吉林油田管线防腐保温现状及问题

吉林油田常用的管线防腐保温形式如下：采用JS-2常温固化重防腐涂料、配套底漆及中碱性玻璃布;JS-1低温固化防腐涂料、配套底漆及低压高密度聚乙烯;防腐胶粘带(T-150)配套的P19底漆及低压高密度聚乙烯;防腐胶黏带(T-150、T-255)及配套的P19底漆;环氧树脂、环氧树脂底漆及玻璃纤维。防腐设计存在的问题是设计规格过高,造成不必要的高投入;防腐形式与该区域真实的腐蚀状况相矛盾,反而加剧了金属腐蚀。在实际应用中,应考虑管道、施工条件、地理位置、施工方法及地理状况等因素合理选择涂层结构。另外,还要特别注意现场补口的设计。     

马厂油田防腐综合治理技术

通过对马厂油水系统腐蚀机理的研究，发现集输管线以内腐蚀为主，外腐蚀甚微；输送介质中SRB含量高、矿化度高、游离CO2含量高、pH值低是造成腐蚀的直接原因。通过室内研究、矿场实验，采取了集输管线端点加药、在用旧管线玻璃钢外加固、水泥砂浆内衬修复、塑膜内衬修复等以内防腐为主要内容的技术措施。现场运用表明，综合治理防腐技术十分有效。     

濮城油田混输管线防腐措施

混输管线输送的介质十分复杂，一般含有油、气、水、砂和CO2、H2S等腐蚀性介质。为有效控制管线腐蚀，延长其使用寿命，针对管线内腐蚀的特点，主要采取了如下做法：对新建和更新改造的管线确定其最佳流速，对已建成的金属管线投加缓蚀剂．对产出水矿化度高的区块，采用非金属管线。通过采取上述防腐措施，节约了投资，延长了管线的使用寿命。     

油水储罐防腐机理及防腐涂层优化

我国当下,储油罐普遍应用于石化石油行业,其对油田企业意义深远。钢制储罐的腐蚀会直接影响整个集输系统的正常运作。作为油田储存系统及石油炼化厂重要组成部分,油水储罐使用寿命的延长,一直是石油石化行业的一大问题。尤以当下原油中硫含量的持续增高,油水储罐的防腐优化更显得尤为迫切。     

油田集输管网的综合防腐

对目前油田集输管网的主要腐蚀类型及原因进行分析，结合生产实际，介绍了集输管网的综合防腐技术、性能特点及应用概况，并对改善集输管网的防腐提出了认识和建议。     

油田注水管线防腐治理技术研究与评价

注水管线的防腐是油田开发中的普遍难题,针对注水管线接头易腐蚀的特点,研制了一直特殊接头,并全面分析了涂层、阴极保护以及特殊接头等技术在注水管线中的应用状况。通过为期一年的现场试验发现,铝合金阳极与内涂层联合使用可以对管线内壁起到了优良的保护作用,采用特殊接头连接的管线,可有效解决管线焊接接口部位的腐蚀难题。     

江汉油田站场综合防腐措施及其应用

针对江汉油田污水含盐量高,设备及管道腐蚀十分严重的状况,对其腐蚀机理进行了分析。江汉油田污水腐蚀主要为电化学腐蚀和细菌腐蚀,影响电化学腐蚀的主要因素为污水流速和污水中所含溶解氧、∑Fe、pH值的大小。通过对油田站场阴极保护技术、缓蚀剂、防腐涂料及腐蚀监测等内容进行研究,制定了一套治理高含盐油田站场污水腐蚀的综合措施:采用杀菌、除氧、调节pH值等常规防腐措施;使用高效缓蚀剂并优选涂料;在设施的不同部位采用不同的阴极保护。在江汉油田站场,通过实施综合防治措施,可将污水腐蚀速率控制在0.05mm/a以下,储罐内保护电位达-0.90--1.20V时,保护度为85％～90％;储罐外保护电位达-0.87～-1.50V时,保护度为85％～93％。     

防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因.近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、"一站双线"的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益.     

油田埋地管线外防腐及阴极保护情况调查

胜利油田大部分地区位于渤海湾海平原，多为近代黄河冲击及海相沉积而成，属滨海盐渍土区，土壤含盐以氯化物为主，硫酸盐，重碳酸盐次之，氯离子含量最高可达5225mg/l，土壤电阻率低，一般都在20Ωm以下，相当多地区低于10Ωm，地下水位高，一般为1－3m，通过腐蚀试验站试片埋没测得的腐蚀速率为大庆地区的8倍，四川地区的2．5－3．6倍，按土壤腐蚀性标准判断，胜利油田属于极强腐蚀区。     

埕岛油田海底管线的设计建设与维护

胜利海上石油开发集输系统属半海半陆式，其主体藏区域由卫星平台（井组平台）、中心处理平台、海底管线、陆上联合站组成。在渤海湾呈岛这种特殊的浅海区，海底客线的埋深问题是很复杂的。不仅要考虑波浪等外力的冲击，还必须考虑海床的冲刷，有些地区还出现土壤液化的问题，也应予以考虑。海底管线的及早检漏和及时的维修是至关重要的，一旦问题暴露，则将造成不可估量的损失。     

