中国页岩气腐蚀原因分析及防护措施讨论

页岩气具有低碳排放的优势,且中国页岩气资源储量居世界首位,是中国向清洁能源经济模式发展的战略选择,页岩气具有巨大的发展市场。随着页岩气的不断开采,地面集输系统腐蚀问题不断出现,严重影响了页岩气的正常生产。本文针对中国页岩气重点产能区域地面集输系统腐蚀案列进行分析,发现大部分页岩气田地面集输系统发生腐蚀穿孔的主要为硫酸盐还原菌(SRB)导致,CO₂的存在促进了点蚀的发展,同时,Cl-起到催化与促进点蚀的作用,最终导致集输管线腐蚀穿孔甚至断裂。为了有效遏制集输管线穿孔现象,需对加注缓释杀菌剂,并结合对集输管道涂敷防腐涂层,实现对集输管道腐蚀的有效控制。     

分馏塔顶循环油换热器管束失效原因分析

文章对催化裂化装置分馏塔顶循环油换热器管束腐蚀穿孔原因进行了详细分析,指出换热器管外壁的腐蚀主要是H_2S-HCl-NH-3-H_2O型的全面腐蚀,管内壁主要是氯离子及氧的去极化引起的点蚀。腐蚀穿孔是由管外壁开始,并向管内壁发展,而管内壁的点蚀则加速了换热器管束的腐蚀穿孔。通过对换热器管束进行消除应力处理、采用相关“工艺防腐蚀”措施以及选用合适的耐蚀材料使腐蚀问题得到解决。     

分馏塔顶循环油换热器管束失效原因分析

文章对催化裂化装置分馏塔顶循环油换热器管束腐蚀穿孔原因进行了详细分析，指出换热器管外壁的腐蚀主要是H2S-HCl-NH3-H2O型的全面腐蚀，管内壁主要是氯离子及氧的去极化引起的点蚀。腐蚀穿孔是由管外壁开始，并向管内壁发展，而管内壁的点蚀则加速了换热器管束的腐蚀穿孔。通过对换热器管束进行消除应力处理、采用相关“工艺防腐蚀”措施以及选用合适的耐蚀材料使腐蚀问题得到解决。     

20G原油输送管线腐蚀穿孔试验研究

地面集输管线的腐蚀穿孔是影响油气田安全生产的主要隐患之一。西部某油田新建20G原油输送管线在服役1年后便发生腐蚀穿孔,通过宏观检查、管体理化性能检测和腐蚀产物分析等试验手段,分析了该管线腐蚀穿孔的原因。试验结果表明,由于该管线内部输送介质流速较小,水相在管道底部沉积,而介质中的CO_2、H_2S和地层水对管线造成腐蚀,其中地层水中高浓度的氯离子能够促进点蚀的形核及发展,从而导致管线穿孔。     

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。      

中原油田含硫区块腐蚀综合治理

中原油田采油三厂明一西区块存在着油井管、杆、泵腐蚀严重,躺井数多,集输管线腐蚀穿孔严重等问题,针对这些问题,开展了全面的腐蚀性因素分析及腐蚀评价工作,找出了造成油井、集输管线腐蚀穿孔的主要原因,并对其采取缓蚀剂防腐、管线电化学防腐、井下防腐短节阴极保护相结合的综合治理方案。通过以上综合治理,管网穿孔数降低20%以上,腐蚀速率下降78%。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

桩11-8井外输管线腐蚀与防护

利用材质分析、金相检验、腐蚀速率测试等手段对中国石化胜利油田有限公司桩西采油厂桩11-8井外输管线样品进行了测试分析,最终确定腐蚀原因为:该管线输送介质腐蚀性极强,20钢不适用于输送该介质,且1号管线存在的D3e级大块非金属夹杂物为引起1号管线局部腐蚀穿孔的主要原因。治理措施为:对该环境下的新建管线应采取适宜的内防腐蚀技术,推荐采用表面处理技术或添加缓蚀剂;对于目前已投入运行、尚未出现穿孔的管线,应采用非开挖内涂衬技术,以提高管线运行可靠性。     

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。     

塔中四油水处理系统结垢腐蚀分析

塔中四联合站外输泵的进口过滤器经常被堵塞，污水管线、脱水器放水管线结垢较严重，同时，油处理系统压力容器、管线腐蚀较为严重，已有3个容器发生腐蚀穿孔，防腐涂层已失效或脱落，内壁点蚀深度达到了8mm，而且数量较多，分布较广。     

