天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水、建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２,缓蚀剂,水及它们的组合对于管线内腐蚀起的作用,根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。     

天然气管线内腐蚀速度的逐步回归预测

为了更深入地探索天然气管线中所输介质与内腐蚀之间的关系,利用实验获得在气相或液相中Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值,采用数理统计的方法,确定Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂与内腐蚀速度之间的最佳的逐步回归方程,以达到预测内腐蚀速度的目的。所有逐步顺归过程及预测由编写的程序系统来完成。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

常压塔顶冷凝系统腐蚀机理的探讨

本文根据胜利炼油厂常顶空冷器内腐蚀产物的实际增况以及在大量查阅国外资料的基础上，确定常顶冷凝系统的腐蚀体系应为ＨＣｌ—Ｈ２Ｓ—Ｏ２－Ｈ２Ｏ型腐蚀，进而提出一个研制适应该系统新型缓蚀剂的课题。     

吉林油田新民采油厂腐蚀结垢原因分析和防腐防垢的研究

针对吉林油田新民采油厂采出液中Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、ＨＣＯ３＾－和Ｃｌ＾－及高矿化废水对井下采油设备和地面集输管线造成的严重腐蚀和结垢问题，利用腐蚀失重法和电化学方法，对采出液的腐蚀性进行了研究；并研制出适合该水质条件的缓蚀剂ＩＭＣ－９２１。室内和现场试验结果表明，含炔氧甲基胺和多硫化合物的缓蚀剂，可有效地控制井下和集输管线的腐蚀和结垢。     

CT2—4水溶性油气井缓蚀剂的合成及应用研究

针对四川气田为含Ｈ２Ｓ,ＣＯ２高矿化度盐水的酸性气田的特点,研制出了ＣＴ２－４水溶性有机成膜型油气井缓蚀剂,室内及现场试验结果表明,ＣＴ２－４缓蚀剂的制备路线合理,生产工艺可行,产品质量稳定可靠,可以有效地抑制或缓解高浓度Ｈ２Ｓ,ＣＯ２,Ｃｌ＾－引起的电化学腐蚀和应力腐蚀,具有十分显著的水相缓蚀效果和较好的气相气缓蚀作用,在南海西部石油公司Ｗ１０３－Ｃ和Ｗ１１４油田及川中矿区的现场试验及应用中收到     

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四川气田含Ｈ２Ｓ和ＣＯ２的天然气管道内壁腐蚀环境恶劣、腐蚀情况较为严重。气田从开发生产以来已发生过数十起因管内腐蚀引起的输气管道爆破事故,造成了很大的损失,影响了气田的安全生产。采用内防腐涂层是抑制管道内壁腐蚀的有效手段。氢渗透检测技术可通过在现场监测涂层膜下腐蚀反应产生的氢渗透电流的变化情况,综合评价实际工况条件下介质的腐蚀性和管道内防腐涂层的性能。利用该技术,在四川气田川西北矿区含Ｈ２Ｓ天然气管道上对耐Ｈ２Ｓ、ＣＯ２专用内防腐涂料的防腐效果进行了分析、评价。     

炼厂常压塔的腐蚀分析与设计选材

炼油厂常压蒸馏装置的常压塔运行介质原油中夹带杂质,导致产生低温ＨＣＩ－Ｈ２Ｓ－Ｈ２Ｏ腐蚀、硫及硫化物腐蚀和高温环烷酸腐蚀,其中以高温环烷酸腐蚀尤为突出。防止低温 ＨＣｌ－Ｈ２Ｓ－Ｈ２Ｏ腐蚀常采取原油深度脱盐,脱（盐）后注碱,塔顶挥发线注氨、注缓蚀剂和注水等防腐工艺;防止高温环烷酸腐蚀可将常压塔的主体材料采用２０Ｒ＋３１６Ｌ复合钢板,常压塔内件采用普通碳钢渗铝材料。中原 ２５０×１０４ｔ／ａ常压蒸馏装置的常压塔下部塔体制造时采用 ２０Ｒ＋３１６Ｌ复合钢板来防止环烷酸腐蚀。     

川东气田油管腐蚀及对策

川东气田气体一般含有比Ｈ＿２Ｓ、ＣＯ＿２、Ｃｌ常造成油管腐蚀穿孔，乃至油管断落等复杂情况。文中针对川东气田各种腐蚀现象，结合川西北等地区的腐蚀情况，分析了腐蚀原因和机理，提出了选择合金钢作采气管材和使用缓蚀剂及油管内涂层等防腐对策。     

