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。     

某油井套管腐蚀原因分析

某油井套管拔出时产生严重腐蚀,对腐蚀产物颜色及腐蚀管宏观特征进行了分析,其主要腐蚀形式为点蚀.用电子扫描显微镜、金相显微镜、能谱、X衍射等方法对腐蚀套管的形貌、横截面及腐蚀产物进行分析,该井套管发生的主要腐蚀形式为二氧化碳腐蚀、硫化物应力腐蚀和氯离子点蚀,腐蚀最为严重的第74根套管,发生的腐蚀主要为应力腐蚀.     

某油田联络管线腐蚀原因分析

为减少某油田联络管线腐蚀穿孔次数,降低经济损失,有必要对腐蚀原因进行识别。通过对腐蚀穿孔现场的勘察及管线检测结果、运行数据、流体介质参数等资料的综合分析,发现管线内流体介质具有高腐蚀性、防腐层破损、环焊缝金属与本体金属成分不同、施工工艺不科学及复杂应力作用等重要因素,造成了管线本体腐蚀、环焊缝处腐蚀及锚固墩处腐蚀。对某油田联络管线进行了整改：更换起点站库出站5 km管线;拆除所有固定式锚固墩,在必要处安装可更换式锚固墩,做好锚固墩与管线连接部位的防腐措施;做好管线内、外检测,以及修复、补强工作;对强度不达标的环焊缝处进行碳纤维补强,并提升焊接水平。分析腐蚀原因并做好整改措施,可延长管线使用寿命,保障管线安全平稳运行。     

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。     

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。     

某滩海油田输油管道腐蚀成因检测分析

为了查明某滩海油田一条输油管道的腐蚀成因,利用扫描电镜、能谱仪和金相显微镜等仪器,对管道腐蚀严重试件进行了检测分析。检测结果表明,管道腐蚀类型为点蚀+垢下腐蚀,管道腐蚀因素为注入井返排液中含有CO₂和Cl^-。提出了管道集输工艺和在用管道修补方面的指导性建议措施,延长了管道使用寿命。     

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...     

集输管线用X52级抗硫化氢腐蚀焊管的研制

通过解剖分析国外抗H_2S腐蚀焊管的理化性能和抗腐蚀性能,提出了X52级抗H_2S腐蚀螺旋焊管及其卷板的性能要求。通过大量的试验研究,提出了与之匹配的成型工艺、焊接工艺及焊接材料,试制并批量生产出满足ISO 3183-3：1999标准及用户集输管线附加技术要求的抗酸性介质的螺旋埋弧焊管。     

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。     

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。     

高酸性气田腐蚀监测技术研究

高酸性气田采输及净化过程中,由CO2-H2O、H2S-H2O、CO2-H2S-H2O和R2NH-H2S-CO2-H2O等环境引起的腐蚀造成大量直接和间接损失,对高酸性气田的腐蚀状况进行必要的监测和安全评价于气田安全高效生产具有重要意义。在对高酸性气田腐蚀及监测情况调研的基础上,以龙岗气田腐蚀监测体系为例,介绍了包括腐蚀监测点的布置、监测方法的选择、腐蚀回路的划分、数据的管理等方面的高酸性气田腐蚀监测技术。     

页岩气气田集输系统腐蚀控制技术研究与应用

目的针对页岩气气田集输系统面临的腐蚀问题,采用系统分析及模拟评价手段,进行不同阶段的腐蚀行为及规律研究,明确腐蚀主要原因及应对措施。 方法系统分析了各阶段的腐蚀主控因素,根据腐蚀特征将页岩气开发分为一个排采阶段及两个生产阶段,采用失重模拟实验、扫描电镜、能谱、XRD等手段研究了不同阶段的腐蚀行为及规律。 结果在5~18 m/s流速条件下,砂含量及流态变化较大的地方的腐蚀以冲蚀为主,电化学腐蚀为辅,且冲蚀表现为犁削型冲蚀损伤;随着流速降低,砂沉积及返排液沉积腐蚀特征发生转变,明确了SRB和CO₂共存条件是导致集气管线穿孔失效的主要原因;通过模拟SRB成膜的现场工况,获得了点蚀速率为5.86 mm/a,这与部分管线穿孔失效的点蚀速率相当。 结论提出切实可行的腐蚀控制方案,主要包括使用耐冲蚀材料、增大壁厚、加注杀菌缓蚀剂,并应用于页岩气现场,使集输系统失效降低90%以上。      

