长庆油田H转油站集输管线腐蚀原因分析

长庆油田H转油站站内集输管线及阀组管线材质为20号钢,站内集输管线在高矿化度、高含水、低CO_2和低H_2S腐蚀环境下发生腐蚀穿孔,腐蚀位置在集输管线底部。利用超景深光学数码显微镜、扫描电镜(SEM)和电子能谱(EDS)等方法对集输管线中挂片表面腐蚀产物的形貌及成分进行了观察和分析,并对20号钢管线服役环境和腐蚀因素进行了讨论。结果表明:20号钢管线腐蚀的主要原因是H_2S腐蚀、CO_2腐蚀和Cl~-腐蚀,在其共同作用下造成集输管线腐蚀穿孔。     

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     

中原油田集输管线多相流腐蚀预测模型

介绍了在多相流条件下如何对油田集输管线介质进行腐蚀因素研究和数学模型建立,并研究了集输管线介质流速、含氧、pH值、矿化度、温度、CO2分压、含水等共7个因素对20^#管材的腐蚀影响趋势。文章研究内容采用的多相流腐蚀评价装置获国家专利,其设计思路和评价方法对相关领域的研究具有较好的指导借鉴作用。     

油田集输管线介质多相流腐蚀数学模型研究

介绍了在多相流条件下如何对油田集输管线介质进行腐蚀因素研究和建立数学模型,并研究了集输管线介质流速,氧含量、pH值、矿化度、温度、二氧化碳分压和水含量共七个因素对20号钢管材的腐蚀影响趋势。研究所用的多相流腐蚀评价装置已获国家专利,其设计思路和评价方法对相关领域的研究具有指导作用。     

高酸性气田地面集输管线电化学腐蚀研究

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。     

某气田地面集输管线钢管腐蚀原因分析

西部油田某地面集输管线二级节流后钢管服役1年后发现内壁发生了腐蚀。通过宏观分析、理化性能试验、扫描电镜、能谱分析和X射线物相分析等方法,同时根据服役工况,对钢管腐蚀原因进行了分析。结果表明,钢管材料的化学成分和拉伸性能试验结果符合API Spec 5L—2018标准的要求,内壁腐蚀产物主要由FeCO₃和CaCO₃组成。钢管内壁腐蚀主要为CO₂腐蚀,管内较高的服役温度和介质流速加速了腐蚀的发生。建议加注缓蚀剂或采用耐蚀合金材料钢管。     

某凝析油集输管线内腐蚀影响因素分析

某凝析油集输管线投产后内腐蚀穿孔频繁发生,复杂的腐蚀影响因素导致难以制定有效的防腐措施.采用高压釜模拟管线内部腐蚀环境,结合光学显微镜、扫描电子显微镜和X射线衍射仪等对试样进行分析,以探讨微量硫化氢(H2 S)、二氧化碳(CO2)和氯离子(Cl-)对碳钢内腐蚀的影响规律.试验结果表明:该管线以CO2腐蚀控制为主,腐蚀产...     

油田集输管线介质多相流腐蚀数学模型研究

讨论了在多相流条件下如何对油田集输管线介质进行腐蚀因素研究并建立数学模型,研究了集输管线介质流速、含氧量、pH值、矿化度、温度、二氧化碳分压、含水共7个因素对20#管材的腐蚀影响趋势。该研究内容采用的多相流腐蚀评价装置已获国家专利,其设计思路和评价方法对相关领域的研究具有很好的指导作用。     

集输系统硫化氢腐蚀监测技术研究与应用

含硫化氢油田地面集输系统应采取必要的硫化氢腐蚀监测技术,明确硫化氢腐蚀速率,为下一步防腐措施的制定提供依据,进一步保证地面集输系统的安全有效运行。湿硫化氢对碳钢设备可以形成两方面的腐蚀,均匀腐蚀和局部腐蚀。局部腐蚀的形式包括氢鼓泡、氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂和应力导向氢致开裂。电感腐蚀监测系统是以测量金属腐蚀损失为基础,通过测量试片腐蚀减薄引起的交流信号改变来计算腐蚀损耗速度。采用电感探针对集输管线及设备的腐蚀状况进行在线监测,通过计算机进行数据处理,了解腐蚀趋势,评价防腐效果。     

高含水期油田集输管线腐蚀原因分析及对策

在油田高含水期开发阶段,金属管线的腐蚀严重影响油田的安全生产。本文分析了这一时期集输管线内外腐蚀机理及主要腐蚀原因,从延缓腐蚀、腐蚀监测、管材选择、施工质量监管等方面提出了相应的管线防腐对策。     

在线腐蚀监测技术应用

油田生产开发过程中，从地层产出的污水经过地面流程管线输送到联合站。经过处理后再进行回注（包括回注到地层和环保注水）。流程管线受污水中的SRB、CO2和氯化物等的共同侵蚀造成了严重的腐蚀损害，腐蚀穿孔、结垢等现象经常出现，造成管柱使用寿命缩短，增加了作业次数，不但带来了巨大的经济损失，还严重影响了油田的正常生产。     

