天然气站场埋地管道检测评价技术优化

作为管道输气系统的重要环节——天然气站场,在保障管道系统安全平稳地集输天然气运行过程中,发挥着至关重要的作用。腐蚀问题极易造成气田生产过程中集输管道的腐蚀穿孔、断裂,严重影响气田的正常生产,同时造成环境污染和威胁人身安全。站场管道输送介质比较恶劣及投产时间较长,且埋地管道的监测和检测一直是难点。为判断其是否存在安全隐患,降低运行风险,需对站场埋地管道检测技术进行优化,提出系统的检测评价流程,采取针对性的检测技术以及明确检测部位,同时选择所发现缺陷的评价标准,从而控制油气站场的风险水平,使其在合理的、可接受的范围内。     

普光气田地面集输系统腐蚀监测及控制体系

为了对普光高酸性气田实施有效的内腐蚀控制及监测,针对普光集输系统湿气混输工艺的特点,结合质量法、电阻法、线性极化法、FSM电子纹法等多种在线腐蚀监测技术,采用缓蚀剂预涂膜、连续加注、批处理等腐蚀控制工艺,辅以管道内腐蚀检测及化验分析技术,合理选择腐蚀监测点、缓蚀剂加注点及化验分析取样点,利用综合分析的方法,对普光气田地面集输系统实施了综合的内腐蚀监测及控制,建立起了完善的腐蚀监测及控制体系。该体系运行1年多来,已累计更换腐蚀挂片6次,进行了2次全管网的管道内腐蚀监测（智能清管）。实测数据显示：普光气田地面集输系统年腐蚀速率有效地控制在0.076 4 mm/a以下,确保了集输系统的安全平稳运行。     

普光气田集输系统腐蚀监测技术与应用

针对普光高含硫气田地面湿气集输系统工艺特点,对集输管道腐蚀环境进行机理分析,明确了管道面临的腐蚀形势。为提高集输系统腐蚀监测的准确性、有效性,根据不同集输环节、腐蚀类型、诱发时间,结合监测设备对腐蚀的响应速率,优选腐蚀监测方法、监测设备,优化各种腐蚀监测技术的工作制度、监测装置的分布及数量,建立完善的湿气集输系统腐蚀监测网络,形成以挂片与探针有机结合的在线集成腐蚀监测技术。结合现场工况,监测数据分析结果表明,监测体系完善,监测数据及时准确,为防腐措施实施,缓蚀剂配方、加注量及批处理频率等参数优化调整提供了数据支撑,有效防止了腐蚀加剧,普光气田集输管道主体平均腐蚀速率控制在小于0.076 mm/a,保证了管道安全平稳运行。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

苏里格气田东区集输管网外腐蚀检测结果评价

地面集输管道的腐蚀一直是油气储运及集输工程的一个重要问题。本文分析了苏东气田地面集输管道腐蚀的各种形式及主要腐蚀机理。针对输油管道的腐蚀问题,从土壤微生物、理化性质以及交流电对管道的腐蚀影响等方面进行了分析。介绍了目前苏东气田采取的地面管道防腐措施及运行现状。并通过管道外腐蚀检测成果分析苏东气田地面集输管道腐蚀现状及防腐效果评价。     

普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术

管道腐蚀影响因素众多,就普光集输管道而言,高含硫天然气介质引发的内部腐蚀问题最为突出。腐蚀泄漏风险是反映腐蚀失效概率和泄漏危害的综合指标,针对普光高含硫天然气集输特点,建立集输管道腐蚀泄漏风险评估模型。普光气田投产之初对集输管网进行了腐蚀风险评价,分析工况条件下的腐蚀风险和趋势,制定缓蚀剂、腐蚀监测、智能检测、积液检测和阴极保护的腐蚀综合控制方案,并在生产过程中不断优化。同时,成立技术保障站,专门负责集输系统腐蚀管理,严格执行腐蚀控制方案和作业规程。气田投运一年半以来,集输管道平均腐蚀速率为0.059 mm/a,腐蚀风险相对较低,腐蚀控制方案有效。     

普光气田集输站场排污管线腐蚀与对策

普光气田是国内首次大规模开发的高酸性气田,H_2S体积分数平均为15%,CO_2体积分数平均为8.6%,且气井普遍产出地层水。溶解了H_2S和CO_2气体的产出水进入集输站场排污管道,再加上其中富含氯离子和微生物等腐蚀介质,使得该部位抗硫碳钢A333管材腐蚀条件恶劣。室内电化学和模拟工况试验评价分析表明,A333钢在该环境下耐蚀性较差。针对排污管线存在的腐蚀风险开展了防腐蚀试验,结果表明,A333钢须与缓蚀剂配合使用才能满足高酸性气体环境下的腐蚀控制要求。同时开展了替代管材(耐蚀合金、涂层和柔性复合管)的研究和筛选,为同类高酸性油气田集输站场排污管线的选材和防腐蚀方案制定提供借鉴和参考。     

油气站场埋地管道腐蚀控制技术

在介绍国内外油气站场埋地管道腐蚀和控制情况的基础上,分析了油气站场埋地管道腐蚀的主要原因,制订了相应的腐蚀控制对策.并根据国内油气站场腐蚀的具体情况,对严格油气站场管道防腐蚀层提出了建议.     

