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通过对胡19区块生产系统腐蚀因素调查,摸清了腐蚀原因是由于胡19区块产出液中Cl-,CO2含量高,同时含有一定量的O2,H2S和SRB,从而形成弱酸性腐蚀水体。经向套管中注入DQF-2高效缓蚀剂(加药浓度200mg/L)后,产出水的铁离子含量与注药前相比,下降了74.2%;根据腐蚀挂片监测的数据。腐蚀速度由2.11mm/a下降到了0.075mm/a,达到了部分指标的要求。 相似文献
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油套管在CO2和H2S共存时的腐蚀机理研究 总被引:22,自引:0,他引:22
采用模拟高温高压CO2,H2S共存时的腐蚀试验及腐蚀产物膜的分析方法,研究了井下高温高压CO2、H2S共存时NT80SS油管腐蚀膜的特征及其对电化学腐蚀的影响。结果表明:在H2S、CO2和Cl^-共存条件下,气相区高温静态腐蚀表现为垢下腐蚀;在液相区则以均匀腐蚀为主,腐蚀的发生是H2S和CO2共同作用的结果,其机理可能是CO2在液相中与钢先发生作用生成FeCO3,H2S在液相中与FeCO3反应生成了更为稳定的FexSy,在液相中,FexSy吸附层对离子的迁移起到了部分的阻拦作用。由于在气区的垢下腐蚀为局部腐蚀.腐蚀速度大于液相区的腐蚀。 相似文献
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文一联所属文中油田水系统、油系统产出水通过油井、地面管线工程及化学防腐 ,腐蚀速率下降至 0 0 76mm/a以下 ,但在整个油、水系统中 ,联合站阀组到污水处理站滤后这一阶段内 ,出现了腐蚀速率局部严重超标现象 ,有必要做进一步的腐蚀监测分析 ,找到问题原因。1 腐蚀监测分析方案(1)腐蚀监测点布点。按照文一联外输阀组到文一联污水处理站滤后流程 ,沿流程设置监测点。(2 )监测项目。腐蚀监测的内容不仅能反映系统介质腐蚀的变化趋势 ,同时也能正确反映腐蚀变化的原因。主要的腐蚀监测项目如下 :(1)“六项离子”含量分析。K+ +Na+ … 相似文献
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江汉油田注水采油设备的腐蚀与防护 总被引:4,自引:0,他引:4
随着采出原油含水率增大,江汉油田地面和地下注水、输油管线都发生严重腐蚀。通过油田注水水质监测,大量地面、井下挂片腐蚀试验,腐蚀状况和腐蚀物分析,室内模拟试验,查明引起腐蚀的因素是 SRB、高 Cl~-含量以及溶解 O_2、CO_2和 H_2S,其中以 SRB 最为重要。讨论了各种因素引起腐蚀的机理。提出了相应的防腐蚀措施。 相似文献
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苏丹六区油田减黏裂化装置以苏丹六区稠油为原料油,其性质为低硫、高密度、高黏度、高酸值、高金属含量的重质原油,经过减黏裂化,原油黏度可达到管道外输标准.由于设计选用了合适的抗腐蚀材料,装置高温部位没有发现环烷酸腐蚀和硫腐蚀.但减黏分馏塔塔顶及其冷凝系统出现H2S-HCl-H20型严重腐蚀.经调整电脱盐操作和选用新型中和缓蚀剂等措施,塔顶冷凝系统腐蚀得到有效控制. 相似文献
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��������������ʴ���ؼ������Բ� 总被引:5,自引:3,他引:2
气井腐蚀因素分析 1 气井腐蚀因素调查截至 2 0 0 0年 4月 ,长庆气井已投气井 10 4口 ,其中 82口下古生界开采井中H2 S最高含量为 2 80 0 0mg/m3 ,平均15 95 81mg/m3 ;绝大部分气井H2 S分压大于 3 5× 10 -4MPa ,存在H2 S应力腐蚀的可能性 ,且随着气田的开发 ,H2 S含量还有增加的趋势。图 1为部分投产井投产前后H2 S含量的数据对照图。上古生界H2 S含量虽较低 ,平均含量为4 5 49mg/m3 ,但其腐蚀性也应引起重视。由此可见 ,H2 S是引起长庆气田气井腐蚀的主要因素之一。图 1 部分投产井投产前后H2 S含量的… 相似文献
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循环水冷却器是实现炼油厂热平衡的重要设备,一旦发生腐蚀泄漏,将影响产品质量和装置长周期稳定运行。某炼油厂大检修期间腐蚀调查数据显示,存在腐蚀问题的循环水冷却器占比为28%,其中需更换管束的循环水冷却器占比为6.5%。该文选取了部分典型循环水冷却器腐蚀案例,从腐蚀部位、腐蚀产物成分和腐蚀影响因素等方面进行分析,认为循环水中溶解氧和微生物含量较高以及循环水流速偏低是导致腐蚀的主要原因,并探讨了管束选材、工艺防腐和腐蚀监测等方面的应对措施,为其他炼油厂循环水系统腐蚀防护工作提供了经验借鉴。 相似文献
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介绍了在线腐蚀监测技术和在线腐蚀监测系统的组成,结合在线腐蚀监测系统监测点位置和构架图,以及2007年两套蒸馏装置加工混炼原油的硫含量、脱前和脱后的盐含量汇总,通过全年在线腐蚀监测月报数据分析,总结分析了两套蒸馏装置当年的腐蚀情况,并提出了改善腐蚀环境的建议,继续做好在线腐蚀监测工作,指导原油混炼和控制装置腐蚀。 相似文献