长庆油田元曲输油管道运行的不稳定性分析

针对元曲输油管道油源不足,低输量运行的问题,着重从管道的热力特性及运行方式进行分析,评述分析外输温度、原油粘度、管道摩阻随距离和输量变化的情况,以及外输含水、输油泵运行对管线运行的影响,总结出管道低输量运行会带来凝管事故、翻越点增多损坏管线和运行费用增加等问题,并提出了降低元曲输油管道运行不稳定性的方法及具体措施,为元曲线的安全平稳运行提供参考。     

油田回注水微生物腐蚀贡献率的研究

为了满足高温碳酸盐岩储层深度酸压的要求,优选了交联酸稠化剂和交联剂并与酸液添加剂形成了一种抗高温交联酸压裂液体系。稠化剂和交联剂的优劣直接决定了交联酸在高温下的综合性能,通过对稠化剂酸溶性、酸基液热稳定性及交联剂的交联时间、交联粘度、交联酸的抗温时间等指标的分析,确定了最佳稠化剂为DM3802,最佳交联剂为JL-10,并确定了用量。与酸液添加剂的配伍性实验也表明该体系配伍性良好。在120℃下对该交联酸压裂液的综合性能进行了评价,实验表明该体系具有良好的抗高温、抗剪切、携砂性能、低滤失、易破胶等特点。     

油田回注水微生物腐蚀贡献率的研究

通过高温蒸汽灭菌、离心除菌和过滤除菌3种方法考察胜利油田宁海区回注水去除细菌后的腐蚀变化情况,研究微生物在回注水腐蚀中的贡献率。结果表明,高温蒸汽灭菌法能完全杀灭细菌,但同时会改变水的化学性质;离心除菌法虽不改变水的化学性质,但不能完全去除细菌;过滤除菌法既不改变水的化学性质,又能全部去除细菌,能较好地用于反映微生物在腐蚀中的作用。研究结果表明,微生物在宁海区回注水腐蚀中是主导因素,对腐蚀的贡献率达到57%～72%。     

油气管道腐蚀的检测与修复技术

文中阐述了油气管道腐蚀检测的意义和作用,重点论述了油气管道腐蚀的检测技术、油气管道腐蚀的修复技术。结果表明,只有通过科学的检测,才能得出油气管道腐蚀的规律,找出管道的腐蚀状况、运行参数和防护措施之间的关系,为油气管道的日常管理、安全、高效的运行提供数据依据;只有提高修复技术水平,才能减少安全事故的发生,将经济损失降到最低。     

采油集输管线结垢及腐蚀机理分析

我国在采集石油的过程中有一个比较突出的问题是采油集输管线容易出现结垢和腐蚀,且结垢越多的地方腐蚀也越严重。本文主要是对采油集输管线的结垢和腐蚀机理进行分析,并简单地阐述油集输管线出现结垢和腐蚀的原因和相应解决方法。     

塔里木高凝原油管道输送方案研究

塔里木油田桑吉作业区原油性质相对较差,普遍具有含蜡量高(12.8%)、凝固点高(20℃)、析蜡点高(31.5℃)的特征,管道的输送存在一定困难。吉拉克凝析油油品好,凝固点低。因此考虑将两种油在轮南油气集输站混合后混输。研究结果表明,凝析油的混入可降低原有的凝固点和析蜡点;计入吉拉克凝析油,无论管线保温与否,输送末点温度都能满足凝点和析蜡点要求;使用吉拉克凝析油外输管线方案总投资为614万元;形成了利用桑转站外输油管线保温外输的方案。     

油田注水管道检测机器人的系统设计

针对目前油田注水管道腐蚀、结垢严重,需要及时检测维修的现状,设计了一种轮式管道检测机器人。该机器人的移动本体为六轮全驱动结构,并携带有1套自主设计的2自由度CCD云台系统,能够完成对管道内部故障的检测任务。系统以光电复合缆作为信息传输和电力供应媒介,以光纤电联接器为光电复合缆与机器人本体及工控机的联接手段,采用以Arm为核心的嵌入式系统,实现通信、机器人行走机构与云台系统的控制等功能。室内试验表明,该机器人具有驱动力大、控制灵活、信号传输性能好、抗干扰能力强、防水等特点,各项指标满足管道检测要求。     

玻璃钢管道在胜利油田采油工程中的应用

结合实例分析油田采出水对钢质管道的严重腐蚀，总结了玻璃钢管道在胜利油田十余年应用中积累的经验，并进行了技术经济分析，认为玻璃钢管道在材料性能、水力性能、工艺性能和工程造价方面有明显优势，因此在油田采油工程中有取代钢质管道的前景。     

胡尖山油田油井挤活性水技术研究

研究区主要管辖的XJ长7、LX长4+5等致密、超低渗透油藏开发矛盾突出,注水不见效,地层能量逐年下降,低产低效油井占比大。本文通过对2018年在该区摸索试验油井挤活性水112井次进行综合效果评价,对该技术在不同油藏的适应性进行总结,为下步低产低效井治理,油藏提单产、降递减,老油田稳产提供思路。     

渤南油田油井偏磨腐蚀分析及治理

文章根据渤南油田抽油机井的井况和工况,分析了导致杆、管断脱、漏失的多种因素的同时,重点对偏磨腐蚀的机理进行了研究,并提出了相应的对策.