胜坨油田钢质集输管线失效原因的调查分析

在老油田的开发过程中,油田集输管线受输液介质的腐蚀和磨损,有效使用寿命越来越短。对油田集输管线使用状况的正确认识及对造成集输管线失效内在原因的分析和研究,是制定油田集输管网更新改造计划的基本依据。对胜坨油田１５９ｍｍ以上的１９９条集输管线运行状况进行调查分析表明,集输管线寿命与输液介质流速有关。管线内腐蚀是造成管线失效的主要原因;钢质管线材质不适应目前的管线输液介质环境是造成管线失效的内在原因;管网结构不适应流量增长的需要是造成管线失效的最根本原因。胜坨油田的管网改造要改变管线更新改造的设计思路,调整管网结构,并结合胜坨油田的输液介质环境,试用不同材质的管线。     

试论油田集输管线内外防腐技术

随着社会和经济的进步,各个行业都得到了飞速的发展,对能源的需求量也越来越大,石油是我国能源的主要组成部分,同时也是工业、交通业等产业发展的基础。在油田的开采中,原油需要通过管道来实现抽取、存储和运输的过程,同时原油的组成成分复杂,含有很多具有腐蚀性的物质,而且地质环境、气候、温湿度以及施工等因素也都会对集输管线造成一定的影响,导致集输管线出现被腐蚀的现象。因此本文主要对油田集输管线内外腐蚀的原因进行分析,并提出相应的防腐措施。     

陆上油田集输管道腐蚀失效分析与防治技术研究

某陆上油田在近几年的开发过程中,集输管网受到严重的腐蚀破坏,影响油田的正常生产。通过对已建地面系统介质组分监测,发现管道原油中含有大量的CO_2,又对典型失效管件进行分析,明确了集输管道内腐蚀失效的主要原因,给出了一系列的腐蚀防治措施:添加缓蚀剂防护、加内涂层、采用HDPE管穿插内衬、碳纤维补强、采用非金属管材等,并且逐步形成一套防治结合的腐蚀防治技术体系,使管道失效数量连续下降,安全环保风险得到有效控制,可为类似油田集输管道内腐蚀防治提供参考。     

油田地面集输管线的防腐管理路径探析

在运送原油过程中,石油管道会不可避免的遭受到原油内一些成分的腐蚀,一旦穿孔就会泄露原油,不仅会污染周围的环境,还会使生产停滞,带来巨大的经济损失。所以,对集输管线腐蚀原因进行分析,并对相应的防腐措施进行制定,对油田企业而言,意义非常重大。     

某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因分析

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。     

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。     

污油泥处理工艺现状及进展

在石油开采和管道集输过程中,不可避免地会产生大量的污油泥。塔河油田因原油中硫化氢含量较高,且部分管线腐蚀老化等原因,在管道集输过程中易发生管线刺漏,从而产生原油泄漏,对周围土壤及环境造成污染。     

管道漏失监测装置用于外输管线

原油管道输送是油田集输过程中的一项重要环节，但输油管线漏失却一直存在着难发现、漏失得不到及时处理的问题。ZLJ-Ⅱ型油田集输管道漏失监测装置是解决这一问题的专用设备，在联合站外输管线上进行了试用。结果表明，该装置能够达到时时监测管线漏失的目的，对确保原油管道安全集输具有重要意义。     

延长油田原油集输管道腐蚀速率及剩余寿命预测方法的探讨

本文从工程实践出发,研究各种管道防腐标准及论文成果,分析管道腐蚀原因,结合延长油田原油集输管道特定情况,从腐蚀速率到剩余寿命计算,找到合理的计算方法。实验室研究多是在特定的条件下,重点在于管线计算的准确度,偏重于理论分析,工程应用需要全面考虑影响因素,应该选择合理和保守的方法评价,将安全放在首位。     

油田腐蚀老化管线的研究与防护

纵横交错的油气田集输管网犹如油田生产系统的神经网络,连接着油田生产的各个系统,是油田正常生产的基础保障。随管线服役时间的延长,特别是对于大庆油田这样开发较早的油田,地面集输管网大多已进入了事故高发期,原油的成分极为复杂,其中含有部分腐蚀性物质,管道还会受到其他因素的影响,包括气候条件、地质情况、施工环境等,对该集输管线产生一定的腐蚀作用,情况严重的甚至会使得管线出现孔洞,造成生产事故,带来严重的环境问题。     

