输气管线外腐蚀状况检测与评价

储运销售公司前大分输站至松原分输站天然气输气管线始建于1995年,投产于1996年,外防腐层采用石油沥青防腐,未施加阴极保护,经过10余年的运行已经频频发生腐蚀穿孔泄露事件。本文介绍了该管线的外腐蚀调查情况,分析了引起腐蚀的原因和机理,并提出处理意见。     

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...     

孤东油田联合站输油管线防腐层检测与评价

针对孤东采油厂输油管线部分防腐层破损、沥青老化和管道腐蚀严重等情况 ,采用多频管中电流法、地面电位电场法和管地电位法等 3种方法对管道进行了综合检测 ,检测距离为1 5 6 4km。通过对检测数据的分析 ,得出近期需要维修的管线 72 8m ,其中需要立即维修的管线5 0 3m ,发现破损点 12处。从总体上讲 ,该段管线的防腐状况一般 ,在条件允许的情况下 ,应在近期对管线进行维修。建议采油厂在进行管线防腐层破损维修时 ,采用特加强沥青防腐     

某油田联络管线腐蚀原因分析

为减少某油田联络管线腐蚀穿孔次数，降低经济损失，有必要对腐蚀原因进行识别。通过对腐蚀穿孔现场的勘察及管线检测结果、运行数据、流体介质参数等资料的综合分析，发现管线内流体介质具有高腐蚀性、防腐层破损、环焊缝金属与本体金属成分不同、施工工艺不科学及复杂应力作用等重要因素，造成了管线本体腐蚀、环焊缝处腐蚀及锚固墩处腐蚀。对某油田联络管线进行了整改：更换起点站库出站5 km管线；拆除所有固定式锚固墩，在必要处安装可更换式锚固墩，做好锚固墩与管线连接部位的防腐措施；做好管线内、外检测，以及修复、补强工作；对强度不达标的环焊缝处进行碳纤维补强，并提升焊接水平。分析腐蚀原因并做好整改措施，可延长管线使用寿命，保障管线安全平稳运行。     

双钢环氧内衬复合防腐管技术的应用

1 油田管道防腐趋势及发展思路金属管道腐蚀按管道结构可分为内壁腐蚀和外壁腐蚀。随着科学的发展 ,金属管道的外壁防腐经历了涂料涂层→石油沥青→煤沥青→环氧煤沥青→环氧粉末喷涂→PE→ 3PE的发展过程 ,现有的石油化工系统管道外壁可保证3 0～ 5 0年不腐蚀 ,满足了管道的设计寿命要求。例如举世瞩目的西气东输管线工程就因地理环境不同选用了环氧涂层和 3PE相结合的防腐技术。长期以来 ,管道内壁防腐因输送介质的不同及现有防腐技术的缺陷 ,一直是防腐工作者的工作重点和难点 ,也是制约石油化工行业管道输送发展的一大难题。以前的金…     

更换焊条解决孔蚀问题

化工厂、炼油厂以及天然气净化厂湿法脱硫脱碳装置的贫液、半贫液和富液管线的坑点腐蚀比较严重 ,南京炼油厂以前也是如此 ,上述三种管线穿孔全部发生在焊缝处。管线内的介质为 10 %～ 15 %的单乙醇胺水溶液 (以后改为二异丙醇胺水溶液 ,再以后又改为甲基二乙醇胺水溶液 ) ,含硫化氢 2～ 7kg/m3,含CO2 为2～ 30kg/m3,富液温度为 80～ 85℃ ,贫液及半贫液温度为 115～ 12 0℃ ,管线焊缝处腐蚀形式为小孔腐蚀。母材材质为A3、2 0号钢管 ,而焊条以前一直用“结 4 2” ,从 1981年 9月改用“奥 30 2” ,新管线未对焊缝进行退火处理 ,至今已 2 0…     

西北油田集输泵站储罐与管道修复技术

西北油田坨四站的钢制储罐在运行中经常遭受内外环境介质的腐蚀,喘流腐蚀(磨耗腐蚀)是集输泵站管道腐蚀穿孔频繁的主要因素.选择电阻很大的防腐绝缘层对管线进行保护是地下管线防腐的主要措施.应用强制电流阴极保护方法,在集输泵站站区内构筑大的防腐蚀保护网,可以有效地解决储罐底板外腐蚀的问题.在管线底部放空时,管线上部必须有敞开的阀门,防止管线抽瘪.因此,建议进行HDPE管修复技术的研究.     

伊朗M油田原油转输管线腐蚀的对策

伊朗M油田高含硫化氢、二氧化碳和氯盐,在油田投产后不久,多条单井转输管线就发生腐蚀穿孔.管线腐蚀原因有以下几个方面:原油中硫化氢、二氧化碳和氯离子形成了复杂的酸性腐蚀环境;PSL2-L245NS管材抗氯离子腐蚀效果不佳;缓蚀剂筛选实验时偏离实际介质环境和缓蚀剂的油溶性选择错误;转输管线内介质流速对管线腐蚀的影响.解决原油转输管线腐蚀问题要控制转输管线内油水分离形成酸性腐蚀环境,进行防腐缓蚀剂的研究及筛选,研究选用适用于高含硫化氢、氯盐和二氧化碳原油介质的新材料.     