GS—1油井缓蚀剂的研究与应用

油井采出液将会对金属设备造成腐蚀,所以以有机酸、多胺等为原料合成了ＧＳ－１油井缓蚀剂。对富含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２及盐的污水,该缓蚀剂添加量为５０ｍｇ／Ｌ时,缓蚀率可达８０％以上。静态腐蚀速率小于０．０７６ｍｍ／ａ,现场应用效果显著。该缓蚀剂原料来源广、生产过程简单、成本低,将是一种较有应用前景的油井缓蚀剂。     

湿气管道内涂缓蚀剂防腐效果评价探讨

在天然气输送过程中,天然气中含有H2S、CO2、饱和水等,将对管道内壁造成腐蚀,因此,需要对管道内壁采取防腐措施。针对川东气田竹渠线输送特点、管道检测情况及管道内腐蚀状况,制定了内涂缓蚀剂防腐方案及防腐效果评价方法,并通过现场实施,得出了竹渠线缓蚀剂涂抹量及速度、周期及内涂防腐效果评价方法,以指导川渝天然气管道内防腐技术措施的制定,为川渝气田的安全开发提供技术支撑。     

三甘醇在输气管道防腐蚀中的应用

针对川渝地区输气管道输送的天然气多含H2S及CO2等酸性介质的情况，分析了水介质中较低CO2及H2S分压条件下输气管道的腐蚀机理，三甘醇的物化特征及其对H2S及CO2的缓蚀作用。以龙门至忠县输气管道为例，介绍了三甘醇干燥除水、降低露点以及作为缓蚀剂等方面对输气管道进行腐蚀控制的情况，并对用量进行了计算。     

川渝含硫气田缓蚀剂的应用

川渝气田普遍含有H2S和CO2腐蚀性气体,在含有水的环境中,会对金属材料造成严重的腐蚀。缓蚀剂作为油气田中的一种经济有效的防腐措施,在川渝气田已得到了广泛的应用。针对不同含量H2S和CO2的腐蚀环境,研究出了有针对性的缓蚀剂,如油溶性缓蚀剂、水溶性缓蚀剂、固体缓蚀剂等,在现场试验取得了较好的应用效果。     

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为了更深入地探索天然气管线中所输介质与内腐蚀之间的关系,利用实验获得的在气相或液相中H2S、CO2缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值,采用数理统计的方法,确定H2S、CO2、缓蚀剂与内腐蚀速度之间的最佳的逐步回归方程,以达到预测内腐蚀速度的目的;并将此方程计算结果与实际腐蚀情况相比较以验证其可信度。所有逐步回归过程及预测由编写的程序系统来完成。     

元坝高含硫气田地面系统腐蚀主控因素研究

元坝气田天然气中高含H2 S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂.为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2 S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法.通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度.结果表...     

普光气田集输管线防腐蚀技术研究

普光气田地处山区,地势险峻、地质条件极其复杂,且为高含硫化氢气田,其集输埋地管线已受到了严重的内外壁腐蚀。针对由于土壤的侵蚀带来的外壁腐蚀,研究了防腐涂层和阴极保护方法;针对主要是H_2S/CO_2腐蚀的内壁腐蚀,首先从抗硫管材上进行了选择,其次对缓蚀剂加注量进行了优化,同时采用腐蚀监测数据对比分析法,使管壁的腐蚀得到了防护和监控。     

某油田天然气输送管线泄漏原因分析

某油田天然气输送管线在半年内连续4次发生泄漏,给管线的正常运行带来极大的安全隐患。为了找到管道发生泄漏的原因,截取了部分泄漏管段,对其进行了宏观形貌、理化性能、扫描电镜、能谱分析及X射线衍射等分析研究。结果表明:该输送管道的材质满足GB/T 9711.2—1999对L245MB焊接钢管的要求;管道内壁的腐蚀机理为CO2和H2S腐蚀;发生泄漏的主要原因是管道内外的温度差导致管内水蒸气凝结于管底形成液态水,与管道内腐蚀性气体CO2和H2S共同作用,导致管壁腐蚀减薄直至发生刺漏。     

中原油田集输管线腐蚀行为研究

中原油田集输管线的腐蚀特点均以内腐蚀为主 ,腐蚀穿孔多发生在管线底部。以四厂南二线为例 ,对产出气、产出水的组成及腐蚀性进行了分析化验 ,结果表明 :输送的液体含水率高且为层流 ,造成管线底部直接与水相接触。由于产出水pH值较低、矿化度高 ,并且含有大量的硫酸盐还原菌 (SRB)和HCO-3,CO2 ,导致管线底部垢下腐蚀。提出了以管线内防腐蚀和投加杀菌缓蚀剂为主的防护措施