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高酸性气田地面集输管线电化学腐蚀研究 总被引:2,自引:0,他引:2
在高酸性天然气的集输过程中,元素硫和凝析水/地层水很有可能沉积在集输管线的底部,导致管线的严重腐蚀。针对这种现象,开展了地面集输管线材料的电化学腐蚀研究。室内研究结果表明,当元素硫悬浮在试验介质中时,L245的腐蚀速率为0.0937mm/a;而试验材料浸没在元素硫中时,L245的腐蚀速率为23.068mm/a,且以局部腐蚀为主。在现场试验条件下,天然气流速为0m/s时,会出现凝析水/模拟盐水以及元素硫的沉积,导致L360的腐蚀特别严重(1.267mm/a),在较高的流速(2.25m/s和4.0m/s)下,随着流速的增大,L360的腐蚀速率有所上升(分别为0.177mm/a和0.362mm/a),但比流速为0时要小;增加水中Cl^-含量会加剧材料的腐蚀。研究结果表明,元素硫和地层水/凝析水的沉积对管线腐蚀的影响特别大,应重视其防护方法。 相似文献
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冲蚀作用下CO2分压对集输气管线内腐蚀的影响规律——以大庆油田徐深6集气站集输管线为例 总被引:1,自引:0,他引:1
我国部分油气田集输管线中CO2与水含量较高,同时由于提高输运流速,集输管道CO2腐蚀日趋严重,掌握流场诱导下CO2腐蚀速率的变化规律对腐蚀防护与定期检测具有重要意义。为此,以大庆油田徐深6集气站一集输天然气管线为分析对象,首先基于Norsok腐蚀模型预测CO2分压对其内腐蚀速率的影响,再应用计算流体动力学方法(CFD)对管道内流场进行分析,并结合现场的内腐蚀测厚数据,得出冲蚀作用下CO2分压对集输天然气管线内腐蚀的影响规律:集输天然气管线内,湍流作用在内流道剧烈变化区域(弯头、T形管处),湍动能升至最大75 m2/s2,对CO2局部腐蚀具有明显的促进作用;流体介质的流型与流速会对管道内壁的CO2均匀腐蚀产生较强促进作用;管道内壁在CO2分压重腐蚀区间内(0.02~0.20 MPa),CO2的腐蚀程度随CO2分压的增大呈线性加剧,随后其最大腐蚀速率保持在0.75 mm/a,并趋于平缓,而最小腐蚀速率保持在0.62 mm/a,稳中有升。研究结果可作为预测集输管线重点部位运行寿命的参考依据,使得管道腐蚀防护与定期检测更为精确省时。 相似文献
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针对某油田集输管道内腐蚀失效和管道维修维护投入较多等情况,结合现场工况条件,采用电化学测试的方法,研究分析了服役工况温度和流速对20#钢管内腐蚀敏感性的影响,以及不同腐蚀性离子SO42-和S2-对20#钢管的腐蚀行为和腐蚀机理演化过程的影响。试验分析结果表明,20#钢管的耐蚀性能易受工作温度和介质流速的影响,其在50℃温度条件下的腐蚀速率比20℃提高约2.2倍。其在动态条件下的腐蚀速率较静态条件下提高约6.7倍。腐蚀性离子SO42-和S2-的添加均提高了20#钢管在原油中的腐蚀速率。添加SO42-后,20#钢管的腐蚀形式和腐蚀机理均未发生改变,而添加S2-后,20#钢管在原油中的腐蚀形式变成了点蚀,腐蚀机理也发生了变化。 相似文献
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CO_2驱在油田现场应用良好,但CO_2会造成长输管道点状腐蚀等问题,管道易发生穿孔。为此,研究某油田特低渗透储层采出液水质及腐蚀产物性质,化学分析实验室能谱和微观电镜扫描,结合集输管道现场挂片腐蚀实验,对CO_2驱集输管道的腐蚀机理进行研究。试验结果表明:CO_2的腐蚀速率受多种因素影响,如温度、成垢金属离子(Ca2+、Mg2+)浓度、S2-浓度和Cl-浓度,其中温度对腐蚀速率的影响最大。该油田管道腐蚀类型为电化学腐蚀,管道金属材质经电化学反应生成沉淀物和氢气,长输管道输送流体时,H+渗入长输管道基质内部与管材发生脱碳反应,导致管道某些部位产生细小裂缝,采出液中各种金属离子和Cl-在不同的腐蚀机理影响下通过各种反应过程造成CO_2驱长输管道的腐蚀。 相似文献
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为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。 相似文献
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为了探究某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因,通过宏观形貌观察、尺寸测量、化学成分分析、金相检验、力学性能测试及腐蚀形貌观察和腐蚀产物分析等方法,并结合该管段的生产标准和现场服役工况进行了分析。结果显示:该20G集输干线材质无异常,符合相关标准要求;失效管段的腐蚀产物化学成分为C、O和Fe,还有少量的Cl和S。分析表明:该管线的输送介质流速过低,致使管道底部长期积水,使得介质中的CO2、H2S和少量溶解氧对管线底部产生腐蚀,其中采出水中高浓度的Cl-促进了点蚀的形核和发展,最终导致穿孔。针对此类低压、低流速、高腐蚀性含水原油管道,建议排查管道的输送路径,防止带入空气,如改进工艺流程和采用除氧后的水清管等,并且适当提高流速,减少管线积液。 相似文献
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针对酸性油气田集输系统管材的腐蚀问题,设计了流动天然气状态下加注缓蚀剂的缓蚀效果模拟评价试验装置,采用失重法和扫描电子显微镜研究了天然气在3 m/s和7 m/s条件下,L360碳钢的腐蚀速率和腐蚀形貌,采用电化学分析方法分析了缓蚀剂缓蚀效果随时间变化的规律。结果表明:在CO_2分压为0.8 MPa的湿气管道中加注缓蚀剂后,3 m/s低流速天然气条件下缓蚀剂的缓蚀效率能达到80%以上,腐蚀速率比无缓蚀剂时降低90%以上;7 m/s高流速天然气条件下,缓蚀剂的缓蚀效率下降到70%,腐蚀速率比无缓蚀剂时下降75%以上,随着流速的增加腐蚀速率呈上升趋势,缓蚀效率呈下降趋势。该试验为缓蚀剂的最优加注量和时效性研究提供了参考。 相似文献
