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,探索新疆油田稠油热采管线腐蚀的规律和特点.认为新疆稠油热采管线的腐蚀是土壤、水分、氧等诸多因素共同作用的结果,其中含水的高低是影响管线腐蚀的重要因素,同时防腐保温材料的质量、防腐保温结构的不合理及施工质量等也是影响管线腐蚀破坏的重要因素.因此,选用合理的防腐保温防水结构,筛选优良的耐温防腐涂料是提高新疆油田稠油热采管线使用寿命的重要途径.     

注蒸汽热力开采稠油埋地管线腐蚀调查及对策

根据现场调查,揭示了热力开采稠油埋地管线腐蚀的特点。文中对腐蚀原因作了初步分析,并提出应采取的相应措施。通过有针对性地采用相应防腐技术后,管线腐蚀状况有所改善。     

采油工艺最新动态

1超声波加热稠油 稠油开采面临着挑战，它的高粘度增加了开采的难度，其固体石蜡和沥青质成分（高分子化合物）堵塞了管线，并且其较强的酸性经常腐蚀设备。     

采油工艺技术最新动态

1 超声波加热稠油 稠油开采面临着挑战，它的高粘度导致了开采的难度，其固体石蜡和沥青质成分（高分子化合物）堵塞了管线，并且其较强的酸性经常腐蚀设备。     

气提法在塔河油田稠油脱除H2S中的应用

塔河油田10区是高舍H2S的稠油油田.舍H2S的稠油在集输处理过程中所包含的H2S不能有效脱除,容易在储运环节挥发积聚,造成人员伤害和设备管线腐蚀.本文作者阐述了采用气提法脱除稠油H2S的方法与应用评价.     

克拉玛依地区原油在炼制中对常减压设备的腐蚀与防护

一、常减压设备和腐蚀情况我厂原有两套常减压装置:15万t/s和50万t/s.1985年前只加工稀油,1985年后克拉玛依开采出稠油,至此克拉玛依炼油厂既加工稀油又加工稠油,且加工稠油的量逐年增加.由此使常减压装置的设备和管线,不     

稠油热采注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／Ⅲ钢等改进措施。     

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／     

赵州桥油田高含硫稠油集输工艺技术

高含硫稠油在集输过程中可能出现硫磺堵塞、管线腐蚀、井口压力过高、原油脱水困难等问题。赵州桥油田在进行了一系列室内试验的基础上，针对高含硫稠油的特点，采用了多项新技术，较好地解决了高含硫稠油在集输过程中所出现的问题，有力地推动了高含硫稠油集输工艺技术的发展，并取得明显经济效益。     

陈南联合站污水腐蚀及治理探讨

陈南联合站为稠油污水处理,水温高,水性复杂。在实际生产过程中,带来了诸多如管线腐蚀穿孔等现象,造成了较大的生产安全隐患,为此,对陈南污水开展腐蚀研究及治理,实现腐蚀速率在指标内,为安全生产提供较好地保障。     

常减压装置的腐蚀与原因分析

一、概述近年来由于辽河油田、胜利油田,新疆等地原油酸值增高,含盐、含硫量增大。对炼油设备和管线的腐蚀日益加剧,经常造成设备和管线腐蚀穿孔,危及设备和人身的安全,还影响了生产任务的完成。如克拉玛依地区炼油厂自1985年10月1日到1987年9月20日停工大检修,炼稠油天数仅有211天,炼量仅有224440吨,就造成常减压设备和管线穿孔7～8次,造成紧急停工4～5次之多。     

油田集输管网腐蚀分析及治理措施优化

为有效遏制老油田油水井集输管网腐蚀穿孔泄漏加剧、布局不合理等问题,从运行周期、防腐技术、环境条件、城市规划、更新维护等方面对当前管网生产运行现状进行了适应性评价,深化了CO₂腐蚀、冲刷腐蚀、垢下腐蚀、氧腐蚀等微观腐蚀机理研究。从管线材质、防腐工艺、新型内衬配套等方面加强了源头设计优化,明确了干线优选环氧粉末或无溶剂陶瓷颗粒内防腐技术、单井管线采取单根由壬连接内衬管工艺技术、常规管线采用3PE外防腐、稠油热采管线采用黄夹克外防腐保温的技术原则,并运用超声波及射线探伤技术确保施工质量,取得了良好的现场应用效果。同时采取管廊带设计理念合理优化管网布局,密切配合地方经济及社会发展规划,提高了管网安全环保风险管控能力和运行效率。     

