非金属管线在油田集输系统中的应用

在油田开发过程中,油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损使管线使用寿命缩短。为了给油田应用非金属管线提供依据,对胜利油田有限公司孤岛采油厂地面输油管线的腐蚀原因从流体流速、流体矿化度、含水率和含砂等方面进行了详细分析,介绍了5种非金属材料管线在孤岛采油厂的应用情况及使用效果,认为非金属管线必将成为油田钢管线的更新换代产品。     

非金属管材在油田集输系统的应用

在油田开发过程中，油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损使管线使用寿命缩短。为了正确了解油田集输管线使用情况，为制定油田管线下步发展规划提供依据，对孤岛采油厂地面输油管线的腐蚀原因从流体流速、矿化度、含水、含砂等情况进行了详细分析，认识到管线材质是管线腐蚀的内因，输液量的不断增加是管线腐蚀的外国。指出了非金属管材是油田管线更新换代的必然选择，详尽地介绍了非金属管材在孤岛采油厂的应用情况及使用效果，并对下一步工作提供了建设性意见。     

YL杀菌剂的研制与应用

在油田开发过程中,随着原油含水的上升,地面输水输油管线及井下油管和注水管线腐蚀越来越严重,其中,细菌引起的腐蚀已成为主要因素之一,不仅损害管线设备,而且腐蚀产物及代谢产物还会对地层造成伤害。从吉林油田新立采油厂地下水取样可知,硫酸盐还原菌(SRB)高达1×104~1×105个/mL,而且水质变黑,有臭鸡蛋气味,细菌(特别是硫酸盐还原菌)的代谢产物及腐蚀产物(FeS)对地层以及输水输油管线造成的伤害已十分严重,如不及时控制,将严重危害生产。针对这一情况,研制了YL杀菌剂,该杀菌剂具有杀菌能力强、耐酸碱、价格合理等优点,可在油田稳油控水、增产增注作业中广泛应用。     

S-Y气田集输工艺装置腐蚀与位移控制措施

S-Y高含硫气田地面管线腐蚀以内部坑蚀、点蚀为主,积液管线内部腐蚀严重;地面管线高温运行,形成热应力集中,导致地面阀门抬高、汇管发生位移。为有效控制高含硫天然气对地面管线、设备腐蚀以及地面管线高温运行发生位移,在对其腐蚀机理和地面工艺防腐的适应性分析,以及对高温运行发生位移应力计算分析基础上,通过优化调整缓蚀剂加注制度,更换关键部位管线材质;对管线应力泄放适应性技术整改。现场运行情况来看,地面管线腐蚀得到了有效控制,地面管线受热膨胀产生的应力得到了有效释放,控制在了规定范围内。     

林5井采用井口注醇防止油管和地面管线水合物堵塞

林５井采用井口注醇防止油管和地面管线水合物堵塞长庆石油勘探局第三采油厂严则龙陕甘宁中部气田林５井在试采过程中，井下油管、地面管线均不同程度地出现水合物堵塞，给试采工艺带来困难。通过摸索水合物的形成规律，对症下药，成功地解决了水合物的堵塞问题。气井概况...     

材料在酸性气田服役中失效的分析评价技术

酸性气田由于工况复杂、腐蚀环境差异较大,服役的管线和设备材料易发生不同形式的失效,例如地面管线破裂、井下油管穿孔、井口阀门内漏等,这就迫切需要分析管线和设备的失效原因,并提出有针对性的应对措施,为下一步腐蚀控制措施的制定提供技术支撑。建立了酸性气田用材料失效评价方法,对不同典型管线和设备的失效案例进行分析,最终形成酸性气田管线和设备失效评价技术。     

油田地面管线腐蚀穿孔原因分析

为弄清油田地面管线腐蚀穿孔和跑油事故的原因,对管线开展了质量调查、腐蚀监测、成分分析等,并对腐蚀产物膜也进行了分析。     

吉林油田新民采油厂腐蚀结垢原因分析和防腐防垢的研究

针对吉林油田新民采油厂采出液中Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、ＨＣＯ３＾－和Ｃｌ＾－及高矿化废水对井下采油设备和地面集输管线造成的严重腐蚀和结垢问题，利用腐蚀失重法和电化学方法，对采出液的腐蚀性进行了研究；并研制出适合该水质条件的缓蚀剂ＩＭＣ－９２１。室内和现场试验结果表明，含炔氧甲基胺和多硫化合物的缓蚀剂，可有效地控制井下和集输管线的腐蚀和结垢。     

