管道内CO2腐蚀分析

CO_2腐蚀是造成管道运营失效的主要原因之一。文章针对目前油气管道的运行情况,在大量的文献调研基础上,阐述了油气管道CO_2腐蚀情况及特点,着重分析了油气管道CO_2腐蚀形成机理,对存在的主要问题进行了分析,从而对油气管道内CO_2腐蚀现象有了一些规律性的认识,可为管道内CO_2防腐蚀技术的研究提供参考。     

输气管道内腐蚀控制新技术

输气管道内腐蚀控制技术包括采用失重挂片法测量管道内腐蚀速度和加注缓蚀剂等."九五"以来,西南油气田分公司开展了新型管道缓蚀剂开发,管道缓蚀剂加注方式的改进,缓蚀剂保护效果的检测与评价方法改进等工作,并在管网上建立了管道内腐蚀在线监测系统,较好地抑制了管道内腐蚀.     

N80油管在模拟凝析气田多相流环境中的CO_2腐蚀行为研究

针对凝析油气藏CO2腐蚀工况,利用高压反应釜开展了N80碳钢油管在模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的动态腐蚀试验。采用腐蚀失重、SEM和XRD分析测试方法,研究了温度、含水率及CO2分压等因素对N80油管腐蚀速率的影响规律。在高压反应釜模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的研究结果表明,N80油管试样腐蚀行为受凝析油在试样表面浸润吸附程度和模拟多相流产生的气泡腐蚀的控制,其宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征;在CO2分压0.3 MPa、含水率60%条件下,腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压0.3 MPa、介质温度60℃条件下,腐蚀速率随含水率增加而增大;在介质温度30℃、含水率60%条件下,腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

姬塬油田地面管道失效分析及防护措施

针对姬塬油田地面管道腐蚀严重问题,开展了失效现状、腐蚀因素、腐蚀机理分析,探讨了CO_2、H_2S、Cl~-等原油腐蚀介质,温度、含水率、流速等外部环境,以及管道材质、焊接质量对管道内腐蚀的影响,提出了开展前端脱水工艺优化、结垢预防以减缓管道腐蚀速度的措施。同时按照"区域性、代表性、系统性"原则,建立了油田区域腐蚀基础数据库、管道腐蚀全流程监测网、管道检测评价及管道防腐技术体系,通过现场应用,管道失效次数由2015年的425次下降至2020年的95次,失效率由2015年的0.13 km~(-1)·a~(-1)下降至2020年的0.02 km~(-1)·a~(-1),管道失效率得到有效控制。     

地形起伏地区集气管道内腐蚀敏感性预测分析

针对集气管道内腐蚀敏感性评价方法,对地形起伏地区的集气管道进行内腐蚀敏感性预测分析。通过分析影响管道内腐蚀的流体特性、管道内的腐蚀性介质以及离子含量等,确定敏感性评价指标,利用模糊综合评判模型初步预测管道内腐蚀的敏感性等级,找到发生内腐蚀破坏可能性相对较高的区域,以便采取恰当的防护措施或进行深入研究。     

地形起伏地区集气管道内腐蚀敏感牲预测分析

针对集气管道内腐蚀敏感性评价方法，对地形起伏地区的集气管道进行内腐蚀敏感性预测分析。通过分析影响管道内腐蚀的流体特性、管道内的腐蚀性介质以及离子含量等，确定敏感性评价指标，利用模糊综合评判模型初步预测管道内腐蚀的敏感性等级，找到发生内腐蚀破坏可能性相对较高的区域，以便采取恰当的防护措施或进行深入研究。     

长输成品油管道内腐蚀原因分析及应对措施

长输成品油管道内腐蚀是多种因素共同作用的结果,成品油本身的腐蚀性比较小,纯净的成品油对管道的腐蚀不构成威胁,但由于H2O、O2、CO2、CaCO3、SiO2等杂质的存在使得腐蚀性质发生了改变,由成品油对管道的化学腐蚀转化为电化学性质的腐蚀,电化学腐蚀是管道内腐蚀的主要腐蚀形式。     

安塞油田管道修复体系建设与研究

随着安塞油田40年来持续开发,原油含水率不断上升,加之多层位混合开发,导致油田地面集输系统管道腐蚀日益严重,制约了油田高效、快速发展。近年来,油田通过开展管道腐蚀机理研究,针对管道腐蚀以局部为主的特点,开展了管道补强、在役管道内防腐及管道内衬等管道修复技术试验,不断丰富、完善管道修复过程控制与质量管理标准,初步建成了具有安塞油田特点的管道修复体系,在有效降低油田管道失效率的同时,降低了管道隐患治理成本。     

