某油田地面管线腐蚀原因分析

某油田地面集输管线腐蚀相当严重,事故频发,管线材质主要为20钢.为弄清腐蚀的原因,对作业区处理站内的各主要部位开展了腐蚀监测,在实验室进行了模拟试验,采用X射线衍射(XPJ))、扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)等分析手段对腐蚀产物膜进行了分析.结果表明,CO2环境下高浓度的氯离子及高矿化度的地层水是腐蚀穿孔事件频发的...     

某油田低压集输管线腐蚀穿孔失效分析

采用理化性能检测及扫描电镜、X射线衍射方法对某油田集输管线腐蚀穿孔管段进行了失效分析,结果表明,该管段腐蚀穿孔主要原因是由腐蚀介质所引起的电化学腐蚀,管线内输送介质中的H2S和氯离子对于腐蚀穿孔起到了重要作用。     

南海某油田油管腐蚀失效原因分析

南海某油田油管多次发生腐蚀穿孔,本文通过失效部位宏观分析、微观分析、理化检验和腐蚀产物分析对腐蚀机理进行研究.结果表明,该油管物理化学性能均符合标准,腐蚀失效的主要原因是二氧化碳腐蚀,碳钢耐二氧化碳腐蚀差,建议更换含Cr管材.     

某海上油气田腐蚀因素分析

通过对某海上油气田伴生气H2S和CO2检测分析,发现该油气田的主要腐蚀因素是CO2,硫化氢只有个别检测位置含量较高,对海底管道进行了重点分析,并使用NORSOKM-506腐蚀模型对CO2腐蚀进行计算,腐蚀速率在中等到严重的范围,而由于生产中使用缓蚀剂,实际的腐蚀速率会有较大程度的下降。     

液化气原料罐法兰与管线接头失效因为分析

从断口形貌观察、金相组织的检验、腐蚀产物成分分析等方面对液化气原料罐法兰与入口管线接头的失效因为进行了分析,认为是16Mn钢在含有H2S的腐蚀介质中,在焊接残余应力和工作载荷的共同作用下,由于应力腐蚀而产生的沿晶脆性开裂.裂纹起始于内表面法兰侧焊缝热影响区熔合线附近(马氏体区),裂纹源起始于该区域的蚀坑或焊缝根部余高应力集中部位,同时出现多处裂纹源,每个微小裂纹在该区域内沿焊缝纵向扩展最终连接成大裂纹.并向纵深扩展,直至穿透.并提出了相应的措施防止此类事故的发生.     

油田管道内腐蚀机理及选材

随着高含H₂S、CO₂以及Cl^-油田的开发与开采,油田管道的内腐蚀问题十分严重,因此探究管道内腐蚀机理并能合理选择管道材料,解决腐蚀问题至关重要。本文探讨了H₂S、CO₂、Cl^-以及元素S腐蚀机理,总结了管道内腐蚀失效主要形式。同时从国外某油田的实例出发,对腐蚀环境苛刻的脱气站管道选材进行了说明和总结,对油田管道材料的选择具有一定的参考意义。     

海上某油田采油树水相出口管线腐蚀失效分析

采油树管线通常采用钢质管道,随着服役年限的增加,加上海洋腐蚀环境的复杂性和恶劣性,井口采油树不可避免会出现锈蚀、腐蚀、冲蚀等缺陷。对采油树的腐蚀失效分析是通过对材质、工况、内外腐蚀环境等因素进行研究,寻找腐蚀失效的原因,提出预防重复腐蚀失效的有效措施,避免重大损失发生。本文介绍了海上某油田采油树水相出口管线腐蚀实效分析案例,强调了施工管理、生产监督、材质的选择和施工工艺合理性的重要性,以及如何通过腐蚀失效分析提供合理的解决措施来缓解或消除腐蚀问题。     

渤海某油田L80油管腐蚀机理研究

目的研究渤海某油田L80油管腐蚀机理,对分析该油田油管腐蚀特点、确定油管腐蚀类型、证实井底腐蚀环境、评估油管腐蚀程度和推荐油管防腐材质具有重要意义。方法基于L80油管宏观腐蚀形貌观察做出的初步判断,首先进行材质分析,其次进行微观腐蚀形貌分析,然后进行腐蚀产物分析,再进行腐蚀程度分析,最后进行电化学试验。结果该L80油管理化性能及金相组织符合标准,其内外壁腐蚀行为不一致,外壁以均匀腐蚀为主且腐蚀轻微,内壁有一定程度局部腐蚀且腐蚀较严重。腐蚀产物主要含有Fe、S、O和C元素,主要成分为Fe1-xSx、Fe CO3和Fe_2O_3。其外壁点蚀坑深度在15~50μm之间,内壁点蚀坑深度在80~150μm之间,内壁微裂纹宽度在20~70μm之间。CO_2分压、H_2S分压、含水率和温度对L80油管腐蚀行为有重要影响。结论该油田井底CO_2和H_2S共存,L80油管发生了CO_2/H_2S共存的电化学腐蚀,但点蚀、应力腐蚀开裂(SCC)整体上比较轻微,且L80油管表现出良好的抗硫化物应力开裂(SSC)能力。根据研究结果,推荐现场可以继续使用L80油管。     

东海某油田管线失效分析

在严酷的海洋腐蚀环境中,油田工艺管线易出现腐蚀失效现象.通过对失效管线进行宏观形貌、化学成分分析、腐蚀产物分析等,确定了管线失效的真正原因,并提出腐蚀失效的控制措施及建议.     

