青海油田原油集输管线失效原因及对策

中国石油青海油田原油集输管道因腐蚀等因素导致的失效事故时有发生,严重影响了油田正常生产。结合原油管道安全性检测和油田日常抢险维护情况,对青海油田原油集输管道常见的失效原因进行了分析和总结。管道内腐蚀失效是青海油田原油集输管道失效的主要原因,第三方破坏和管道施工质量也是管道失效的重要原因。持续开展管道完整性管理、加强施工管控以及进行全面腐蚀分析优化管道建设防腐蚀参数对于减小在用管线和新建管线失效风险,延长管线使用寿命具有一定作用。     

旋转气流法内涂层防腐技术在冀东陆上油田集输管道中的应用

在油田开发后期,采出液具有高含水、高腐蚀特性。为了防止集输管道内壁腐蚀,减少因腐蚀泄漏造成的生产运行及环境污染事故,冀东陆上油田作业区采用了旋转气流法内涂层防腐技术。该技术可在不开挖或少开挖的情况下对已投用的管道进行除锈防腐,管道内涂层的设计使用寿命是15年,可以有效减缓管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命;与等径压缩HDPE内衬修复技术和免补口熔结环氧粉末内防腐层技术进行应用对比表明,旋转气流法内涂层防腐技术具有施工费用低、效率高,可减少摩阻、降低能耗的特点,可为类似油田集输管道内腐蚀防治提供参考。     

HCC纤维增强复合防腐内衬技术在长庆油田集输管道中的应用

油水集输管道长期输送含水原油和油田污水,为防治管道内壁腐蚀,减少因管道腐蚀破漏造成的生产运行及环境污染事故,长庆油田引入纤维增强复合防腐内衬技术(HCC)。介绍了HCC的工作机理及其防腐性能、机械性能和涂层性能指标。对其工艺流程和喷砂除锈、内壁挤涂、质量检验等主要工序方面进行了说明,并以长庆油田第二采油厂元城作业区为例,对HCC在两条集输管道的应用情况进行了分析,结果表明内挤衬涂层基本完好,防腐效果良好。此外对长庆油田2012-2015年应用该技术的728条集输管道防腐效果进行了调研统计,数据显示总体应用效果良好,成功解决了长庆油田原油及污水集输管道内壁腐蚀难题。可为国内其他油田集输管道的内腐蚀防治提供参考和借鉴。     

注入及油集输管道腐蚀失效原因分析及应对措施

某油田注入管道、油集输管道失效占比高,分别为总失效次数的29.59%和68.24%,为有效降低管道失效率,文中利用扫描电镜、X射线光电子能谱、电化学性能检测等对注入及油集输管道的腐蚀成因进行分析,并提出相应的治理措施,通过措施的制定和实施,将减少管道失效400余次,减少直接经济损失148.8万元/a,同时,大幅减少由于介质泄露造成的人身伤害、环境污染等安全环保事件,为油田注入和油集输管道的腐蚀防护奠定基础,具有一定的现场指导意义。     

油田埋地管道腐蚀失效规律性认识及治理对策

随着我国经济高速发展,对石油资源的需要量不断增加,油田开发的不断深入,各种石油管道运输工程越来越多,并发挥着非常大的作用。石油管道在实际应用过程中,经常由于各种因素的影响造成管道腐蚀,很容易导致管道泄漏事故的发生,直接威胁到管道运行的安全。针对喇嘛甸油田集输系统和注聚系统的埋地金属管道腐蚀严重的问题,结合管道内腐蚀和外腐蚀的现状,从宏观和微观上进行了腐蚀机理研究,给出了管道失效规律性认识。同时结合土壤的腐蚀性和管道输送介质的腐蚀性,提出了管道内、外防腐配套技术对策,明确了管道完整性技术管理措施。全面加强管道建设期及运行期完整性管理工作,深入开展管道内、外腐蚀机理分析与防腐配套技术研究,加大成熟技术应用规模,可为从根本上解决金属管道内腐蚀失效严重的难题提供技术支持。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐

油气集输管道中的腐蚀问题一直是影响整个油气传输工艺的主要问题,直接影响着管道内部腐蚀的程度,影响整个运行成本。油气集输管道的新问题导致油水分离处理的难度加大、油气集输管道腐蚀严重,再加上设备本身的功率低,导致油气集输管道的工作效率不断降低,严重影响着油田开发生产。针对油气集输管道腐蚀问题,需要通过使用新工艺、新技术、新材料来解决。缓蚀剂是当前在油气集输管道中使用最广的防腐材料,能够有效地降低集输管道内壁腐蚀性。将缓蚀剂注入到管道中,会在管道腐蚀区域形成缓蚀剂膜,这种隔离膜能够有效地将管道内壁与腐蚀气体进行隔离,进而降低管道内的腐蚀程度。     

油田管道失效成因分析与对策建议

从管道失效治理的角度,进行失效数据统计,分析大庆油田管道失效特点,油田老区管道失效率显著高于外围,对管道腐蚀失效成因进行分析。基于典型案例对比,分析油田管道失效主要成因：根据外腐蚀统计,油田中等腐蚀以上区域占比86.5%,管道外防腐层失效严重,阴极保护覆盖率低,运行效果未达标;根据内腐蚀统计,聚合物驱、三元复合驱等驱油技术应用使管输介质的腐蚀作用显著增大,细菌、氧、垢下腐蚀等多种腐蚀形式共存,管道内防腐层失效或缺失。基于管道失效成因分析,提出了基于本质安全的建设期管道失效治理方案建议、基于风险管理的运行期管道失效治理方案建议,为后期油田管道失效治理提供参考。     

浅析酸性天然气集输管道失效特性

酸性天然气集输管道由于运行风险较高,在进行管道完整性管理时需对其进行失效模式分析。介绍了天然气集输管道的通用失效模式,对酸性天然气集输管道的失效特性进行了分析,论述了酸性天然气的腐蚀和堵塞失效的机理,并提出了将堵塞作为集输管道失效模式的分析方法,以期降低集输管道运行的风险。     

胜坨油田钢质集输管线失效原因的调查分析

在老油田的开发过程中,油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损,有效使用寿命越来越短。对油田集输管线使用状况的正确认识及对造成集输管线失效内在原因的分析和研究,是制定油田集输管网更新改造计划的基本依据。对胜坨油田１５９ｍｍ以上的１９９条集输管线运行状况进行调查分析表明,集输管线寿命与输液介质流速有关。管线内腐蚀是造成管线失效的主要原因;钢质管线材质不适应目前的管线输液介质环境是造成管线失效的内在原因;管网结构不适应流量增长的需要是造成管线失效的最根本原因。胜坨油田的管网改造要改变管线更新改造的设计思路,调整管网结构,并结合胜坨油田的输液介质环境,试用不同材质的管线。     

绥靖油田地面集输管道腐蚀检测技术研究与应用

管道腐蚀受输送介质的含水率、矿化度、C1~-含量等因素影响,具有变化性和不确定性。为及时掌握绥靖油田地面集输管道防腐层状况,近年来使用PCM及超声波检测技术对4条不同类型的埋地钢制管道进行整体的腐蚀评价。结果表明:4条管道外防腐层良好;管道为管体内腐蚀,腐蚀程度存在轻、重、严重等级,腐蚀速度为轻、中、重等级;采用内涂层管道的耐蚀性较好,壁厚变化较小,涂层对管道起到了较好的防护作用。针对绥靖油田埋地管道内腐蚀现状,建议开展管道专项防腐检测,采取内涂层、非金属管材等防护措施减少管道腐蚀泄漏事故的发生。     

场站室外地面管道的管托腐蚀情况调查及防治建议

管托作为室外地面管道的重要支撑部件,一旦出现防腐失效,管托本体将直接暴露在大气中,加剧腐蚀,严重影响管道的运行安全。针对冀东油田近海岸线室外场站地面管道的管托腐蚀情况开展调查,发现管托腐蚀主要表现为漆膜脱落、管托边角处漆膜开裂和管托本体腐蚀。通过分析管托腐蚀成因,并结合冀东油田地面管道的管托腐蚀防治现状,提出了采用优选的涂料及防腐结构、提高表面处理质量、优化现场施工工序、强化现场管理以及采用管托工厂化预制等防治建议。     

