生产系统腐蚀原因分析及几种防腐措施对比

随着油田开发的不断进行,油井含水逐渐升高,油井产出液中复杂多样的组分,导致了生产系统的腐蚀穿孔,现已严重困扰着油田的正常生产。近几年来,尽管采取一些防腐措施,但管线穿孔仍时有发生。通过对生产系统腐蚀原因研究和分析,为采取相应的生产保护措施提供有力的依据。     

油田生产系统腐蚀监测技术

文留油田生产系统腐蚀状况、油田生产系统腐蚀监测的原则及监测网络的布点方式和腐蚀监 测的项目及监测方法,并分析了监测结果.     

化工生产系统的腐蚀与防护

化工生产系统的腐蚀与防护刘小光（北京化工大学）众所周知，世界各国腐蚀所造成的损失约占国民经济总产值的２．５～４％。而化工生产中的腐蚀损失又为各行业之冠。日本化工部门腐蚀损失就占总腐蚀损失的１４．８％。我国每年腐蚀损失达９００多亿元，其中化工部门损失１...     

延长油田某区块采出水腐蚀因素分析及对策

介绍了延长油田概况。选取了某区块采出水进行了腐蚀因素分析,该区块采出水的特点是：Cl-、HCO3-含量较高,溶解氧、SRB、TGB含量较少,不含CO2和H2S,pH值介于6.12~10.84之间,与其它油田比较,总矿化度较高。明确了该区块腐蚀的原因是Cl-、HCO3-含量较高,加之存在溶解氧、SRB、TGB,多种因素共同作用、相互影响、相互促进造成的结果。提出了要解决油田腐蚀问题不光要加强技术研究更重要的是要加强管理的建议,为延长油田今后生产系统的防腐工作提供了借鉴。     

某海洋油田生产管线腐蚀分析

本文对某海洋油田生产管线中的一段取样进行腐蚀分析,应用金相显微镜、扫描电镜、电感耦合等离子体发射光谱等分析手段,详细研究了生产管线外表面涂层及内管壁的腐蚀状况,分析了腐蚀产生的原因。生产管线外表面涂层容易受到氧和氯离子的侵蚀,生产管线内壁受海水和硫化氢腐蚀,对生产工艺和维保措施进行合理管控,可减轻腐蚀发生。     

油田腐蚀状况与腐蚀控制

<正> 原石油部开发生产司组织全国各油田于1987年下半年进行了一次油田腐蚀大调查。这次油田腐蚀大调查很有必要,也很重要,对我国油田加强防腐工作是一项重要的基础工作。通过调查,基本摸清了油田腐蚀现状,检验了过去防腐工作的效果,暴露了现存的腐蚀问题及防腐工作的薄弱环节,为今后制定油田防腐工作规划和进一步采取防腐措施打下了基础。     

油田地面工程集输系统腐蚀控制分析

文章对石油地面工程集输系统所具有的腐蚀控制技术进行详细的分析,从这个角度思考腐蚀问题,对控制工作进行优化,希望能够为我国的石油地面工程集输系统的腐蚀控制提供一定程度的参考。     

联合站污水系统腐蚀成因分析及治理对策分析

油气资源属于我国生产生活中不可或缺的重要资源,油田联合站污水系统工作过程中,腐蚀问题发生几率较高,腐蚀会严重影响污水设备的正常应用,对其使用寿命及应用安全性产生负面影响,所以这就需要合理分析联合站污水系统腐蚀成因,并采取针对性的措施进行治理,以延缓系统腐蚀问题的发生,促进设备应用安全性能的增长,强化系统防护与保护.     

前大油田腐蚀结垢的原因及对策

介绍了吉林油田前大地区的腐蚀及结垢现状，包括注 水系统、联合站、污水站等处的腐蚀及结垢状况，针对这些状况分析了引起该地区的腐蚀及 结垢的主要原因，提出了防制的对策.     

塔里木油田用油套管钢的静态腐蚀研究

研究了温度、CO2分压、溶液pH值及Cl^-浓度对4种油套管常用材料N80、P105、P110和SM110腐蚀行为的影响．在温度为90℃时，4种材料的腐蚀速率都达到最大值．当温度为65℃时，除P105外，其它材料的腐蚀速率随CO2分压的增大而升高．而在90℃时，除P105外。其它材料的腐蚀速率在CO2分压为2．5MPa时达到最大值．溶液pH值及Cl^-浓度对材料的腐蚀速率的影响不明显．     

胜利垦32区块外输管线穿孔分析与对策

胜利垦32区块外输管线频繁特殊穿孔,不易检测,治理困难。取样解剖后发现,穿孔多为手指状的直孔,几乎都由内壁点腐蚀引起。断面上穿孔分布无规律性,上中下部位均有,沿管道轴向有相对分段集中的特点。通过对腐蚀产物进行XRD分析,对腐蚀管段进行EPMA分析、材质分析以及金相检验和夹杂物检验分析,初步认定:垦32区块外输管线频繁穿孔主要是由于不同管段内表面的夹杂物分布及夹杂程度差异导致的。就试验结果和目前的技术发展来看,建议采用玻璃鳞片涂层或采用钢骨架复合管或渗氮工艺进行管线保护。     

某石油平台海水冷却系统腐蚀分析与防护方法

腐蚀损害经常危及着海上设施与设备的安全及正常运行,本工作对某石油平台海水冷却系统的腐蚀状况进行了综合分析,对海水冷却系统实施阴极保护,取得了良好效果。     

油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究进展

综述了国内外油气井开发过程中油套管钢CO2腐蚀产物膜的研究现状，包括：PCO2≤2MPa条件下膜的形成机理、组织结构、力学性能、离子选择渗透性及破损条件；同时指出在油气开发过程中CO2腐蚀产物膜的研究方向。     

油田计量站管道的腐蚀与防护

中原油田采油五厂计量站院内,外管线的腐蚀问题十分严重,通过分析腐蚀原因,对38#站和43#站分别采用强制电流法和牺牲阳极法阴极保护,并对两种保护方法的实施效果进行了对比。     

大庆头台油田埋地管线腐蚀调查分析

对使用多年的埋地管线进行腐蚀调查很有必要。通过对大庆头台油田采油1区2号5阀组间至5785油井和5786油井的单环管线的管地电位、土壤电阻率、防腐绝缘层电阻率、壁厚等项目的测试,调查分析了管线的腐蚀状况,并进行了开挖验证。由于外防腐保温层破损,导致聚氨酯保温层进水,使管道局部发生了电化学腐蚀。由此提出了局部修复加阴极保护的建议。     

西南油气田输气管道内壁腐蚀的控制

“九五”以来,西南油气田分公司开展了新型管道缓蚀剂开发、管道缓蚀剂加注方式的改进、缓蚀剂保护效果的检测与评价方法改进等一系列工作,并在管网上建立了管道内腐蚀在线监测系统,由于腐蚀控制技术的发展和进步,已有效地抑制了天然气管道内壁的腐蚀。     

中原油田气举井油套管腐蚀因素分析

采用XRD,EPMA和硫酸盐还原菌（SRB）检测对中原油田气举井文13－127套管及文13－257井油管腐蚀产物及管材和两口井的水质进行分析,并试验了碳钢在含CO2介质中的腐蚀,研究结果表明,CO2及高矿化度产出水是气举井腐蚀的主要原因,油管丝扣处存在的缝隙,套管钢材中夹杂物的局部分布及流体冲刷是加剧油套管局部腐蚀穿孔破坏的另一原因,同时还探索了应用缓蚀剂防止气举井CO2腐蚀的可能性。