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

渤海某油田混合注水系统CO2/H2S腐蚀缓蚀剂的开发

目的 缓解渤海某油田混合注水出现严重的CO2/H2S腐蚀、现场检测挂片的点腐蚀非常明显等问题。方法 首先合成一种适合该油田工况的咪唑啉季铵盐（LH-31）,再通过复配得到最优的缓蚀剂配方。结果 利用动态高温高压釜,在95 ℃、0.15 MPa CO2（含100 μg/g H2S）、总压0.5 MPa N2、流速1.5 m/s、试验时间72 h条件下,测得空白平均腐蚀率为2.01 01 mm/a,点腐蚀速率1.1106 mm/a。添加40 mg/L的LH-31后,平均腐蚀率降至0.1000 mm/a,点腐蚀速率降至0.5789 mm/a。LH-31的红外谱图中,在879.31 cm-1出现一个吸收峰,可能是季氮原子与相邻碳之间的伸缩振动,说明形成了环状季铵盐类化合物。LH-31与硫脲和苯甲酸钠之间具有协同效应,添加4%硫脲和3%苯甲酸钠组成的高效复合缓蚀剂2E,可将平均腐蚀速率降至0.0200 mm/a,点腐蚀速率降至0.0751 mm/a。极化曲线测试表明缓蚀剂2E为阳极抑制型缓蚀剂。缓蚀剂2E在现场进行了试验,通过旁路腐蚀试验测试1 d后,前后加注40 mg/L的缓蚀剂2E,试片的平均坑深由0.139 μm降低至0.0258 μm。结论 缓蚀剂2E能有效抑制该渤海油田混合注水的均匀腐蚀和点腐蚀。     

南海某油田伴生气H2S对油田生产的危害及其防护

在油气田生产过程中,H2S是油田生产流程工艺设备腐蚀危害性最大的伴生气之一。除对工艺设备产生腐蚀破坏,还会对人体造成严重的伤害。因此,需要了解H2S对平台生产生活危害的影响因素,防患未然。针对南海某油田的硫化氢防护,需要更积极全面地从设备局部防腐和人生命安全角度确保生产和生活的安全。     

含硫天然气管线H2S/CO2腐蚀发展规律

在模拟川渝地区天然气管线含H2S/CO2介质环境中进行腐蚀实验研究,分析了X52钢在含H2S/CO2溶液介质中暴露时间对管线钢腐蚀速率、腐蚀产物膜形貌及组成的影响。结果表明,随暴露时间延长,腐蚀产物膜层对基体产生一定保护性,减缓了腐蚀进程。腐蚀产物由马基诺矿型、硫化亚铁和陨硫铁发展成马基诺矿、硫化亚铁、陨硫铁和黄铁矿。     

C02/H2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2、H2S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素，提出了针对CO2／H2S腐蚀开发经济型油管的设想。     

Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆腐蚀失效分析

对发生管体刺穿、外壁腐蚀的Ф127mm×9.19mm IEU S-135钻杆进行了失效分析.结果表明,钻杆的化学成分、金相组织、机械性能均符合API标准及订货技术条件.钻杆管体刺穿是由于内壁发生严重H2S腐蚀+氧腐蚀造成的.钻杆管体外壁腐蚀是由氧腐蚀引起的.     

H2S腐蚀的影响因素(Ⅱ)

1．6氧 许多研究结果证实[9．10,11]；当H2S溶液中存在氧时，可引起最为严重的腐蚀问题，只要少量的氧就可使H2S水溶液的腐蚀速度线性升高，腐蚀速度可达几百密尔/年，且很快可产生点蚀。实验表明，在H2S含量为1mM时，有氧存在时碳钢的腐蚀速度比无氧时高15倍，可见氧对H2S的腐……     

某油田集输管线腐蚀失效分析

针对塔河油田某集输管线存在腐蚀问题,通过对输送介质及生产工况分析,认为该管道以内壁腐蚀为主,结合管道外部环境调研,对管道周边杂散电流进行检测,认为存在一定的杂散电流干扰,从腐蚀穿孔的位置和周边电力线有一定的规律分布性,存在管线的内部和外部腐蚀综合作用,对该管线开展详细的杂散电流检测,为下一步开展腐蚀治理提供依据。     

海上某油田海底管线的腐蚀失效原因

利用SEM、EDS、XRD分析了海上某油田海底管道腐蚀穿孔失效原因,并利用高压釜挂片试验模拟了不同海底工况条件下影响管线腐蚀的因素。结果表明,海底管道内部垢样主要由CaCO3、BaSO4等组成,并形成了"垢下"腐蚀环境,最终导致管线由内至外腐蚀穿孔;在高压釜模拟试验中,硫酸盐还原菌(SRB)+细砂+碳酸钙硫酸钡垢层最符合海底管线现场工况。并根据研究结果提出针对性防腐蚀措施。     

CFD油田注水管线腐蚀分析及缓蚀剂评价

为了控制CFD油田注水管线腐蚀情况,通过水样及管线运行工况分析,研究了管线腐蚀主要影响因素,分析表明CFD油田注水管线腐蚀受温度、Cl-及水体流动影响较大。为缓解管线腐蚀,采用旋转挂片法考察了几种缓蚀剂的缓蚀效果。室内试验表明在90℃,0.3MPaCO2+3.0MPaN2,转速451转/分的条件下,缓蚀剂YFHC-093具有良好的缓蚀效果。现场试验结果表明缓蚀剂YFHC-093加注浓度在25mg·L-1时,可将注水管线腐蚀速率控制在0.0366mm·a-1以下,低于油田腐蚀标准。