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。     

高含硫长距离集输管道腐蚀监测技术研究

高含硫气田在开发过程中,管道腐蚀是一个非常突出的问题,特别是长距离湿气集输管道,不同管段腐蚀程度差异很大,仅仅在管道的始末段设置腐蚀监测点很难全面有效地获得管道腐蚀的真实情况。通过对天高线B段管道流体特性模拟分析,研究影响管道腐蚀的主要因素,确定管道严重腐蚀的部位,为长距离集输管道腐蚀监测方法和位置的设置提供依据。通过与目前油气田使用比较成熟的非插入式在线腐蚀监测技术进行对比,本试验在腐蚀监测系统中增设了超声导波监测技术。1年的腐蚀监测试验结果表明,完善后的在线腐蚀监测系统使腐蚀监测信息更加全面有效。     

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。     

马厂油田集输干线腐蚀原因初探

随着油田开发的不断进行，进入中高含水期的原油含水量逐渐增高，因而导致集输干线的腐蚀穿孔问题严重，现已成为困扰原油正常生产的突出问题。近几年来，尽管各方面对集输干线投入了大量的资金和人力、物力，但由于各种条件的限制，腐蚀穿孔的现象仍时有发生。根据马厂油田1991年6月份至1994年4月份统计的集输干线腐蚀穿孔资料，经过现场试验和监测结果分析，对腐蚀原因有了进一步认识。     

20#钢集输管线泄漏原因分析

某油田的20#钢集输管线发生了穿孔泄漏事故,为了确定其泄漏原因,对泄漏钢管进行了理化性能试验、腐蚀形貌及腐蚀产物分析。结果表明,泄漏钢管材料的化学成分和拉伸性能符合GB/T 8163—2008标准的要求。该钢管泄漏点位于钢管的底部位置,该部位的钢管内壁存在明显的腐蚀痕迹。该泄漏钢管的腐蚀产物主要包括Fe的氧化物、羟基氧化物及FeCO₃和FeCl₂(H₂O)₄。由于管线内的凝析油中含有水及较高浓度的HCO^-₃和Cl^-,HCO^-₃和Cl^-与钢管材料发生了电化学反应,其中HCO^-₃与钢管内壁材料发生了阴极和阳极反应,Cl^-促进了钢管内壁腐蚀坑的形成,在自催化的作用下,腐蚀坑逐渐向钢管外壁扩展,最终穿透钢管管壁并发生了泄漏。     

集输管线物理除垢器

物理除垢器是利用晶种技术,在油井产出液进入长输管线前将过饱和的离子或微小的晶体脱除,降低成垢离子浓度达到防垢目的。该装置已通过室内及现场试验评价。现场测试表明:该物理除垢器垢去除率达85%,同时对机械杂质等悬浮物也具有较好的吸附去除效果。     

气田集输管线腐蚀预测方法研究

针对气田集输管道腐蚀因素的复杂性和不确定性以及管道腐蚀剩余寿命预测的困难性。比较分析了适用于集输管道腐蚀预测的两种评价方法,即概率统计方法和人工神经网络方法。研究表明,这两种方法能较好地预测集输管线腐蚀变化趋势,为管道剩余寿命预测提供可靠依据。并对腐蚀评价方法的发展趋势进行了分析。     

集输管线水泥砂浆内衬施工技术

基于马厂油区集输管网腐蚀严重的情况，在管线腐蚀较严重的马厂联－刘楼段进行了复合衬里施工工艺试验。该施工工序为：①试压、补漏；②管线清洗；③涂加固层；④涂加强层；⑤涂防腐层；⑥整体保养及度压；⑦端口处理。并做了新、旧管 内衬前后的对比。通过现场应用情况可知：该工艺适用于新、旧管线长距离的施工，衬里质量好，各层间粘结牢固，形成一体。内衬层寿命长，施工工期短，造价低，是目前国内较为理想的内衬施工工艺技术     

长北天然气集输管线完整性评价及管理

为了全面了解长北天然气集输管线的内外腐蚀情况、几何形状是否异常和防腐层是否完整,长北项目自2010年起采用内检技术和外检技术,主要指智能清管技术（漏磁检测技术）、多频管中电流法检测技术（PCM）和交流地电位梯度法（ACVG）对长北天然气集输管线进行全面检测,检测结果通过开挖验证法进行了确认,可靠性较高.因此,以检测结果为基础,利用管道缺陷失效压力模型结合ERP曲线和设定防腐层质量等级及百分比对集输管线完整性进行评价,结果表明长北天然气集输管线完整性状况良好,同时对检查出的管道缺陷提出整改措施及建议.