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1 概 述大庆石化公司常减压装置于2003年9月开始掺炼俄罗斯含硫原油,考察林源、吉化、哈炼常减压装置设备情况,腐蚀相当严重,其中常压塔顶空冷器管束3个月就出现了腐蚀穿孔现象。俄罗斯原油特点是硫元素和金属元素含量高,俄罗斯原油含硫为0.868%,大庆原油含硫为0.12%,俄罗斯原油中Cl—含量也较高。虽采取了防腐措施,如一级电脱盐、注含有机胺的综合剂和缓蚀剂等,但塔顶的腐蚀问题仍未得到有效控制。为了摸清空冷管束腐蚀状况,尤其是相变区的腐蚀情况,进而调整防腐手段,石化公司在常压塔顶安装了一套腐蚀在线监测系统。该系统由中国科学院… 相似文献
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高含硫气田在开发过程中,管道腐蚀是一个非常突出的问题,特别是长距离湿气集输管道,不同管段腐蚀程度差异很大,仅仅在管道的始末段设置腐蚀监测点很难全面有效地获得管道腐蚀的真实情况。通过对天高线B段管道流体特性模拟分析,研究影响管道腐蚀的主要因素,确定管道严重腐蚀的部位,为长距离集输管道腐蚀监测方法和位置的设置提供依据。通过与目前油气田使用比较成熟的非插入式在线腐蚀监测技术进行对比,本试验在腐蚀监测系统中增设了超声导波监测技术。1年的腐蚀监测试验结果表明,完善后的在线腐蚀监测系统使腐蚀监测信息更加全面有效。 相似文献
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为了提前预知气体钻井工况下可能引起的腐蚀(冲蚀)危险,研制了适用于气体钻井的井口腐蚀(冲蚀)检测装置。该装置克服了现有技术的不足,安装在气体钻井排砂管线(或测试管线)上,可快速真实监测气体钻井腐蚀(冲蚀)速率,为现场实施气体钻井提供指导,降低井控风险。现场监测结果表明,用该装置测得S135腐蚀棒的平均腐蚀(冲蚀)速率为9.5 mm/a,其表面光滑,局部有细小凹坑,属于典型的高速气流携带钻屑的冲蚀行为;P110腐蚀棒平均腐蚀速率为1.58 mm/a,其表面腐蚀均匀,有细小凹坑,主要为CO2的腐蚀产物FeCO3以及地层岩屑的主要成分SiO2,此外还夹杂少许地层水中的无机盐,符合CO2冲刷腐蚀特征。建议采用抗CO2腐蚀的管材或向环空添加缓蚀剂的方法预防腐蚀。 相似文献
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随着越来越多酸性气藏的开采,井下防腐及腐蚀监测日益重要。传统的井下挂片腐蚀监测是将腐蚀挂片安装在固定式油管短节内,挂片必须随油管一并入井和起出,监测深度固定,井下挂片腐蚀监测以及结果分析受限于修井作业时机。针对传统井下腐蚀监测缺点以及目前现场腐蚀监测需求,通过技术攻关研究,自主研发出一种用于气井井下腐蚀监测的工具。室内评价及现场试验表明,该工具性能可靠,实施方便,能更真实更直观地评价井下腐蚀状态,实用范围广,具有腐蚀监测深度调节方便、试片数量和类型可调等优点。现场成功应用为气井井下防腐以及选择合理的修井作业时机提供直接依据,大大降低了气井井下腐蚀监测成本,减少了大修作业,对气井安全生产也具有重要的意义。 相似文献
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川渝含硫气田腐蚀控制方法 总被引:2,自引:2,他引:0
川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。 相似文献
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管线钢耐酸性腐蚀的主要影响因素及测试方法 总被引:1,自引:0,他引:1
简要介绍了酸性服役环境下油气输送管线钢管的腐蚀行为,即硫化物应力腐蚀(SSC)开裂和氢致开裂(HIC)。从管线钢合金成分设计、冶炼控制、轧制工艺及显微组织控制等方面详细分析了影响管线铜抗腐蚀性能的主要因素。阐述了在酸性服役环境下所用油气输送管线钢管耐腐蚀性能的表征以及测试方法,并对酸性环境不同标准中管线钢的验收极限进行了比较分析,旨在为国内酸性环境用高钢级管线钢技术的开发提供借鉴与参考。 相似文献
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川渝某页岩气平台集气管线投产后短时间内发生穿孔失效,为找出集气管线腐蚀失效的原因,分析了失效管段所处的腐蚀环境,结合材料理化性能和腐蚀产物形貌成分测试结果,认为输送介质中的CO2和返排液中高含量的硫酸盐还原菌(SRB)是造成管道腐蚀穿孔的重要原因,两者同时参与了腐蚀反应,形成主要由代表性腐蚀产物FeCO3、FeS构成的产物层。在CO2和SRB代谢的共同作用下,集气管线快速腐蚀穿孔。 相似文献
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刘洋 《石油化工安全环保技术》2021,(1):30-34,I0002
在石油石化行业,腐蚀是危害管道安全、引起管道失效的重要因素。统计数据表明:腐蚀相关的事故占总体事故比例在25%以上。通过对某区块采出液成分进行分析,发现腐蚀形态以局部点蚀为主,腐蚀机理主要是垢下浓差腐蚀和细菌腐蚀,腐蚀的主要介质是H2S、CO2、SRB,水中的Cl-作为催化剂对腐蚀起到自加速的作用,随后通过添加缓蚀剂、旋转气流法管道内涂层和非开挖内衬修复技术对腐蚀管道进行防护与修复,其中旋转气流法适用于新建或未发生过腐蚀穿孔的管段,PCE内衬修复技术适用于腐蚀较为严重的管段,目前3种防护措施都取得了良好的应用效果,可实现隔离腐蚀介质、延长管道寿命的目的,研究结果可供其他油气田和管道行业借鉴。 相似文献