塔河油田油气集输管网腐蚀现状及防腐蚀技术

塔河油田在近几年的开发过程中,采油设备及集输管网受到极大的腐蚀破坏,严重影响油田的正常生产.通过对塔河油田已建地面管网系统的腐蚀监测及油、气、水分析,发现油井采出来的原油中含有大量的H2S,CO2以及高矿化度地层水等腐蚀性物质,采取了添加化学剂防护、阴极保护法、管线集输端点加药技术和强化含油污水处理技术等防护措施,有效保障了油气集输管道的安全运行.     

油田产出水的腐蚀及防护研究

本文在对长庆油田的靖北、吴旗、油房庄和大水坑区块采油装置发生腐蚀原因分析的基础上,开展了产出水的缓蚀和杀菌试验研究。结果表明,引起井下管柱及集输管线腐蚀的因素主要有产出水矿化度高、H2S和SRB含量高、部分水质溶解氧超标以及井下存在CO2伴生气和不均匀结垢;优选的CI-2缓蚀剂具有较好的缓蚀效果,加量为50mg/L时,可使产出水的腐蚀速度由0.125mm/a降至0.012mm/a,缓蚀率达90%以上;经杀菌剂筛选,BI-2和BI-3对SRB、TGB具有较好的杀菌效果,为了防止产生抗药性,采用BI-2和BI-3交替加药。     

塔河12区高含H2S和CO2伴生气管道防腐蚀技术

塔河12伴生气为高含H2S和CO2的腐蚀性湿气,腐蚀环境恶劣,在腐蚀环境分析与防护技术研究的基础上,通过耐蚀材质比选、缓蚀剂防护应用、腐蚀监测网络建立综合防腐蚀技术的实施,最大限度地降低了伴生气集输管道的腐蚀风险,为此类伴生气集输管道防腐蚀技术提供了技术借鉴。     

酸性介质用大口径2205/Q235双相不锈钢复合管

针对油田集输管线对抗腐蚀性能的特殊要求,研制开发了大面积2205/Q235双相不锈钢复合板材;采用直缝双面埋弧焊(JCOE)成型技术和氩弧焊+CO2保护焊复合焊接技术,成功试制了426 mm×14 mm覆层2205双相不锈钢的复合管。采用SEM、力学性能检测和HIC(氢致开裂)、SSCC(硫化物应力腐蚀破裂)以及腐蚀速率测定等方法对复合管的性能进行了测定。测试表明,2205双相不锈钢和Q235碳钢完全实现了冶金结合;复合管的剪切强度及其它力学性能完全符合相关标准要求,并具有较好的抗HIC和SSCC性能,在H2S、CO2、Cl-共存的气相腐蚀介质中,试样腐蚀速率仅为0.045 mm/a,可用于油田酸性介质的输送。     

陕北油田集输管线腐蚀原因分析及腐蚀防护技术研究

目的 通过分析陕北延长油田某联合站集输系统管线的腐蚀行为,找出该区块集输系统的腐蚀原因,进而提出控制腐蚀的有效方法.方法 基于灰关联分析理论,分析了集输系统采出液腐蚀的主要影响因素及其对管线设备腐蚀的影响程度.应用EDX能谱仪和DXS-500全自动三维成像显微镜,对集输管线内腐蚀产物和Q235钢进行表征.采用正交试验方法,合成适用于该集输管线的缓蚀剂,通过极化曲线和缓蚀性能评价对缓蚀剂进行定性和定量分析.结果 管线腐蚀的主要影响因素为pH值、S2?、SRB、CO2、Cl?等,能谱分析得出腐蚀产物主要组成有Fe、O、C、S元素.采用投加50 mg/L氧化性高效脱硫杀菌剂和50 mg/L缓蚀剂的措施后,挂片表面光滑且呈红色和黄色,坑的数量大幅度减少,坑的深度大幅度减小,最大腐蚀深度由80.937μm减少到16.25μm,腐蚀速率降低到0.0324 mm/a,缓蚀率达到90％以上.结论 Cl?破坏金属表面钝化膜、CO2和H2S协同作用共同影响着金属的腐蚀速率.采用氧化性高效脱硫杀菌剂配合所合成的缓蚀剂来控制腐蚀完全可行,可有效解决集输管线的腐蚀问题.     

