集输系统热回水管线腐蚀分析

中国石油天然气股份有限公司华北分公司第三采油厂油气集输系统热回水管线普遍存在着腐蚀问题，影响原油生产和集输的正常运行。介绍了腐蚀较严重的13个站点的水质普查、水质结垢倾向和腐蚀性情况，并在水质分析的基础上进行了热水管线腐蚀因素的试验研究．确定腐蚀主要因素为水中的溶解氧含量高，从而造成腐蚀。     

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。     

杨税务气藏集输管线腐蚀监测技术

华北油田第四采油厂杨税务气藏具有集气压力高、采出气液成分复杂等特点。随着投运时间的延长,集输管线出现不同程度的腐蚀现象,具有较大安全隐患。针对该问题,通过室内腐蚀模拟实验开展腐蚀机理研究,明确了流速、分压、温度等参数对腐蚀速率的影响程度。在不改变现场工艺流程的条件下,研发管道腐蚀监测装置对运行集输管线进行监测,评价腐蚀程度。最终制定集输管线腐蚀防护对策,有效延长管线的使用寿命,确保杨税务气藏集输管线的安全运行。     

新疆油田稠油热采管线腐蚀机理研究

通过现场腐蚀调查和对稠油管线腐蚀机理的研究，找出了新疆油田稠油热采管线腐蚀的规律和特点。     

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...     

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     

中原油田集输管线多相流腐蚀预测模型

介绍了在多相流条件下如何对油田集输管线介质进行腐蚀因素研究和数学模型建立,并研究了集输管线介质流速、含氧、pH值、矿化度、温度、CO2分压、含水等共7个因素对20^#管材的腐蚀影响趋势。文章研究内容采用的多相流腐蚀评价装置获国家专利,其设计思路和评价方法对相关领域的研究具有较好的指导借鉴作用。     

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。     

吐哈油库管线腐蚀综合分析

通过取点检查、测试、化验、分析,对吐哈油库管线腐蚀情况进行了研究,以加强旧管线防腐蚀保护和提高新管线建设水平。     

稠油热采油汽管线爆裂失效分析

对胜利油田发生的数起稠油热采注汽管线爆裂失效事故的原因进行了综合分析。分析表明，爆裂失效均由管线内壁的局部腐蚀引起，局部腐蚀是由出现在管线内壁的非金属夹杂、点坑、魏氏组织、带状组织等缺陷在较高的温度、压力和水汽二相流条件下，组织选择性应力腐蚀和氢腐蚀共同作用的结果。为防止类似事故的再次发生，提出了严格控制介质水的含氧量，避免原材料较严重组织缺陷，以及考虑采用１５ＣｒＭｏ高温抗氢钢代替ｓｔ４５．８／     

海绵铁除氧技术在热水管线内防腐蚀中的应用

分析了油田伴热水管线内腐蚀严重的原因,论述了防止热水管线内腐蚀的机理,介绍了海绵铁除氧技术防止热水管线内腐蚀方法,在现场应用取得了好的效果,对预防各种热力系统水管线的内腐蚀很有借鉴意义。     

中原文南油田集输系统腐蚀因素研究

中原文南油气田管线因腐蚀严重造成频繁穿孔,严重影响了油田的正常生产。通过对该油气集输系统的腐蚀调查、研究以及对输送介质、管材的剖析,找出了地层产出水是造成腐蚀的主要因素,并提出相应的防治建议。     

高压锅炉补给水系统管道的腐蚀

讨论了锅炉补给水管道的腐蚀情况 ,指出溶解氧和二氧化碳是产生腐蚀的主要原因 ,其腐蚀速率为0 .4 2mm/a。确保真空除气系统正常运行和二级除盐水箱的密封效果是控制腐蚀的主要手段。在此情况下 ,该管线尚可运行 7年     

采油集输系统腐蚀防护技术研究

近年来文南油田油气集输系统管线腐蚀穿孔频繁,严重影响了油田正常生产。为系统了解腐蚀因素、为防腐蚀工作的开展提供科学的决策依据,开展了油气集输系统的腐蚀调查、研究,通过现场腐蚀监测以及对输送介质、管材的剖析,结果表明地层产出水以及大量硫酸盐还原茵的存在是造成腐蚀的主要原因。     

曲堤油田水质分析及防腐技术

曲堤油田经过多年的高速开采,大部分区块的含水已经进入中高含水期,如曲九沙四下单元综合含水达到88．6％。含油污水的腐蚀性强、区块矿化度高,油水井管线、采油泵等腐蚀严重,腐蚀产物容易堵塞管线、影响泵效、堵塞地层、大大缩短生产周期和增加生产成本。因此,对该油田水样进行了分析,针对分析结果进行了缓蚀剂室内评价实验。实验对比了多种缓蚀剂的效果,优选出最佳缓蚀剂BS-X,针对曲104块、曲15块、曲10块油田的水质特征,选出了该缓蚀刺的最佳用量。BS-X投入现场使用后管线穿孔、管杆泵腐蚀明显下降,由腐蚀造成的躺井率下降近10百分点,大大缩短检泵周期、降低了生产成本。     

废热锅炉供水水质的分析与防腐蚀

YC - 2 .6 / 39废热锅炉在运行过程中 ,由于锅炉各段材质不同 ,管内外介质温度相态的变化以及供水水质的影响 ,锅炉各部位的腐蚀程度和使用寿命也不同。其中第一、二节热器管内主要为溶解氧腐蚀 ,而盘管内主要为高温蒸汽的冲刷腐蚀。严格控制供水水质 ,将锅炉水的pH值控制在 8.5～ 9.5 ,并严格各项工艺操作 ,第一、二节热器的使用寿命一般可在 10年以上 ,锅炉盘管、过热盘管可在 15年以上。     

油气集输系统内腐蚀信息融合监控技术研究

油气田集输系统内壁的腐蚀严重影响正常生产，腐蚀因素复杂多变。但在实际生产中，一般采用单一方法对防腐蚀工艺进行监测和控制，尚无系统的整合方法对多参数的腐蚀进行监控。利用信息融合技术，可以对大量生产工艺参数、腐蚀性物理化学参数进行多级别、多方面、多层次处理，转化为单一信息，可高效、可靠地对腐蚀安全和防腐蚀效果进行监测和控制，还可控制采油生产和优化防腐蚀工艺，以保证安全生产，降低生产成本，提高经济效益。     

热水伴随集油流程管网系统参数计算

建立了热水伴随集油流程管网系统中集油管线、热水管线、回水管线的流量、温度、压力等参数的计算公式,并给出了管网节点参数求解方法,用所编制的计算机软件可模拟管网系统各种运行状态,从而确定出最佳运行方案。     

普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析,2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a,总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a,其次是加热炉进口处为0.040 mm/a,腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析,结果表明集输系统材质主要受H2S,CO2及单质硫腐蚀,积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式,经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。     

油气集输管道腐蚀失效分析

利用X-射线衍射、电子探针、化学组成和夹杂物分析等方法系统分析了中国石油化工股份有限公司中原油田分公司某采油厂油气集输管道的失效机理,从而为集输系统腐蚀的有效防护提供了理论依据。