稠油掺水集输水利热力耦合模型与现场试验研究

推导稠油掺水集输的压力温度耦合方程,并用迭代方法进行求解,得出稠油掺水管道沿线各个节点的压力和温度。对比分析管线终点的仿真计算结果与现场试验数据表明,该计算模型能较好地对稠油掺水集输管线的水力热力特性进行预测,为稠油掺水集输工艺计算及运营管理奠定了理论基础。     

海上特稠油管线黏度测量方法对计算压降的影响分析

为研究海上特稠油黏度测量及管输计算方法对管线输送压降的影响及变化规律,建立了某海上油田特稠油管线的PIPEFLOW输送模型。利用该模型,仿真模拟该油田特稠油管线输送过程中压力等参数的变化规律,分析特稠油不同黏度测量方法及对应管输计算方法对输送压降的影响。研究表明:在含水率较低的输送工况下,常规法测量所得黏度对应的管线输送压降值较大;当含水率达到70%时,常规法、搅拌法和环道法测量黏度所对应的管线输送压降值比较接近;当含水率超过70%时,搅拌法测量黏度模拟计算压降值最大。     

油田输气管道腐蚀失效分析

苏丹某油田的天然气输送管线出现了腐蚀失效,通过对失效管线的材质进行分析,结合腐蚀形貌观察、腐蚀产物的成分和相组成分析,分析管线腐蚀失效的原因。分析结果表明:管线的材质合格;腐蚀产物主要为FeO(OH)和FeCO_3;管线的腐蚀是由于输送气体中含有的O_2和CO_2溶解在管道内壁的凝析液中引发吸氧腐蚀和CO_2腐蚀造成的;腐蚀产物膜有较多的裂纹和孔隙,不具有保护性,腐蚀产物膜的缺陷诱发严重的局部腐蚀,最终使管线腐蚀穿孔失效。     

海上稠油长距离保温输送管线关键设计参数选取及计算

为了确定海上稠油长距离保温输送管线的关键设计参数,利用海管工艺模拟软件PIPEFLOW建立渤海某油田长距离稠油保温输送管线模型,通过选型模拟计算确定合理的保温层、掺水比例、海管入口温度以及经济管径尺寸。经过计算分析得到如下结论:试用于该稠油长距离混输管线的聚氨酯保温材料厚度为50 mm,掺水输送的比例为80%,海管入口温度为70℃,经济管径尺寸为12 in,满足海上稠油长距离保温输送的要求。     

地面蒸汽管线干度影响因素分析

在稠油热采中,井口蒸汽干度是一个十分重要的参数,提高管线出口处蒸汽干度是提高稠油热采经济效益的核心问题.本文基于稠油注汽系统设计规范中管线蒸汽干度计算方法,分析不同参数对其出口蒸汽干度的影响.     

海底混输管线内腐蚀类型与严重程度评估

腐蚀是导致海底油气管线失效泄漏的主要原因之一。以某海底油气混输管线为例,通过输送介质组分分析、管线清出液水质常规分析、细菌测试、结垢预测、电化学试验和高温高压动态反应釜腐蚀模拟试验等手段,对该管线的内腐蚀类型及腐蚀速率进行了评估分析。结果表明,该海底混输管线内腐蚀类型以CO2腐蚀为主,可能伴随垢下腐蚀和细菌腐蚀,不会发生H_2S应力腐蚀开裂。焊缝的耐蚀性较母材更好,腐蚀速率较母材低。给出了相关建议,为该管线的内腐蚀控制和完整性管理提供指导。     

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。     

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。