元坝高含硫站场排污管线腐蚀风险及技术对策

元坝气田天然气中高含硫化氢、中含二氧化碳,且气井普遍产出凝析水和地层水,溶解了硫化氢气体的气田水进入天然气集输系统站场内的排污管道,导致抗硫碳钢排污管内腐蚀环境恶劣,存在较大的腐蚀风险。通过室内实验和现场试验评价分析,认为抗硫碳钢A333须有缓蚀剂配合使用才能满足含硫湿酸气环境下的腐蚀控制需求;在没有缓蚀剂保护的内腐蚀环境下,抗硫碳钢A333以局部腐蚀为主,腐蚀呈现点蚀扩大和坑蚀现象,平均腐蚀速率达到1 mm/a以上。针对现场排污管线腐蚀风险,制定了元坝气田站场排污管线腐蚀控制技术对策和研究方向,为同类含硫气田站场排污管线材质优选和腐蚀控制方案确定提供了借鉴和参考。     

页岩气田站内管道腐蚀原因及治理对策

川渝页岩气田某区块站内管道腐蚀穿孔,影响站场正常运行,维修难度大,风险高,安全环保压力大.为此,通过对输送介质、腐蚀产物理化实验分析,结合环路模拟试验明确了管道腐蚀主要原因:微生物腐蚀造成的电化学腐蚀为主,CO 2腐蚀为辅,同时冲刷作用导致弯头穿孔加剧.通过缓蚀杀菌剂加注、抗菌钢管更换及除砂器优选等综合治理措施,实现了...     

迪那2气田地面集输及处理工艺技术

迪那2气田是西气东输管道供气的主力气田之一,气田压力高、温度高、单井产量高,处于CO2和Cl-腐蚀加剧的敏感区域内,地理环境恶劣,开发难度大.对迪那2气田集输计量工艺及油气处理厂凝析气处理、轻烃回收及凝析油稳定工艺的选择及方案比选进行了分析;对管道材质的选择、腐蚀监测、压力级别的确定进行了论述,并介绍了迪那2气田建设采用的新工艺、新技术及新设备.     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系,从腐蚀控制技术的集成与优化入手,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。     

酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术及应用

目的利用气田水分析、现场腐蚀监测/检测等方法形成酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术。 方法在实验室考查了缓蚀剂残余质量浓度分析、超声波测厚、电化学探针等方法的有效性。 结果缓蚀剂残余质量浓度标准曲线拟合值相关系数在99.9%以上、超声波测试结果相对误差最高在0.67%、电化学探针作为评价缓蚀剂的效果手段具有相当的灵敏性。 结论利用形成的酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术,在龙王庙某原料气管线开展应用,结果表明可以有效评价缓蚀剂现场应用效果,评价结果与现场腐蚀检测结果相吻合。      

高含硫气田湿气集输管道冲蚀风险预测研究

通过对普光气田集输管道现场检测发现,管道多处发生明显的冲刷腐蚀,造成壁厚减薄。基于湿气集输管流流体动力学数值模型,开展气液两相冲蚀风险预测与评价研究。结果表明,普光气田集输管道气液相交界面上剪切应力较大,易发生冲蚀;上倾管段为段塞流流型,其下部管底区域剪切应力较大,流动腐蚀风险较高,是腐蚀监测的重点区域;集气站内集输管道环形障碍物后、分流支管入口、接管两侧及管汇主管中下部区域冲蚀风险高。研究结果为普光气田集输管道腐蚀监测与控制及安全管理提供了技术参考。     

K气田集输管道焊缝腐蚀失效研究

K气田天然气中主要腐蚀介质为CO2和气田水中的氯离子。采用碳钢管道进行气田内部集输,使用1年左右碳钢管道发生了严重腐蚀。通过腐蚀调查和对典型管道腐蚀样品剖析检查,对腐蚀产物进行检测分析,采用了电化学测量方法测量在腐蚀环境中焊缝不同区域金属的腐蚀电位。分析结果表明：在发生腐蚀的阶段没有发现地层水参与腐蚀的证据,CO2是导致气田内部集输碳钢管道腐蚀失效的主要腐蚀介质;由于化学成分和微观结构的差异,焊逢与钢管母材金属在湿流体介质中形成了电位差,导致气田碳钢管道焊接区域发生严重腐蚀。焊接材料和焊接工艺对碳钢管道的CO2腐蚀有重要影响,对于含腐蚀性流体的气田,在进行内部集输工程建设设计和施工时,应开展焊接焊头抗腐蚀性评价试验研究。     

