QC成果报告降低西1集气站分离器积液包腐蚀速率Word格式文档下载.docx
《QC成果报告降低西1集气站分离器积液包腐蚀速率Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《QC成果报告降低西1集气站分离器积液包腐蚀速率Word格式文档下载.docx（29页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
8人
小组成员平均年龄
32岁
序号
姓名
年龄
组内职务
文化程度
职称
组内分工
1
罗慧娟
30
组长
研究生
工程师
组织活动、成果总结
2
37
副组长
本科
高级工程师
技术指导、方案审查
3
孙银娟
29
组员
分析实施、记录总结
4
成杰
32
分析实施
5
孙芳萍
6
董艳国
记录总结
7
吕江
33
技术指导、分析实施
8
乔玉龙
31
2活动计划
为保证本次活动的顺利开展，小组严格按照QC活动的P、D、C、A活动程序制定了活动计划，根据活动内容和工作进度安排，商讨确定了计划完成的具体时间，并指定了专项负责人。
小组活动日程推进计划见表2-1。
表2-1小组活动时间进度表
进度
时间
3月份
4月份
5月份
6-8月份
9-10月份
11月份
选择课题
设定目标
目标可行性分析
原因分析
要因确认
制定对策
对策实施
效果检查
成果巩固
回顾总结
注：
表示计划进度表示实际进度
3选择课题（P阶段）
双筒式天然气分离器是进行天然气气液两相分离的专用设备，主要用在气田集气站以除去天然气中的游离水及杂质。
图3-1双筒式分离器
靖边气田于1997年9月建成投产，是长庆气田投产最早的气田，酸气含量、产水量相对较高，开发10余年来，地面设备及管线均产生了不同程度的腐蚀。
近年来，靖边气田在集气站检修期间发现，由于采出天然气中含有的硫化氢（H2S）、二氧化碳（CO2）等酸性气体、矿化度水及部分机械杂质对分离器的腐蚀、冲刷作用，致使投产较早的13座集气站分离器腐蚀状况日益严重，尤其以积液包腐蚀最为突出，其中西1集气站的平均腐蚀速率达0.224mm/a，严重影响气田安全生产。
《钢质管道内腐蚀控制规范》GB/T23258-2009，对管道及容器内介质腐蚀性评价及腐蚀强弱等级划分见表3-1。
表3-1管道及容器内介质腐蚀性评价
项目
级别
低
中
较重
严重
平均腐蚀速率/（mm/a）
＜0.025
0.025～0.12
0.13～0.25
＞0.25
点蚀速率/（mm/a）
＜0.13
0.13～0.20
0.21～0.38
＞0.38
由表3-1可以判定，靖边气田西1集气站分离器积液包的腐蚀情况达到了较重或严重级别，重影响集气站分离器的安全运行。
4设定目标（P阶段）
目标：
积液包腐蚀速率由0.224mm/a降至0.12mm/a（GB/T23258规定的中等腐蚀级别）以下，见图4-1。
图4-1工作目标设定
5目标可行性分析（P阶段）
5.1西1站积液包壁厚检测
小组利用超声波检测的方法，将积液包每间隔50cm，按照圆周顺时针方向分别选取顶部（12点）、右侧壁（3点）、底部（6点）、左侧壁（9点钟）进行了壁厚检测，见图5-1。
图5-1分离器积液包壁厚检测示意图
从壁厚测试结果中去掉1个最大值和1个最小值，然后计算得到平均壁厚，则平均腐蚀速率（mm/a）＝（原始壁厚－平均壁厚）/工作时间。
5.2西1站腐蚀速率计算
2011年4月初，小组成员选择了H2S和产水量相对较高的西1站分离器积液包进行了壁厚检测，西1站分离器于2000年12月投产，原始壁厚为16mm，工作时间约为10年，并由壁厚检测结果计算分别得到顶部、右侧壁、底部和左侧壁的平均腐蚀速率，见表5-1。
表5-1西1站分离器积液包壁厚检测结果表
积液包壁厚检测结果
检测
部位
壁厚（mm）
平均
壁厚
（mm）
平均腐蚀速率（mm/a）
顶部
14.33;
13.92;
14.27;
14.64;
14.43;
14.10;
14.40;
14.27
14.3
0.17
右侧壁
14.21;
13.62;
14.47;
14.24;
14.15;
13.6;
13.4;
13.67
13.92
0.21
底部
13.15;
13.14;
13.21;
12.87;
13.25;
12.94;
12.60;
12.93
13.04
0.296
左侧壁
13.73;
14.22;
14.44;
13.50;
13.30;
13.52
13.8
0.22
表5-2西1站分离器积液包腐蚀速率
腐蚀速率
检测部位
积液包
0.224
图5-2西1站积液包不同部位腐蚀速率对比图
由图5-2可以看出，积液包底部平均腐蚀速率达0.296mm/a，是腐蚀速率最高、最严重的部位，而顶部腐蚀相对较弱。