绥靖油田地面集输管道腐蚀检测技术研究与应用

管道腐蚀受输送介质的含水率、矿化度、C1~-含量等因素影响,具有变化性和不确定性。为及时掌握绥靖油田地面集输管道防腐层状况,近年来使用PCM及超声波检测技术对4条不同类型的埋地钢制管道进行整体的腐蚀评价。结果表明:4条管道外防腐层良好;管道为管体内腐蚀,腐蚀程度存在轻、重、严重等级,腐蚀速度为轻、中、重等级;采用内涂层管道的耐蚀性较好,壁厚变化较小,涂层对管道起到了较好的防护作用。针对绥靖油田埋地管道内腐蚀现状,建议开展管道专项防腐检测,采取内涂层、非金属管材等防护措施减少管道腐蚀泄漏事故的发生。     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因分析

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。     

某油田地面管线腐蚀穿孔分析与治理

为了有效控制油田地面管线腐蚀穿孔事故,针对某油田地面管线2014年腐蚀穿孔的情况,从管道材质、输送介质及腐蚀形式等方面进行了统计分析。分析结果显示,最易导致腐蚀穿孔的管线是污水管线,且普遍属于内腐蚀,主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2电化学腐蚀最终导致了穿孔。同时研究了导致金属管线和非金属管线腐蚀穿孔的主控影响因素,在此基础上提出了具体的防治和管理措施,从而事先预防管线的腐蚀穿孔,保障油田的安全正常生产。     

中原油田污水净化解氧控制方法研究

通过对金属管道氧腐蚀的机理分析,知金属腐蚀速率随溶解氧含量增加而加快。在调查中原油田文二污水处理站的水源中溶解氧和工艺进氧实际情况的基础上,分别对清水含氧及排污池水,冷凝废水和锅炉废水中含氧以及工艺进氧等引起的腐蚀制定了控制溶解氧的策略和方法。实施这些策略和方法后,文二污水站内管网设备腐蚀降低,外供水质合氧为零,使注水水质完全达标。     

南海番禺气田海底管线内腐蚀评价与预测

通过对海底管线天然气中腐蚀性气体含量、残留水的矿化度、盐含量和总铁离子含量分析发现：南海HZ21-1平台至珠海陆地终端的海底管线存在一定的内腐蚀倾向；利用美国OLI公司的Corrosion Analyzer腐蚀预测软件对海底管线的内腐蚀倾向进行了预测，预测结果表明：海底管线的腐蚀速率随温度的升高而增加，随输送压力的升高而增加，腐蚀速率受温度的影响较大，受压力的影响较小，腐蚀速率预测值均小于0．0764mm／a，属于轻微腐蚀。     

某油田天然气输送管线泄漏原因分析

某油田天然气输送管线在半年内连续4次发生泄漏,给管线的正常运行带来极大的安全隐患。为了找到管道发生泄漏的原因,截取了部分泄漏管段,对其进行了宏观形貌、理化性能、扫描电镜、能谱分析及X射线衍射等分析研究。结果表明:该输送管道的材质满足GB/T 9711.2—1999对L245MB焊接钢管的要求;管道内壁的腐蚀机理为CO2和H2S腐蚀;发生泄漏的主要原因是管道内外的温度差导致管内水蒸气凝结于管底形成液态水,与管道内腐蚀性气体CO2和H2S共同作用,导致管壁腐蚀减薄直至发生刺漏。     

�ߺ��򻷾��е��漯����߲��ʸ�ʴӰ������

根据国内某高含硫气田集输管线内高含H₂S（8%～16%）、CO₂（5%～10%）的高压腐蚀环境，分析了可能存在的腐蚀影响因素，并采用静态高温高压釜研究了H₂S、CO₂、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对20#钢的作用规律。结果表明，在试验研究的范围内，20#钢的腐蚀比较严重，腐蚀速率在0.348～2.559 mm/a之间，但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响20#钢腐蚀程度的主要因素：水中Cl-含量越高，20#钢的腐蚀速率越大；温度为40 ℃时20#钢的腐蚀速率相对较大；元素硫的存在会加速20#钢的失重腐蚀和点蚀，最大点蚀深度为4.867 mm/a。通过室内研究，建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫，而且最好不要让集输管线的温度停留在40 ℃左右，以减轻对管线的腐蚀；此外，还要加强对高Cl-含量地层水汇集的集输管线的防腐蚀工作。     

花格输油管道腐蚀分析及维修情况

介绍了花格输油管道的服役历史及运行环境,利用漏磁检测技术对花格输油管道进行检测,依据检测结果分析了花格输油管道的腐蚀程度及类型,认为管道腐蚀严重,有一半以上的腐蚀发生在管道的底部位置,且以电化学外腐蚀为主,发生腐蚀的根本原因是保温层进水。另外,文章还对历年管道大修情况作了简要介绍。     

天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水,建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２、缓蚀剂、水及它们的组合对于管线内腐蚀所起的作用。根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。