青海油田集输管线电化学腐蚀及防护

针对青海油田油气集输管线设计了动态、静态腐蚀试片试验,确定集输系统的腐蚀原因。分析了介质温度、Cl~-和HCO_3~-浓度、矿化度及pH值等因素对腐蚀速率的影响。结果表明:动态腐蚀速率实验结果更符合实际情况,且各介质腐蚀均为均匀腐蚀,未见点蚀;从能谱分析结果可以看出,20~#钢发生了较为严重的腐蚀,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;Cl~-、HCO_3~-浓度及介质温度是影响该地区集输管道腐蚀的主要因素。为此提出了相应的腐蚀防护措施:掺水钢质管线可采用环氧粉末涂层作为内防腐涂层;对于腐蚀性强的重点部位可选用3RE60作为管线材质。     

高含水期油田集输管线腐蚀原因分析及对策

在油田高含水期开发阶段,金属管线的腐蚀严重影响油田的安全生产。本文分析了这一时期集输管线内外腐蚀机理及主要腐蚀原因,从延缓腐蚀、腐蚀监测、管材选择、施工质量监管等方面提出了相应的管线防腐对策。     

高含硫原油油气集输工艺研究

本文研究了原油含硫化氢腐蚀管线的原理、特点等方面,并总结了含硫油气集输管道常用的防止腐蚀的方法。对于原油油气集输管道的安全管理具有一定的指导意义。     

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。     

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。     

集输管道腐蚀评价及剩余寿命预测

基于大庆油田石油集输管道局部腐蚀检测数据，对利用极值分布方法预测油田集输管线腐蚀剩余寿命进行了探讨。利用概率统计方法对腐蚀深度数据进行了分析处理，通过极值分布概率统计给出了腐蚀管道理论最大腐蚀深度，并依据局部腐蚀进展经验公式，预测了管道腐蚀后的剩余寿命。     

含硫原油同心管集输技术

突尼斯斯法克斯（Sfax）油田采用同材质大口径管包容小口径含硫原油集输管的同心管含硫原油集输技术，有效地解决了含硫原油集输管道系统的机械完整性问题，隔离并收集H2S等泄漏气体和快速准确地检测管线泄漏等关键技术问题。该油田自1989年2月投产至今，集输系统未出现任何故障。本文对同心管集输技术、同心管设计及施工运行作了详细介绍，对现系统的设计进行了评价，对今后的系统设计提出了建议。     

西部输油管线风险评估及安全评价

风险评估能够通过分析部分管段的失效概率因素得出整段管线的相对失效概率,从而减小管线发生风险的概率,因此进行管线腐蚀风险评价并且采取有效控制方法对集输系统具有重要意义。以西部某输油管线为例,将管线分为13段,依据管线风险评价体系,相应编制出风险评价计算软件,对输油管线各管段进行失效概率评估。将管线风险评估分为4个基本模块,基于各模块失效概率,计算出管线各管道的风险值,可得出:管段1的相对失效概率较高,其原因是管道的腐蚀较为严重;风险评估的结果是管段13风险值最高;腐蚀、第三方破坏是该管线的主要问题,应加强管线的腐蚀防护系统的维护及改造。     

HCC纤维增强复合防腐内衬技术在长庆油田集输管道中的应用

油水集输管道长期输送含水原油和油田污水,为防治管道内壁腐蚀,减少因管道腐蚀破漏造成的生产运行及环境污染事故,长庆油田引入纤维增强复合防腐内衬技术(HCC)。介绍了HCC的工作机理及其防腐性能、机械性能和涂层性能指标。对其工艺流程和喷砂除锈、内壁挤涂、质量检验等主要工序方面进行了说明,并以长庆油田第二采油厂元城作业区为例,对HCC在两条集输管道的应用情况进行了分析,结果表明内挤衬涂层基本完好,防腐效果良好。此外对长庆油田2012-2015年应用该技术的728条集输管道防腐效果进行了调研统计,数据显示总体应用效果良好,成功解决了长庆油田原油及污水集输管道内壁腐蚀难题。可为国内其他油田集输管道的内腐蚀防治提供参考和借鉴。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。