从积液包日常运行情况看，底部长期处于积水状态；
侧面为水、气两相状态，液位随生产情况而变化；
顶部主要处于气相。
由此可见，积液包内污水的腐蚀是导致集气站分离器积液包腐蚀速率高的关键症结。
根据规范规定，如果我们重点对分离器积液包底部污水采取相应的减缓腐蚀的防护措施，使其平均腐蚀速率降低60%，即由0.296mm/a降低至0.118mm/a；
防护措施同时对顶部和侧壁也会起到减缓腐蚀作用，可将积液包平均腐蚀速率由0.224mm/a降低至规范规定的0.12mm/a，腐蚀速率会明显降低，可见我们所设定的目标具有可行性。
图5-3西1站分离器积液包底部腐蚀形貌图
6分析原因（P阶段）
针对“积液包内污水腐蚀”这一主要症结，小组成员运用关联图进行原因分析，并找出导致积液包腐蚀速率高的5条末端因素，见图6-1。
图6-1关联图
7确定要因（P阶段）
针对以上5条末端因素，小组成员根据现场测试、验证，考虑所有末端因素逐一论证分析，制定要因确认计划表，找出主要原因。
表7-1要因确认计划表
末端因素
确认内容
确认方法
确认标准
责任人
时间
原料气中含有H2S/CO2等酸性气体
原料气中是否含有酸性气体
现场测试
腐蚀产物中铁的化合物含量<
10%
吕江
2011.4.6
原料气中含有机械杂质
机械杂质是否有相对运动
现场验证
机械杂质与金属表面无相对运动
成杰
2011.4.12
存在硫酸盐还原菌
是否含有硫酸盐还原菌
灼烧后腐蚀产物重量减少<
5%
2011.4.17
污水矿化度含量高
污水中矿化度含量是否影响腐蚀
矿化度含量<
10000mg/L
腐蚀影响小
2011.4.21
水中氯根含
量高
水中氯根含量是否加速腐蚀
现场分析
氯根含量<
1000mg/L，不会加速形成点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀
2011.4.26
小组成员分工，到现场对所有末端因素逐一确认。
7.1原料气中含有H2S/CO2等酸性气体
原料气中含有H2S/CO2等酸性气体，溶于水后形成H2S和H2CO3，其化学过程为：
CO2+H2O=H2CO3→H++HCO3-
H2S=S2-+2H+
对分离器腐蚀的作用机理有两方面：
一是氢的去极化腐蚀，二是硫化氢应力腐蚀开裂。
图7-1分离器内腐蚀产物
小组成员通过对腐蚀产物进行X射线衍射（XRD），分析其衍射图谱，测定西1站分离器腐蚀产物成分，判定是否含有H2S/CO2等酸性气体。
图7-2西1站分离器腐蚀产物XRD图谱
表7-2西1站分离器腐蚀产物XRD检测结果表
编号
组成
含量（%）
合计（%）
CaCO3
34.82
Fe3S4
25.96
65.18
FeCO3
13.87
Fe（OH）SO4.2H2O
7.28
FeO（OH）
5.65
FeSO4.H2O
8.88
FeS2
3.54
通过上表可以看出，腐蚀产物中铁的化合物含量达65.18%远远大于10%，说明原料气中含有酸性气体，溶于水后形成酸与积液包底部发生了电化学腐蚀反应。
结论：
原料气中含有H2S/CO2等酸性气体是要因。
7.2原料气中含有机械杂质
机械杂质
图7-2分离器工作原理示意图
原料气中携带的机械杂质，高速流入分离包后经导流板、鳍型挡板和波纹板沉降进入积液包，机械杂质属于静态介质，与积液包内壁表面无相对运动，因此不会产生冲刷腐蚀作用。
原料气中含有机械杂质不是要因。
7.3存在硫酸盐还原菌
硫酸盐还原菌是一种在厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物，以从有机含碳化合物中取得碳元素为营养而生存的细菌。
《工业循环冷却水污垢和腐蚀产物中灼烧失重测定方法》HG/T3533-2003，规定了腐蚀产物550℃灼烧失重可估计产物中有机物和化合水的含量，从而验证是否存在硫酸盐还原菌。
小组成员按照HG/T3533-2003中试验步骤，对西1站分离器内固体腐蚀垢样经过550℃灼烧，结果见表7-3。
表7-3垢样检测结果表
项目
分析检测结果
西1站分1/1
西1站分2/1
外观
黑色颗粒
550℃灼烧减少量%
0.90
2.05
由上表可以看出，腐蚀垢样经灼烧后重量只减少了1～2%<
5%，灼烧后腐蚀产物重量无明显变化，说明腐蚀样中不含有机物、生物黏泥等，即分离器积液包中没有硫酸盐还原菌腐蚀。
结论：
存在硫酸盐还原菌不是要因。
7.4污水矿化度含量高
根据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）规定，当污水中矿化度（水中化学组分含量的总和）含量<
10000mg/L时，对碳钢腐蚀影响较小。
小组成员对西1站分离器积液包的污水进行
升级会员 