孤东注水系统结垢腐蚀与预防

通过室内系列试验,对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤东油田注水系统管道的腐蚀机理进行了研究,结果表明引起各注水管道腐蚀的主要因素是注水水质的高矿化度和高腐蚀性离子含量。同时,在同一条件下对各注水管道的腐蚀程度进行了对比,进一步提出了防止腐蚀的技术措施是选择20号钢材料,并配合加注质量浓度为40mg/L的HT-8缓蚀剂,可使缓蚀率达到94%以上。综合使用这种措施,可以实现对注水管道腐蚀的良好抑制,对油田生产具有重要的指导作用。     

交联聚合物驱体系地面系统防腐措施研究

河南油区下二门油田聚合物站交联聚合物驱体系地面系统的腐蚀情况比较严重,通过一系列的挂片试验分析得知,导致腐蚀产生的主要原因:一是焊缝腐蚀,二是交联剂本身的酸性腐蚀。为此,在地面注入系统对交联荆罐及DN50以上管线采用T09-17涂层进行内防腐;对DN50以下管线采用铝塑复合管或工程塑料(ABS)管,较好地解决了腐蚀问题。     

桩11—8井外输管线腐蚀与防护

利用材质分析、金相检验、腐蚀速率测试等手段对中国石化胜利油田有限公司桩西采油厂桩11—8井外输管线样品进行了测试分析，最终确定腐蚀原因为：该管线输送介质腐蚀性极强，20钢不适用于输送该介质，且1号管线存在的D3e级大块非金属夹杂物为引起1号管线局部腐蚀穿孔的主要原因。治理措施为：对该环境下的新建管线应采取适宜的内防腐蚀技术，推荐采用表面处理技术或添加缓蚀荆；对于目前已投入运行、尚未出现穿孔的管线，应采用非开挖内涂衬技术，以提高管线运行可靠性。     

塔里木油田设备腐蚀状况

简要介绍了塔里木油田采油设备内外腐蚀的原因及防护措施。指出土壤盐含量高、形成盐浓差电池是造成采油管外腐蚀的主要原因 ;管内腐蚀则由于地下水的矿化度、Cl-含量高以及硫酸盐还原菌而引起。采取涂层、电化学保护和加入缓蚀剂、杀菌剂等措施可使情况得到缓解     

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。     

二套常减压装置加工混合原油设备腐蚀和防护

文章叙述了炼油厂二套常减压装置加工混合原油主要设备、管线的腐蚀情况,着重研究、分析了其腐蚀机理和原因,并提出了具体防护措施。     

海上油气田CO_2/H_2S腐蚀控制

根据中国海洋石油南海西部各油气田的实际情况,结合水质特点分析了采油平台、输油管道、水处理系统和生产管汇腐蚀的原因以及影响因素。阐述了海上油气田腐蚀机理,提出了海上油气田开采的防腐蚀措施。     

苏丹OGM8输油管道腐蚀机理与防护对策

苏丹迈鲁特盆地输油管道在投产1年后发生多次泄露,管道外壁腐蚀严重。经检测,管道腐蚀的原因是管道的熔结环氧粉末（FBE）防腐蚀层出现漏点、阴极保护强加电位不当以及土壤含有较多的腐蚀微生物。针对管道的腐蚀泄露,提出了相应的防护对策,如加强阴极保护管理,采用3PP新型防腐蚀层以及定期对管道进行内检测等。     

埋地混输管道不开挖腐蚀检测及评估

综合利用防腐蚀保温层破损点定位、防腐蚀保温层性能检测评价及管壁剩余厚度检测评价等埋地管道不开挖腐蚀检测技术和X射线衍射分析及扫描电镜能谱分析等腐蚀产物分析技术，对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司临盘采油厂一矿12队盘7站——盘7-1站1．058km混输管道进行了不开挖腐蚀检测及管道腐蚀原因分析。通过检测与分析，确定了被检管道因腐蚀而需更换、维修及重点监控与维护的具体部位，并确定了管道腐蚀原因，为被检管道的更换、维修及防腐蚀提供了科学依据，对保障管道安全运行具有重要意义。     

芳烃抽提装置设备管线腐蚀与对策

介绍了芳烃抽提装置设备及管线的运行状况,列举了近年来装置设备及管线在运行中出现的腐蚀部位及泄漏情况,分析了腐蚀形成的主要原因,剖析了芳烃抽提装置所用萃取溶剂环丁砜在运行中出现降解及降解产物对设备及管线造成腐蚀的作用机理及影响因素。提出了控制萃取溶剂环丁砜循环系统在运行过程中氧含量、提高溶剂系统pH值和运行设备及管线材质升级等解决措施。同时对设备及管线易腐蚀部位做定期测厚,监控其在装置运行期间的腐蚀泄漏状况,以便及时采取措施,减小腐蚀造成的风险。措施实施后,明显减少或消除了芳烃抽提装置设备及管线腐蚀的发生几率,确保了芳烃抽提装置的长周期运行。