渤海某油田混合注水系统CO2/H2S腐蚀缓蚀剂的开发

目的 缓解渤海某油田混合注水出现严重的CO2/H2S腐蚀、现场检测挂片的点腐蚀非常明显等问题。方法 首先合成一种适合该油田工况的咪唑啉季铵盐（LH-31）,再通过复配得到最优的缓蚀剂配方。结果 利用动态高温高压釜,在95 ℃、0.15 MPa CO2（含100 μg/g H2S）、总压0.5 MPa N2、流速1.5 m/s、试验时间72 h条件下,测得空白平均腐蚀率为2.01 01 mm/a,点腐蚀速率1.1106 mm/a。添加40 mg/L的LH-31后,平均腐蚀率降至0.1000 mm/a,点腐蚀速率降至0.5789 mm/a。LH-31的红外谱图中,在879.31 cm-1出现一个吸收峰,可能是季氮原子与相邻碳之间的伸缩振动,说明形成了环状季铵盐类化合物。LH-31与硫脲和苯甲酸钠之间具有协同效应,添加4%硫脲和3%苯甲酸钠组成的高效复合缓蚀剂2E,可将平均腐蚀速率降至0.0200 mm/a,点腐蚀速率降至0.0751 mm/a。极化曲线测试表明缓蚀剂2E为阳极抑制型缓蚀剂。缓蚀剂2E在现场进行了试验,通过旁路腐蚀试验测试1 d后,前后加注40 mg/L的缓蚀剂2E,试片的平均坑深由0.139 μm降低至0.0258 μm。结论 缓蚀剂2E能有效抑制该渤海油田混合注水的均匀腐蚀和点腐蚀。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

塔河油田苛刻环境下集输管线腐蚀防治技术应用

目的提升苛刻环境下油气集输管线的腐蚀防护能力,降低腐蚀速率,降低腐蚀穿孔造成的环境污染和人员伤害风险。方法针对塔河油田高H_2S、高CO_2、高H_2O、高Cl~-、高矿化度、低p H值的苛刻内腐蚀环境,通过科研攻关,揭示腐蚀机理,明确腐蚀规律特征,在借鉴国内外防腐技术的基础上,研发出集输管线内挂片法腐蚀监测装置,建立数据、形貌、位置的点腐蚀定量评价方法,以提高腐蚀监测的准确率与评价精度。结果研发出针对H_2O-H_2S-CO_2-Cl~-共存腐蚀环境体系的BX245-1Cr耐蚀钢种管材,其力学性能优异,耐蚀性好,现场试验中点腐蚀速率降低了37.8%,均匀腐蚀速率降低了11.0%。优化改进了非金属管材结构,提升了其耐强冲刷腐蚀性能,并通过添加碳黑与玻璃纤维同缠绕制管消除静电腐蚀。含高H_2S和高CO_2伴生气集输管线采用"预膜+连续加注+批处理"缓蚀剂防护技术,控制均匀腐蚀速率为0.001 mm/a,点腐蚀速率为0.0299 mm/a。含水原油集输管线采用涂层风送挤涂施工进行内涂层防护,解决了60 mm≤DN≤100 mm小口径管线内涂层补口的难题;应用PE管内穿插修复、涂层风送挤涂修复技术对腐蚀集输管线进行治理。结论形成了安全可靠、经济高效、节能降耗且实用的腐蚀防治关键技术系列,现场应用效果显著,为国内油田的腐蚀防治提供了技术借鉴与应用经验。     

马厂油田集油管网防腐治理

马厂油田集油管网1989年9月投产运行,1990年7月7#～17#伐组集油干线159×6管线第一次腐蚀穿孔.其后整个油区集输管网穿孔愈来愈严重.1991年、1992年共计穿孔118次,1993年穿孔141次,经济损失惨重.马厂油田集输管网的防腐治理方案:治理初期采用集输干线端点加药,在集输管网腐蚀状况基本得到控制后,对集输管网逐段进行内防腐治理,对一些实施内防腐受到限制的管段用玻璃钢外加固技术进行处理.1集输干线端点加药端点加药的药剂主要....     

塔河油田油气集输管网腐蚀现状及防腐技术的研究与应用

塔河油田在近年的开发过程中,地面集输管网不同程度的出现腐蚀穿孔,严重影响油田的正常生产。从油井采出来的原油中含有大量的H2S、CO2以及地层水和其它杂质,对采油设备及集输管网的腐蚀破坏性极大。对其腐蚀机理进行分析,找出防腐措施极为重要。本文通过对塔河油田已建地面管网的腐蚀监测及油、气、水的分析,找出了管线腐蚀的机理,并提出了相应的防护措施,提高了油田的开发效率。