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《石油化工腐蚀与防护》2017,(1)
原油劣质化后腐蚀问题日益增多,其中因氯化铵导致结垢和腐蚀问题已成为炼油装置安全连续运行的不稳定因素。采用静态质量损失法和动态质量损失法系统研究了5种金属材料在不同工况下氯化铵环境中的腐蚀行为和耐蚀性能。研究结果表明,氯化铵水溶液的腐蚀主要受温度、质量分数和介质流速的影响,其腐蚀性能随温度升高、质量分数增加和流速增大而加剧。20号碳钢和15CrMo钢在氯化铵溶液中呈现为均匀腐蚀,静态条件下两者的耐蚀性差别不大,动态条件下15CrMo钢优于20号碳钢,在80℃、流速2.5 m/s、质量分数20%氯化铵溶液中20号碳钢和15CrMo钢的腐蚀速率分别高达94.58 mm/a和28.67 mm/a。316L钢、2205钢和825合金在氯化铵溶液中呈现较好的耐蚀性,静态条件下的腐蚀速率都低于0.01 mm/a,未发现局部点蚀;流速对316L的腐蚀影响显著,对2205和825合金的腐蚀影响轻微。 相似文献
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大庆油田某深冷装置运行7年,三级压缩出口管线腐蚀失效破裂,造成较大的经济损失。采用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射(XRD)等设备及技术手段,观察分析了腐蚀产物的形貌和成分,管道腐蚀主要为CO_2腐蚀。随着油田的持续开发,油田伴生气中的CO_2含量上升,使深冷装置三级压缩出口的CO_2分压超过0.21 MPa,管道处于重度腐蚀区域。采用高压动态模拟实验,研究了20#碳钢、316L不锈钢、5Cr低合金钢、16Mn低合金高强钢等4种管材在装置运行条件下的腐蚀速率,结果表明,20#钢的腐蚀速率为1.016 68 mm/a,316L不锈钢的腐蚀速率为0.002 13 mm/a;4种材料耐蚀性能由高到低的排序为316L不锈钢、5Cr低合金钢、16Mn低合金高强钢、20#钢,采用316L不锈钢可以降低天然气深冷装置的CO_2腐蚀速率。 相似文献
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采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO_2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO_2分压为0.3 MPa,水的质量分数为60%的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO_3分压为0.3 MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60%的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO_2分压增加而增大。 相似文献
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水垢的化学性质与特征研究 总被引:1,自引:0,他引:1
一、前言关于油田含水原油集输过程中管线结垢与垢害方面的研究,已引起了国内外有关研究人员的重视和注意。国内外研究结果表明,结垢的基本原因是水中结垢离子含量较高,而引起了含水原油集输管线中CaCO_3的结垢。CaCO_3的形成受pH值的影响,而pH值又与溶液中CO_2的数量成比例。系统压力越高,则CO_2的分压也越高。当系统中压力显著下降时(即通过油嘴后),CO_2便从溶液中析出,此时pH值升高,而 CaCO_3结垢。 相似文献
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采用CJF-2L型高温高压反应釜进行旋转挂片试验,通过腐蚀失重法和腐蚀形貌分析研究了Cr5Mo钢在高温环烷酸介质中的腐蚀行为规律.试验结果表明:实验酸值、温度及流速均显著影响Cr5Mo钢的腐蚀速率.Cr5Mo钢的腐蚀速率随着介质酸值的增加而增大,与介质酸值平方根呈线性关系,但增加酸值对Cr5Mo钢的腐蚀速率影响有限;随着温度的升高,腐蚀速率先增大后减小,在280℃时腐蚀速率达到最大值,为0.262 3 mm/a,不符合Arrhenius公式;腐蚀速率随流速增加而变大,流速对腐蚀速率影响较大.Cr5Mo钢在高温环烷酸介质中出现严重点蚀,点蚀坑的数量随酸值、温度及流速增大而增大,严重威胁安全生产,因此建议Cr5Mo钢在高温环烷酸介质中应监护使用. 相似文献
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《石油化工腐蚀与防护》2016,(2)
对CO_2气提法尿素装置316L-Mod材质高压系统管线的弯头及部分直管内壁的腐蚀坑洞进行了原因分析和研究。对试样进行宏观检查、化学成分分析、拉伸试验、晶间腐蚀试验、点腐蚀试验、金相分析、能谱分析和衍射分析等检测,并对检验结果和尿素甲铵溶液腐蚀机理进行了讨论。从腐蚀速率和腐蚀坑的分布、形貌及表面腐蚀产物等方面进一步分析,对比尿素装置新旧气提塔设备结构的差异,结合1976年至今气提塔设备及管线实际运行工况,最终得出结论:尿素高压管线腐蚀为长期在尿素和甲铵介质中服役发生的电化学腐蚀,局部腐蚀坑起始于点蚀,同时管线内介质的流速增加和气液夹带现象,加剧了介质对管壁的冲刷腐蚀,进一步破坏管内壁氧化物保护层,最终导致管内壁出现局部腐蚀坑。 相似文献