油田采出污水腐蚀作用的影响因素分析

以大庆油田采出污水为母液,通过改变其温度、矿化度、聚丙烯酰胺浓度、碳酸盐浓度、pH值、氯离子浓度等条件考察影响A3钢试片腐蚀率的因素。结果表明,随着温度的升高,腐蚀率先升高后降低,在约50℃时出现极大值;聚丙烯酰胺和强碱均具有缓蚀作用;碳酸钠浓度的增大或矿化度的降低亦有利于腐蚀率的下降;增大Cl^-或细菌浓度,腐蚀作用加剧。     

在模拟油田腐蚀环境中P110钢的CO2腐蚀规律

在模拟塔里木油田的CO2腐蚀环境中，研究了P110油井管钢的腐蚀规律，得到了不同温度、CO2分压和流速下，P11O油井管钢的腐蚀速率及其最大发生条件。文章分析了试验结果．指出了经典理论与该试验结果之间的差别。新的结论是在任何温度下，CO2对P11O油井管钢表面都会产生局部腐蚀，腐蚀速率发生转变的温度随腐蚀环境和材料特性而变；温度是影响腐蚀产物膜成分和生成速度的关键因素．也是影响腐蚀速率的关键因素。     

含硫气田集输管道腐蚀预测软件应用

针对川渝地区含硫气田集输管道材料腐蚀问题,结合几种经典的、应用较广的腐蚀速率预测模型进行了对比分析.根据对影响腐蚀的主要因素CO2分压、H2 S分压、液体流速、运行温度等开展机理分析,推导建立了一种腐蚀速率预测半经验模型,并通过试验数据确定了模型中的待定系数.在此腐蚀预测模型的基础上,开发了基于BP神经网络算法的含硫气...     

白驹油田集输系统腐蚀结垢原因分析及防护对策

用水质水性分析、腐蚀电化学分析、X射线衍射分析等实验方法,判断了白驹油田集输系统腐蚀结垢类型。结果表明,集输系统腐蚀和结垢同时发生,垢以CaCO3和MgCO3为主;腐蚀是阴极过程控制的电化学腐蚀,溶解氧、高矿化度(Cl-)和高SRB含量是腐蚀发生的主要原因。同时,结合工艺流程,提出了以化学防腐防垢为主,以物理隔氧、阴极保护为辅的对策,在现场应用中取得了显著效果。     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

N80钢在CO2、H2S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3 时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。     

高含硫气田套管腐蚀情况实验研究及建议

在我国近年对高温高压酸性气田的开发过程中,天然气中的H₂S和CO₂对套管造成了严重腐蚀,套管在服役过程中腐蚀穿孔和刺漏现象时有发生,对油气井安全生产威胁极大。为此,在实验室条件下采用自行设计的高温高压循环流动釜,模拟研究了四川盆地某气井中的套管在超高温高压高含H₂S和CO₂的条件下的腐蚀情况--井深4 944～5 738 m井段流速太低、套管壁会有水膜、元素硫附着、积水及腐蚀严重。实验以该气田在役使用的3种套管材料为研究对象,分别研究其在不同采气期（携水采气期和积水采气期）的腐蚀情况。根据实验获得的数据并结合API 579适用性评价方法,计算出被腐蚀套管的抗挤强度和抗内压强度,进而预测套管的安全服役寿命。结果表明：①该井的套管在携水采气期的腐蚀程度较积水采气期的腐蚀程度轻微;②随着开采年限的增加,套管的抗内压强度和抗外挤强度均呈直线下降;③在实验环境下根据剩余强度曲线图预测3种套管的安全服役寿命至少还有10年。建议在气田的开采过程中应尽量增加携水采气期的开采时间,从而延长套管的安全服役寿命。