孤东油田联合站输油管线防腐层检测与评价

针对孤东采油厂输油管线部分防腐层破损、沥青老化和管道腐蚀严重等情况 ,采用多频管中电流法、地面电位电场法和管地电位法等 3种方法对管道进行了综合检测 ,检测距离为1 5 6 4km。通过对检测数据的分析 ,得出近期需要维修的管线 72 8m ,其中需要立即维修的管线5 0 3m ,发现破损点 12处。从总体上讲 ,该段管线的防腐状况一般 ,在条件允许的情况下 ,应在近期对管线进行维修。建议采油厂在进行管线防腐层破损维修时 ,采用特加强沥青防腐     

杨税务气藏集输管线腐蚀监测技术

华北油田第四采油厂杨税务气藏具有集气压力高、采出气液成分复杂等特点。随着投运时间的延长,集输管线出现不同程度的腐蚀现象,具有较大安全隐患。针对该问题,通过室内腐蚀模拟实验开展腐蚀机理研究,明确了流速、分压、温度等参数对腐蚀速率的影响程度。在不改变现场工艺流程的条件下,研发管道腐蚀监测装置对运行集输管线进行监测,评价腐蚀程度。最终制定集输管线腐蚀防护对策,有效延长管线的使用寿命,确保杨税务气藏集输管线的安全运行。     

浅谈三相分离器的腐蚀及对策

通过对某联合站一台停产修理的三相分离器检测,发现该设备内部经清洗及喷砂处理后,设备底部腐蚀严重.分析了该设备的腐蚀因素及机理,主要是由于井口原油含水率上升,设备底部易存积泥沙,从而引起缝隙腐蚀、细菌腐蚀和冲别腐蚀造成.设备经过补焊后,对内壁进行了涂层防护,并在集输管线端点投加杀菌剂和缓蚀剂,同时加强了日常排污和情况,保...     

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.     

油井井下管串和联合站储油罐的阴极保护

濮城油田油藏深、地层水矿化度高 ,井下管柱、地下管网及储油罐腐蚀严重。为了缓解腐蚀问题 ,应用牺牲阳极法和外加电流法阴极保护技术 ,在油井井下和储油罐等处进行了试验。井下管串采用XY - 1型牺牲阳极短节后 ,其挂片腐蚀速率降至 0 .0 2 7mm/a ;计量器及储油罐等采用外加电流阴极保护后 ,腐蚀速率均降至 1mm/a以下 ,使腐蚀得到了有效控制。     

新型注水管内衬材料的应用

在油田采油的中后期,常采用注水技术,通常注水开发前期,油田常采用普通碳钢/不锈钢复合管作为注水管线,并采用污水净化回注和掺淡水混注等技术减少环境污染,但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度,并不能从根本上改变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐还原菌不达标等现象,导致注水管线和设备出现腐蚀和结垢。对延长油田某注水站的注水管使用情况调查得知,其碳钢/不锈钢复合管有严重的腐蚀和结垢现象。对复合管体内垢样进行分析,总结出结垢的原因并提出解决办法,即优选新型B15合金作为复合管内衬材料。现场使用新型B15合金衬管取得良好的效果,值得推广应用。     

常减压蒸馏装置水冷却器腐蚀原因分析与对策

随着国内加工原油品种日趋增多,原油变重、酸值增加,腐蚀问题加剧,与此同时水冷设备的设计选材等问题却一直被人们所忽视,导致该类水冷却器频繁泄漏或堵塞,给装置的平稳安全生产带来隐忧。针对常减压蒸馏装置水冷却器的堵塞和腐蚀泄漏问题,一方面结合腐蚀产物的化学性质来推断腐蚀机理,提出微观的氧浓差电池是造成水冷却器泄漏的主要原因;另一方面从设备的使用全过程入手,找出泄漏原因,结合自身经验提出水冷却器使用过程中应避免的问题,对水冷却器腐蚀问题提出合理建议。     

