迫切需要一种30-50年以上的长效防腐涂层, 实现一次防腐, 钢桥经久不腐。90年代以来我国的电弧喷涂工艺得到进一步完善, 大大提高了涂层质量, 生产效率, 降低了生产成本, 已广泛用于钢结构构件的长效防腐, 其防腐效果大大优于油漆防腐。可以做到一次防腐与钢桥设计寿命同步。在我国钢桥梁上推广应用电弧喷涂层长效防腐, 在未来的几十年将为国家节约大量的钢桥防腐维护费用, 减少油漆防腐维护带来的环境污染, 延长钢桥的使用寿命, 必将产生巨大的经济效益和社会效益

摘要：钢结构在桥梁工程中大量运用, 随之而来, 钢结构腐蚀问题也越来越严重。根据资料显示, 世界上每年因为腐蚀而失去作用的金属材料和设备大约为生产量的20%以上。文章结合工作实际, 对桥梁钢结构防腐涂层寿命影响因素进行了分析。

关键词：钢结构,桥梁,防腐,电弧热喷涂

参考文献

[1]潘志富.金属防腐工艺研究[J].中国水利, 2003, (3) .