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。     

污水管道的腐蚀与防护

该厂污水工程的地下管线在投用不足3年时间内,土壤及地下水质对管线产生严重腐蚀破坏。本文分析了损失原因,并介绍了重建所采取的防腐措施。只要在设计施工中采取正确措施,腐蚀破坏是可以减低到最低的限度,经投产使用2年后证明效果良好,重新施工所采取的措施可使使用年限在15年以上。     

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%。     

成品车间90号汽油管线穿孔原因分析

对中国石油化工股份有限公司长岭分公司油品管理处成品车间付陆城码头90号汽油管线穿孔原因进行了详细分析,指出主要是由于管线防腐层局部损伤,致使防腐层抗渗透破坏能力减弱,从而发生小孔腐蚀和硫酸盐还原茵腐蚀,最终导致管线局部腐蚀穿孔,并非人为破坏。作者建议更换防腐层材料、优化管线吊装方法,加强埋地管线运行中的防腐检测可使问题得到解决。     

玻璃钢管道在胜利油田采出水中的应用

胜利油田已进入高含水采油期，原油综合含水率越来越高，采出水量成倍增长，且采出水属高矿化度强腐蚀性水，矿化度一般为（0．6～5）×104mg／L。如辛三站污水矿化度高达48×104mg／L，氯离子含量达3×104mg／L。因而广利污水站投产两个月管道就出现腐蚀穿孔，平均每四天就有一处穿孔。广利、辛三两座污水站采用玻璃钢管道后腐蚀穿孔得到缓解。现河污水站的污水矿化度高达3×104mg／L，采用钢管投产后3个月穿孔，运行1年不得不停产；而改换玻璃钢管后运行2年仍无穿孔。玻璃钢管具有耐腐蚀性强、水力特性好、重量轻、使用寿命长等特点。     

长输泡沫夹克管道防腐保温补口补伤维修新技术

储运销售分公司负责管理的庆哈输油管线 ,全长183km ,由于管线冬季施工 ,补口方法存在致命弱点 ,造成该管线腐蚀穿孔 ,腐蚀状况严重 ,影响了该管线的正常运行和维护。开发研制新型的具有实际应用价值的防腐保温补口补伤维修技术 ,是急需解决的问题。1 管线穿孔原因庆哈管线采用的是硬质聚氨酯泡沫夹克管 ,钢管外表面做防腐胶带 ,然后是泡沫、夹克管 ,这样在外防腐层破损的情况下 ,防止腐蚀介质直接侵入到管线外壁 ,对管线造成腐蚀。所以 ,泡沫夹克管线外壁没有防腐措施 ,是极大的隐患。施工质量是造成腐蚀的主要原因 ,如防护层外缠热缩带搭…     

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。     

输油站内管线腐蚀穿孔的控制

从2009年11月开始,南京输油处所辖长兴、岚山、仪征和石埠桥等输油站相继发生了多起站内管网腐蚀穿孔漏油事故。通过试验分析了输油站输送油品的性质以及可能导致管道腐蚀的诸多因素,确定导致输油站内管线腐蚀穿孔的主要原因是死油管段发生小孔腐蚀,并据此制定出控制站内管线腐蚀的方案对策:避免死油段的产生,定期活动死油段,控制影响管线发生小孔腐蚀的主要因素,并且进行了工艺改造。     

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。     

腰英台油田地面系统管线腐蚀穿孔原因及对策

随着腰英台油田的不断开发,地面管线的腐蚀穿孔日益严重,每年穿孔维修费用达到数百万元。根据腰英台油田腐蚀特征,分别从注入水水质、注入方式、设备和管线材质等方面研究,综合分析腰英台油田高频次腐蚀穿孔的原因,找出腐蚀穿孔主要因为水质达标率低、管线老化、管线内CO_2含量高等因素所致。针对以上问题采取了联合站设备检修,形成了加药制度、定期清洗及维护等措施,逐步优化注水系统流程,提高注水水质达标率;在管线性能方面有计划地更换管线并提高管材防腐蚀级别,来延缓沿程腐蚀穿孔问题。经过2 a改造和运行,集油管线穿孔次数降低了36.6%,掺水管线穿孔次数降低了73.8%,节约维修费近300×10~4RMB$,经济效益明显。     

胡庆油田W#站外输管线防垢技术

1 .结垢原因分析Ｗ#站所辖油井共 10口 ,平均日产液 2 5 1ｔ,日产油 4 3ｔ ,综合含水 83% ,属胡七南块、胡十块和胡十三块三个区块 ,全站产出液经Ｗ#站外输、1#站阀组、 11#站阀组、 2 8#站阀组到胡二注集输站。1995年以来 ,Ｗ#站输送压力高达 1 0～1 8ＭＰａ ,输送压力高导致油井回压高 ,严重影响油井正常生产 ,同时对设备、管线、泵安全运行造成严重影响。经监测表明 :Ｗ#— 1#站— 11#站干线结垢是导致Ｗ#站干线输送压力高的主要原因 ,该段管线规格 φ114× 4ｍｍ ,长度 12 0 0ｍ。对Ｗ#站各油井及混合样、 1#站阀组混合样介质中离子成份…     

更换焊条解决了孔蚀问题

化工厂和炼油厂以及天然气净化厂湿法脱硫脱碳装置的贫液、半贫液和富液管线的坑点腐蚀比较严重 ,南京炼油厂以前也是如此 ,上述三种管线穿孔全部发生在焊缝处。管线内的介质为 10 %～ 15 %的单乙醇胺水溶液 (以后改为二异丙醇胺和甲基二乙醇胺水溶液 ) ,含硫化氢 2kg/m3 ～7kg/m3 ,含CO2 为 2kg/m3 ～ 30kg/m3 ,富液温度为 80～ 85℃ ,贫液及半贫液温度为 115～ 12 0℃ ,管线焊缝处腐蚀形式为小孔腐蚀。母材材质为A3,2 0号钢管 ,而焊条以前一直用“结 4 2”(据说属于酸性焊条 ) ,从 1981年 9月改用“奥 30 2”(据说是碱性焊条 )。新管线…