宝浪油田联合站污水腐蚀性研究

通过对宝浪油田联合站污水水质、腐蚀产物进行分析,指出宝浪油田污水的腐蚀主要由CO_2,O_2和硫酸盐还原菌(SRB)引起,并在试验室对影响污水腐蚀的因素进行了研究。选用耐蚀材料,控制污水pH值,注入缓蚀剂和杀菌剂,采用阴极保护和渗铝、渗镍等措施,可减轻有关设备、管道的腐蚀。     

液化烃覆土式储罐的安全技术探讨及应用展望

覆土式储罐与地上球罐同样可作为储存之用,但与地上球罐有不同的应用价值,如何选择适当的储罐及其附属设备满足工程项目需要,则需考虑诸多因素。相对地上储罐,覆土式储罐较难检测,泄漏风险高且可能污染土壤和地下水,需要较多的维修保养,具有较低的火灾侵袭风险、占地面积较小,与周围相邻设施的安全间距小,不易受到外部突发事故的破坏和影响等特点。用覆土式储罐代替地上球罐储存液化烃,不仅能提高储存安全性,降低建造成本,而且还可以节省占地面积和缩小与周围相邻设施的安全间距。覆土式储罐若能克服维修保养、腐蚀、地震和暴雨等对其的影响,其应用前景还是非常好的。用覆土式储罐取代地上球罐指日可待。     

坪北油田油水系统腐蚀性研究

通过对坪北油田清水、污水水质进行分析及现场挂片试验,指出坪北油田油水系统设备腐蚀主要是溶解氧、硫酸盐还原菌和高矿化度水质引起。进行了室内和现场试验研究,评选出了CYD1021B杀菌剂和F21缓蚀剂,现场应用表明:从地面到油水井井筒,整个油水系统的极化电阻上升,细菌含量、腐蚀速度下降,取得了明显的效果。特别是加药后的注入水进入油层后,在全油田油水系统形成了一个良性循环。     

炼油厂设备腐蚀故障失效分析三例

结合炼油厂常减压蒸馏装置顶循环油／原油换热器管束泄漏;硫酸烷基化单元反应流出物碱洗罐入口混合器前管段穿孔和汽柴油加氢精制单元柴油蒸汽发生器泄漏等三例设备腐蚀案例进行了失效原因分析。分析结果表明：常减压蒸馏装置顶循环油／原油换热器管束泄漏由管程介质即顸循环引起,为HCl结露产生的H,0-HCl体系腐蚀所致;硫酸烷基化单元反应流出物碱洗罐入口混合器前管段穿孔由于注碱方式导致反应流出物和热碱水在混合过程中产生局部低压区,造成c。蒸发,大大加快了流速。另外碱液中水分稀释反应流出物中夹带的浓硫酸,使其含量变低,从而导致20合金的严重腐蚀;汽柴油加氢精制单元柴油蒸汽发生器泄漏主要由于壳程介质水、蒸汽或换热管与管板的联接制造缺陷引起。最后针对不同的腐蚀问题提出了防护措施。     

四蒸馏装置腐蚀原因分析及对策

介绍了中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司四蒸馏装置（以下简称四蒸馏装置）的设备腐蚀情况。发现其腐蚀问题主要集中在常压塔顶、减压塔中部和部分塔顶的换热器、水冷器及空气冷却器上,并结合四蒸馏装置在该周期所加工的原油性质及工艺防腐蚀情况,对装置运行中所出现的典型腐蚀问题进行了系统的分析,认为存在腐蚀的原因有设计不足、原始设计未考虑环烷酸腐蚀、高温部位设备和管线选材偏低、水冷器防腐蚀措施不完善、防腐蚀管理存在漏洞、装置原料控制存在误区、工艺防腐蚀效果欠佳和循环水品质不好等。针对这些问题提出了加强原料控制、材质升级和＂一脱三注＂工艺防腐蚀措施以及改善循环水水质和完善水冷器防腐蚀等措施和建议。