某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

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。     

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。     

某海底管道腐蚀失效分析

结合管材理化性能测试、腐蚀产物形貌观察及成分检验对某海管腐蚀特征及穿孔原因进行了分析,结果表明管道发生了CO2腐蚀,高腐蚀环境、介质流态、管段位置和疏松结垢等多种因素交集促使管线底部积水,缓蚀剂防腐效果不佳,最终造成底部腐蚀及穿孔。     

昆北油田Q12区块集输管道腐蚀穿孔分析

昆北油田Q12区块集输系统于2012年投入使用,集输干线于2015年开始出现腐蚀穿孔泄漏现象,严重影响了区块的正常生产运行。对Q12区块集输干线外腐蚀环境和防腐层状况、内腐蚀环境和腐蚀产物以及酸化返排等腐蚀因素进行了分析和研究,探究了Q12区块管线腐蚀穿孔原因和机制。经过分析发现,油井酸化后返排残酸与集输系统中含有的S2-是管线腐蚀穿孔的主要因素,集输系统含SRB,流速低,水和氯离子含量高也是Q12集输干线腐蚀穿孔的重要辅助因素。针对腐蚀原因提出腐蚀控制措施和建议,对该油区管道的进一步维修维护具有一定的指导意义。     

川渝页岩气集气管线失效原因分析

川渝某页岩气平台集气管线投产后短时间内发生穿孔失效,为找出集气管线腐蚀失效的原因,分析了失效管段所处的腐蚀环境,结合材料理化性能和腐蚀产物形貌成分测试结果,认为输送介质中的CO2和返排液中高含量的硫酸盐还原菌(SRB)是造成管道腐蚀穿孔的重要原因,两者同时参与了腐蚀反应,形成主要由代表性腐蚀产物FeCO3、FeS构成的...     

高89区块CO2驱地面生产系统腐蚀分析与控制

2007年,胜利油田在纯梁采油厂高89区块开展了低渗透油藏CO2驱先导试验。对应目前CO2驱先导试验区,地面生产系统腐蚀严重部位是高890集输干线、后续的联合站和污水站处理系统。由于CO2驱采出液的混入,导致高含水输送介质中CO2含量大幅增加,目前含量在100 mg/L以上,造成高890集输干线、油站储罐出口管线和污水站沉降罐出水管线多次腐蚀穿孔。为此提出了缓蚀剂、耐腐蚀材料和防腐涂层联防的腐蚀控制措施,可将系统的均匀腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,确保纯梁高89区块CO2驱先导试验区高含CO2地面生产系统正常运行,延长集输管线和后续处理站点的使用寿命,节省地面工程改造投资。     

某L245输气管道内腐蚀原因分析

某L245输气管道发生严重的内腐蚀,通过样品外观、化学成分、金相组织、腐蚀环境、腐蚀产物等检验分析以及实验室模拟试验,分析了管体发生局部腐蚀的原因。研究结果表明：管体化学成分、金相组织均符合标准要求;腐蚀产物主要为碳酸亚铁和三氧化二铁;置于液相中的腐蚀挂片试样比在气相中腐蚀严重。地势低洼导致管线底部积液是管道内腐蚀的主要原因;未经处理的输送气体介质所含水、CO₂和Cl^-的协同作用是导致输气管线局部腐蚀的环境因素。建议从线路结构设计、管道维护和选材方面进行改进。     

集输管道腐蚀失效原因分析及防护措施研究

为解决某集输管道的腐蚀穿孔失效问题,从管材化学成分、金相组织、力学性能等方面进行了分析,并结合观察到的宏观腐蚀形貌和腐蚀产物,基于管道服役环境和介质特点,对失效原因进行了探讨,提出了对应的防护措施。结果表明,失效管段符合GB/T 9711—2017中关于PSL2钢管的交付标准,失效是酸性气体引发的电化学腐蚀和碳酸盐引发的垢下腐蚀共同作用的结果,且地势低洼处存有残余水是发生腐蚀的先决条件。建议腐蚀监测以电阻探针法、交流阻抗法为主,挂片失重法为辅,缓蚀剂采用季铵盐+酰胺基的复配缓释剂,泄漏报警采用负压波法和流量平衡检测法相结合的方式,采取措施后,管道失效率从0.56次/(km·a)降低至0.31次/(km·a),共计减少年泄漏量1 500 m³,年减少经济损失472万元。     

20#钢集输管线泄漏原因分析

某油田的20#钢集输管线发生了穿孔泄漏事故,为了确定其泄漏原因,对泄漏钢管进行了理化性能试验、腐蚀形貌及腐蚀产物分析。结果表明,泄漏钢管材料的化学成分和拉伸性能符合GB/T 8163—2008标准的要求。该钢管泄漏点位于钢管的底部位置,该部位的钢管内壁存在明显的腐蚀痕迹。该泄漏钢管的腐蚀产物主要包括Fe的氧化物、羟基氧化物及FeCO₃和FeCl₂(H₂O)₄。由于管线内的凝析油中含有水及较高浓度的HCO^-₃和Cl^-,HCO^-₃和Cl^-与钢管材料发生了电化学反应,其中HCO^-₃与钢管内壁材料发生了阴极和阳极反应,Cl^-促进了钢管内壁腐蚀坑的形成,在自催化的作用下,腐蚀坑逐渐向钢管外壁扩展,最终穿透钢管管壁并发生了泄漏。     

