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埋地原油输送管道腐蚀穿孔原因分析 总被引:1,自引:0,他引:1
黄祖娟 《石油化工腐蚀与防护》2002,19(6):21-22,34
金陵石化分公司由于所炼原油中的硫含量不断增加 ,致使埋地钢质原油输送管道的腐蚀问题日趋严重。文章对腐蚀机理进行了分析 ,指出管道内部H2 S -H2 0腐蚀环境和管道外部的土壤腐蚀是造成管线穿孔泄漏的主要原因。采取阴极保护措施和加强对外防护层监测、进而建立起数据库 ,对埋地原油输送管道实行动态化管理 ,可有效防止泄漏事故发生。 相似文献
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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。 相似文献
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针对某L485M钢级输气管道在水压试验中发生泄漏的现象,对泄漏部位进行了外观检验、理化性能及腐蚀产物分析。结果显示,该管线泄漏点位于管道6点钟位置,管线内壁腐蚀严重,主要表现为全面腐蚀及较深的腐蚀坑;泄漏的主要原因是由于土壤及水等进入管道,钢管内壁受腐蚀减薄,钢管承载能力下降,当试验压力大于钢管承载能力时,钢管开裂泄漏。对于新建管线,建议及时进行管道内部清理,避免对钢管内壁造成腐蚀,对于不能及时投入使用的新建管线,应在内部清理、干燥后进行封堵,避免泥土及水分等进入管线内部而导致腐蚀。 相似文献
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油气混输管道的内壁腐蚀 总被引:3,自引:0,他引:3
较之单相输送管道,油气温输管道的内壁腐蚀要严重得多。其内壁腐蚀主要是CO2腐蚀和H2S腐蚀。混输管道的腐蚀与流型有关,以段塞流和分层流流型下的腐蚀最具代表性。通常认为,当系统中CO2分压超过20kPa时,该烃类流体是具有腐蚀性的,且CO2腐蚀速度与CO2分压的0.67次幕成正比;当合H2S的天然气输送系统的总压大于0.448MPa、H2S分压高于0.34kPa、介质pH值<6时,将会发生硫化物应力腐蚀开裂。在油田油气集输系统中,允许的CO2浓度可通过腐蚀诺漠图及计算确定;多相流管道管径的确定亦应当考虑腐蚀问题。 相似文献
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研究了含CO2湿气管线内腐蚀直接评价(WG-ICDA)技术,重点分析影响含CO2湿气管线内腐蚀直接评价成功与否的关键技术——间接检测。结合中国南海某输送含CO2湿气管线,运用气液两相流动预测模型以及CO2腐蚀预测模型,对整条湿气管线输送系统进行分区划段,计算湿气管线各处的持液率和腐蚀速率,并对湿气管线各处发生腐蚀的可能性进行优先次序排列,从而确定出管线容易发生腐蚀的高风险临界位置。 相似文献
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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。 相似文献
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N08825镍基合金复合管件加工技术及耐蚀性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
为了避免高H2S/CO2油气田用管道的电化学腐蚀损伤和应力腐蚀开裂问题,以某天然气净化厂原料气管线拟使用的N08825镍基合金复合管为例,研究了其加工技术及耐蚀性能。研究结果显示,N08825镍基合金复合管力学性能及SCC性能均满足中石化普光气田净化厂原料气管线安全隐患治理工程SEI《焊制复合钢管、管件规格书》要求。结果表明,通过控制大直径镍基合金管件加工工艺并在复合管内表面涂刷防护剂,可确保复合管件成型质量及高H2S/CO2环境下的抗应力腐蚀开裂性能。 相似文献
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刘洋 《石油化工安全环保技术》2021,(1):30-34,I0002
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。 相似文献
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针对川渝地区输气管道输送的天然气多含H2S及CO2等酸性介质的情况,分析了水介质中较低CO2及H2S分压条件下输气管道的腐蚀机理,三甘醇的物化特征及其对H2S及CO2的缓蚀作用。以龙门至忠县输气管道为例,介绍了三甘醇干燥除水、降低露点以及作为缓蚀剂等方面对输气管道进行腐蚀控制的情况,并对用量进行了计算。 相似文献
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湿气管道内涂缓蚀剂防腐效果评价探讨 总被引:4,自引:3,他引:1
在天然气输送过程中,天然气中含有H2S、CO2、饱和水等,将对管道内壁造成腐蚀,因此,需要对管道内壁采取防腐措施。针对川东气田竹渠线输送特点、管道检测情况及管道内腐蚀状况,制定了内涂缓蚀剂防腐方案及防腐效果评价方法,并通过现场实施,得出了竹渠线缓蚀剂涂抹量及速度、周期及内涂防腐效果评价方法,以指导川渝天然气管道内防腐技术措施的制定,为川渝气田的安全开发提供技术支撑。 相似文献
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通过对气井水分析、气分析和腐蚀速度测试 ,研究了中原油田文 2 3气田气井腐蚀的主要原因。结果表明 ,气井的腐蚀主要是由于CO2 的酸性腐蚀所引起 ,而H2 S和细菌腐蚀并不严重。产量大、压力高的气井腐蚀较严重 ,应采取防护措施 相似文献