杏北油田聚驱注入系统管道腐蚀因素分析

为揭示油田聚驱注入管道严重腐蚀原因,以杏北油田为例,对聚驱注入系统失效管道进行了宏观观察及微观分析,并根据现场工况设计了室内模拟实验。观察了失效管段内涂层及基材,分析了腐蚀坑的形貌、成分及腐蚀产物,探讨了聚驱注入介质流速、含氧量、聚合物质量浓度对腐蚀速率的影响和作用。实验结果表明:管道内涂层失效是导致管道穿孔的重要因素;管道基体存在原发性缺陷大大降低了管道的使用寿命;细菌,特别是硫酸盐还原菌的存在加速了管道腐蚀;溶解氧的存在显著增加了腐蚀速度。以上几个因素是导致杏北油田注入系统严重腐蚀的主要原因。     

安塞油田管道修复体系建设与研究

随着安塞油田40年来持续开发,原油含水率不断上升,加之多层位混合开发,导致油田地面集输系统管道腐蚀日益严重,制约了油田高效、快速发展。近年来,油田通过开展管道腐蚀机理研究,针对管道腐蚀以局部为主的特点,开展了管道补强、在役管道内防腐及管道内衬等管道修复技术试验,不断丰富、完善管道修复过程控制与质量管理标准,初步建成了具有安塞油田特点的管道修复体系,在有效降低油田管道失效率的同时,降低了管道隐患治理成本。     

油气集输管道内涂层金属腐蚀失效机理研究

为防止集输管道内壁腐蚀并提高输送效率,常常使用内涂层。但由于涂层缺陷的存在,在腐蚀介质的作用下管道内涂层会逐渐失效剥落,使金属大面积腐蚀。为此,对内涂层的失效机理和涂层下金属的反应过程进行了探讨,并找出两者之间的内在联系。     

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。     

塔河油田集输管道腐蚀因素及防腐措施

集输管道防腐工作对油田发展具有十分重要的意义。塔河油田集输管道最典型腐蚀是CO2、H2S气体腐蚀,特别是在8区和10区等区块,H2S气体含量较高,甚至超过1 000 mg/m3。H2S气体化学腐蚀可引起氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等,渗入管道钢材的氢导致钢材变形,韧性变差,直至管道破裂。分析塔河油田集输管道和腐蚀现状,总结出塔河油田腐蚀影响因素包括CO2和H2S介质、油田产出水、集输管道焊缝接口、生产和集输工艺等。在此基础上,有针对性地提出优选管道材料、添加缓蚀剂、牺牲阳极保护阴极法、优化生产和技术工艺、强化含油污水处理技术等五方面的防腐技术措施。     

油气集输管道腐蚀的防治及安全检测

油气集输管道的腐蚀现象可分为内壁腐蚀与外壁腐蚀两种情况。目前国内针对油气集输管道外壁腐蚀防治措施主要是环氧涂层与阴极防护技术。环氧涂层管道防腐技术相对较为成熟,具体实施是在管道外壁上喷涂添加防腐剂的涂料,将外部腐蚀介质与管道外壁隔离开,避免外壁受到外部介质腐蚀。金属缓蚀剂是向具有腐蚀介质的环境中添加某些能够阻碍腐蚀介质与金属发生化学反应的化学物质,具体可以分为无机缓蚀剂与有机缓蚀剂两大类。目前国内油气集输管道缓蚀剂普遍采用的是有机缓蚀剂。在管道腐蚀监测中可以通过观察管道内表面粗糙度去确定某些地方的管道腐蚀情况,进而加快油气输送的效率。     

油田地面集输管道腐蚀穿孔风险分析

地面集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,因此明确管道腐蚀穿孔的风险显得至关重要。通过对某油田腐蚀穿孔的碳钢管道化学成分、金相组织和腐蚀产物形貌等分析,发现管样内壁的均匀腐蚀为CO_2、H_2S在高矿化度地层水中的电化学腐蚀所致;局部腐蚀及腐蚀穿孔为高矿化度地层水中CO_2电化学腐蚀、Cl~-局部催化所致,并伴随有一定程度的H_2S腐蚀。据此识别该油田碳钢管道腐蚀穿孔的关键风险因素为采出液含水率高、CO_2与H_2S共存及Cl-加速腐蚀。可根据关键风险制定防治措施,如加大内涂层管、双金属复合管或非金属管的投用,连续加注缓蚀剂等,从而逐步改善该油田的腐蚀现状,降低腐蚀穿孔次数,确保油田安全正常生产。     

油田集输管道腐蚀因素及防腐措施

本文基于对油田集输管道腐蚀因素及防腐措施的研究,总结出油田集输管道防腐工作的重点和难点。     

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。