Q235B消防水管道泄漏原因分析

为了研究某Q235B消防水管道泄漏原因,利用宏观检查、理化性能分析、能谱分析等对泄漏管段进行了检验和分析。结果显示:泄漏部位位于钢管外表面冷缠带及环氧涂层脱落处,主要表现为簇状分布的腐蚀坑;管材化学成分、拉伸性能、压扁试验结果满足相关标准要求;管体金相组织均为铁素体+珠光体,组织未见异常;腐蚀坑附近腐蚀产物中主要含有Fe、O、Si、Ca及少量Cl。分析表明,管道泄漏是因为钢管表面冷缠带及底漆脱落,导致钢管金属基体与土壤介质接触,从而产生局部腐蚀及穿孔。     

中原油田集输管线腐蚀行为研究

中原油田集输管线的腐蚀特点均以内腐蚀为主 ,腐蚀穿孔多发生在管线底部。以四厂南二线为例 ,对产出气、产出水的组成及腐蚀性进行了分析化验 ,结果表明 :输送的液体含水率高且为层流 ,造成管线底部直接与水相接触。由于产出水pH值较低、矿化度高 ,并且含有大量的硫酸盐还原菌 (SRB)和HCO-3,CO2 ,导致管线底部垢下腐蚀。提出了以管线内防腐蚀和投加杀菌缓蚀剂为主的防护措施     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

某集气管线穿孔失效原因分析

目的 确定四川某集气管线腐蚀穿孔的原因。方法 采用直读光谱仪、金相显微镜、X-射线衍射仪和扫描电镜及EDS能谱对失效样品进行检测,并对腐蚀环境进行了分析。结果 (1)管体内壁存在大量腐蚀凹坑,管体金相组织为铁素体+珠光体,焊缝组织为针状铁素体,管基体的冶金质量、化学成分和力学性能符合标准;(2)腐蚀产物为FeS和少量FeCO₃;(3)气田水中存在硫酸盐还原菌(SRB)。结论 管线穿孔是SRB、H₂S、CO₂等因素共同作用的结果。     

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。     

X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为研究

为了研究X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为,利用高温高压釜动态模拟试验研究了在60 ℃、CO2分压1.5 MPa、流速1.5 m/s、含水率40%条件下不同矿化度对X80管线钢在模拟油田采出液中的腐蚀情况,并利用扫描电镜（SEM）、能谱仪（EDS）和X射线衍射仪（XRD）对试样表面腐蚀产物形貌和成分进行了分析。结果表明,随矿化度增加,X80钢平均腐蚀速率降低,腐蚀形态呈现严重局部点蚀、轻微点蚀和均匀腐蚀的变化规律;腐蚀产物膜厚度随矿化度降低而减小,在矿化度为20 g/L时,试验钢的腐蚀最为严重,产物膜最厚,腐蚀产物主要为FeCO3及少量Fe和CaCO3。     

玻璃钢集输管道的失效分析

采用宏观观察、扫描电镜分析、差热分析（DSC）、红外光谱分析及挂片试验方法对某油田玻璃钢管失效进行分析研究认为主要原因是玻璃钢材料的化学老化。输送介质中原油、CO2和伴生水等成分对玻璃钢中高分子树脂材料的化学交互作用、温度作用以及管道受到的应力作用最终导致有机高分子复合材料的破坏。文章还讨论了玻璃钢管道在腐蚀性环境下使用应注意的问题，评述了在特定工作条件下不同品种玻璃钢管道的性能差异，提出含CO2酸性油气田选择玻璃钢管道产品的一般指导原则。     

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。     

集输管道内腐蚀原因分析及对策研究

在石油石化行业,腐蚀是危害管道安全、引起管道失效的重要因素。统计数据表明:腐蚀相关的事故占总体事故比例在25%以上。通过对某区块采出液成分进行分析,发现腐蚀形态以局部点蚀为主,腐蚀机理主要是垢下浓差腐蚀和细菌腐蚀,腐蚀的主要介质是H2S、CO2、SRB,水中的Cl-作为催化剂对腐蚀起到自加速的作用,随后通过添加缓蚀剂、旋转气流法管道内涂层和非开挖内衬修复技术对腐蚀管道进行防护与修复,其中旋转气流法适用于新建或未发生过腐蚀穿孔的管段,PCE内衬修复技术适用于腐蚀较为严重的管段,目前3种防护措施都取得了良好的应用效果,可实现隔离腐蚀介质、延长管道寿命的目的,研究结果可供其他油气田和管道行业借鉴。