普光气田地面生产系统腐蚀控制技术及其效果

高含硫天然气田地面生产系统面临H₂S/CO₂以及元素硫共存等苛刻条件下的腐蚀问题,这是目前开发此类气田的难点之一。通过分析普光高含硫气田开发过程中运用的腐蚀控制技术及其效果,可为有效控制此类油气田开发过程中的腐蚀问题提供依据。首先将室内模拟试验选材和缓蚀剂筛选作为控制腐蚀开裂和电化学腐蚀失重的主要措施,结合腐蚀挂片、探针、电指纹监测、超声成像测厚和智能清管检测以及服役前后材料理化性能对比测试,确定材料服役过程中的腐蚀特征、腐蚀机制以及缓蚀剂作用效果,从而为进一步针对腐蚀关键部位的腐蚀控制和监检测提供依据。该腐蚀控制综合技术的运用效果表明,目前普光气田整体腐蚀速率小于0.076 mm/a,材料力学性能未出现损伤退化,处于受控状态。而元素S沉积和地层水聚集将诱发少量局部腐蚀,这一问题将成为腐蚀控制的重点。     

高含硫天然气净化厂管线腐蚀监测方法的优选与应用——以普光气田为例

普光气田高含硫净化厂的原料气高含H2S(约15%)、含CO2约10%,管线的腐蚀监测和腐蚀控制对保证净化厂的安全、高效运行具有重要意义。为此,对目前常用的腐蚀监测方法在该净化厂各工艺管线腐蚀监测中的适应性进行了分析和比较,并根据生产管线的服役特点优选出了适宜的腐蚀监测方法。现场应用结果表明:电感探针监测和失重挂片监测是管线监测的良好手段,能够满足高含硫净化厂管线各种服役工况,且其投资较低;电感探针在线腐蚀监测结果与失重挂片腐蚀速率基本一致,表明监测数据可信;该净化厂第二级硫冷凝器酸性气入口管线,急冷水泵出口管线,酸水汽提塔顶和东、西区高空放空总管为腐蚀薄弱环节,其他监测单元腐蚀速率都很低。该分析结果可为高含硫净化厂管线腐蚀监测提供指导,为净化厂的安全高效运行提供保障。     

油气田硫酸盐还原菌控制技术应用探讨

在油气田开采、集输和气田水回注系统中,存在着各种微生物群体,包括硫酸盐还原菌、铁细菌以及其他微生物。其中,危害性最大的微生物就是硫酸盐还原菌(SRB)。通过对重庆气矿目前站场SRB分布统计分析,结合站场气田水处理工艺及油套管腐蚀状况,经分析对比现有多种生物腐蚀控制技术,推荐LEMUPZ-H物理法杀菌技术。现场应用表明,该工艺能有效杀灭和抑制气田水中SRB,对站场排污、气田水转输及回注系统均能起到较好的保护作用,是一种经济有效的应对SRB腐蚀的控制保护措施。     

喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理及防治对策

通过电镜、X射线衍射分析,以及室内模拟实验技术手段,对喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理进行了分析研究,初步确定了内外腐蚀的主要因素。金属管道内腐蚀主要是三种细菌作用下的电化学腐蚀,占比75%。由于内防腐涂层失效,导致细菌进入形成菌瘤,加快了管道腐蚀,最终导致管道穿孔。外腐蚀的主要原因是喇嘛甸油田土壤电阻率低,土壤腐蚀性强,由于施工、外力破坏、外补口等质量因素,造成外防腐层破损,导致管体土壤中形成电化学腐蚀。为此提出,应加强管道完整性管理,建立全过程质量控制体系,开展管道质量检测和双高管道识别评价,建立埋地管网管理平台;在内腐蚀控制上推广应用新型涂料及内补口配套技术,在外腐蚀控制上推广应用站场区域阴极保护技术。上述措施的应用可以有效控制埋地管道失效率,提高埋地管道运行维护水平。     

站场管道的导波检测技术

超声导波是由超声波在介质中的不连续交接面间产生多次往复反射,并进一步产生复杂的干涉和几何弥散而形成的。导波主要沿管道轴向传输,当导波传输过程中遇到缺陷时,会在缺陷处返回部分反射波,因此可根据反射波来检测缺陷位置和大小。结合中洛管道站场管道特点,进行站场管道导波检测技术研究。结果表明,站内伴热管道失效概率最高,其失效形式主要为腐蚀泄漏;失效后果最严重的风险点为加热炉,其次为燃料油管。建议全线范围内拆除固定墩,验证是否有固定墩内腐蚀的情况,或定期进行导波检测,监测管道腐蚀的发展状况。由于中洛线站场设施的风险在未来的一段时间内上升较快,建议加强监测,降低站场风险。