塔河9区高含H_2S凝析气藏地面集输管道防腐蚀选材与内涂层防腐蚀考察

塔河油田9区生产层为奥陶系,采出介质具有"高H_2O、高H_2S、高CO_2、高Cl~-、低pH值"的"四高一低"强腐蚀特性,集输工况具有高温、高压特点,现有普通碳钢管材质已无法适用现场使用寿命要求。通过分析腐蚀环境,开展了抗腐蚀管材评价试验、内涂层适应性评价试验。基于试验结果进行技术可行性分析与全生命周期经济性对比分析,推荐9区地面单井集输管道采用825内衬双金属复合管,天然气外输管线采用L245NS抗硫管材+缓蚀剂,可为治理"H_2O、H_2S、CO_2、Cl~-"腐蚀环境下的集输管道腐蚀提供借鉴。     

CO2环境中管线钢高压冲刷腐蚀研究进展

高压多相流冲刷腐蚀是油气田集输管线安全运行面临的重要问题。针对CO₂环境中集输管线的高压冲刷腐蚀失效问题，介绍了CO₂环境中集输管线高压冲刷腐蚀试验装置，主要有高压喷射冲击系统、高压转子旋转系统和高压环路测试系统；综述了高压冲刷腐蚀机理，指出冲刷腐蚀受控于电化学腐蚀和冲刷磨损；总结了流速、固体颗粒速度、固体颗粒尺寸、温度、pH值、CO₂分压等因素对高压冲刷腐蚀的影响作用，最后对CO₂环境中集输管线的高压冲刷腐蚀研究的发展方向进行了展望。     

天然气外输管材腐蚀适应性分析

针对我国西部某油田的一气田地面天然气处理及外输系统存在的腐蚀问题,重点对管道内外腐蚀环境进行调查,对系统内腐蚀性物质的来源和性质进行分析化验,以明确系统的腐蚀的原因和机理。在此基础上,对该气田地面天然气处理及外输系统腐蚀缓解措施进行分析和研究。结果表明:无残酸返排的天然气外输管线属于中度腐蚀程度,需加以关注;而有残酸返排的管线属于严重或极严重腐蚀程度,应采取防腐蚀措施。     

集输管内腐蚀失效原因分析

对某站原油外输管线的内腐蚀穿孔管段进行了取样分析,使用光学显微镜、X射线衍射仪、能谱分析仪等设备对管子腐蚀形貌进行观察,发现腐蚀产物中有不同类型的羟基氧化铁以及FeCO3和FeS等,分析了导致管子电化学腐蚀穿孔的主要原因,对杂散电流和氯离子加速腐蚀穿孔的机制进行了深入的探讨,并对该类腐蚀防护提出了建议。     

二氯乙烷管线腐蚀失效分析

采用宏观分析,金相分析,硬度检测,扫描电子显微镜分析,能谱分析及X射线衍射分析等多种方法对某氯碱厂二氯乙烷输送管线爆裂泄露的原因进行综合分析。结果表明：管线三通处介质流向发生突变,使管壁受到严重的冲刷腐蚀作用,是管线失效的主要原因。物料中含有水分,与二氯乙烷反应得到氯化氢,加剧管线腐蚀。钢材本身存在一定的冶金缺陷易引发局部腐蚀。Cl^-在腐蚀坑处富集可加剧局部腐蚀。     

输油管道内腐蚀分析及影响因素研究

为了减缓原油管道的内腐蚀损伤,研究了输送净化原油的某L360埋地长输管道的内腐蚀失效模式、腐蚀形貌、机理及影响因素。结果表明：在输送过程中水相在局部位置逐渐沉积,其中Cl^-含量最大达到48 859.8 mg/L,内腐蚀特征以点蚀和局部腐蚀为主,内腐蚀自催化过程中Cl^-不断向点蚀坑内迁移促进了点蚀的发展,点蚀坑底部的Cl元素含量高于表面,最高相差达一个数量级。该管道含水率在0.1%～3.9%范围内波动时,含水率对内腐蚀风险点的影响不大,提高介质流速对降低内腐蚀风险作用更为明显,当流速增大到2.00 m/s时内腐蚀风险点数量下降为管线实际运行流速0.29 m/s条件下的35.23%。     

输油管道阴极保护技术的研究与探索

输油管线多数以钢管为主,土壤是特殊的电解质,长距离大口径的金属管道埋人地下必然要遭受严重的腐蚀。由于部分原油外输管道的外防腐层老化破损以及阴极系统长期欠保护等因素。造成管道腐蚀不断加剧。 本文针对目前大庆油田输油管线的腐蚀状况,以油田外输管线庆一哈输油管道为代表,埋地原油外输管线的腐蚀机理及规律进行了研究、对管线现有阴极保护系统进行了测试分析及评估优化。研究结果表明：输油管线在上壤中的腐蚀是氧还原的腐蚀过程．管线钢的自腐蚀电位及腐蚀速度受土壤的湿度及含氧量影响较大。为控制和减少管线的腐蚀穿孔,提出更换长效参比电极、个别地段加牺牲阳极、加强对阴极保护系统的管理与监测的优化方案。     

原油外输管线检漏系统在计量监控体系中的应用

随着油田生产的不断发展,原油外输管线使用年久,管道泄漏成了输油管网运行的主要故障,特别是近年来,输油管线腐蚀穿孔及被打孔盗油的现象时有发生,原油泄漏后不能及时发现和回收,造成较大的污染,严重制约了油田生产及集输管网的运行。     

长宁页岩气集气管道内腐蚀穿孔原因探究

页岩气集输系统输送介质复杂,易造成管线内腐蚀穿孔泄漏,严重影响页岩气田正常开发与生产.通过对长宁页岩气田穿孔腐蚀管道及输送介质取样分析,发现气质中CO2摩尔分数为0.44％,水质中检测出高含SRB(硫酸盐还原菌)(1.1×105个/mL)、Cl-(21 913.14 mg/L);采用SEM、XPS、EDS等微观分析仪器分析了集气管内腐蚀产物,其中含有FeCO3(9.31％)、FeS(3.54％)、FeS2(19.09％);得出造成长宁页岩气生产管线腐蚀的主要原因是CO2、SRB细菌以及Cl-的协同腐蚀作用,CO2溶于管壁表面的液膜,产生酸性腐蚀环境,CO2与Fe发生电化学腐蚀反应,形成点蚀坑,并产生Fe2+;SRB细菌将水质中的SO42-转变为H2S,与Fe2+结合生成FeS、FeS2,并在Cl-的促进作用下,快速造成管道腐蚀穿孔.     

石油管网的腐蚀状况及处理方法

本文针对油田的输油气管网已走向老化,腐蚀情况严重。采油厂的集输管线经常穿孔,单井及外输超期服役,迫使更换频繁。同时存在不同材质的管材混用现象,分析了管线泄漏的原因,提出了多种处理的方法,防止了污染的发生,节约了生产成本。