输油管线的腐蚀原因及防腐措施分析

输油管线是原油运输的重要通道,随着石油资源需求量的不断增加,对于输油管线的运维管理能力提出了更高的要求。由于原油的特殊性质,使得输油管线在长期运行过程中容易受到腐蚀,引起输油管线的运行风险,一旦造成原油泄露的安全事故,将会造成十分严重的后果。针对输油管线的腐蚀问题,需要在明确腐蚀原因的基础上采取相应的防腐措施,维护输油管线的安全运行。本文首先对输油管线的腐蚀原因进行了分析,结合提出了具体的输油管线防腐措施,以期为相关工作的开展提供参考。     

南海某油田油管腐蚀失效原因分析

南海某油田油管多次发生腐蚀穿孔,本文通过失效部位宏观分析、微观分析、理化检验和腐蚀产物分析对腐蚀机理进行研究.结果表明,该油管物理化学性能均符合标准,腐蚀失效的主要原因是二氧化碳腐蚀,碳钢耐二氧化碳腐蚀差,建议更换含Cr管材.     

输油管线腐蚀检测与防护策略

社会生产对石油能源的需求越来越大,而近年间输油管线的泄漏事故频繁发生,对大气环境造成了严重的污染,也使得许多资源被浪费.本文从输油管线的腐蚀类型进行分析,研究了具体的防腐蚀策略,以供参考.     

鄚任输油管线内腐蚀原因与治理技术研究

通过对鄚任输油管线采出液水质特性分析及影响腐蚀的因素试验,找出了引起该管线腐蚀穿孔的主要原因是细菌腐蚀,并研制出了复合型缓蚀剂。采取加药治理措施后,在投药量为50mg／L的条件下,管线内腐蚀速度〈0．076mm／a,杀菌率达到100％,使鄚任管线腐蚀得到了有效控制。     

国内某海上油田腐蚀原因分析

0概述通过对国内油田存在的主要腐蚀因素的了解,针对该海上油田制定了相关的腐蚀检测计划,该油田主要包含两个井口平台和一个FPSO,主要检测单井气相硫化氢与二氧化碳的含量;水中溶解性气     

海上某油田海底管线的腐蚀失效原因

利用SEM、EDS、XRD分析了海上某油田海底管道腐蚀穿孔失效原因,并利用高压釜挂片试验模拟了不同海底工况条件下影响管线腐蚀的因素。结果表明,海底管道内部垢样主要由CaCO3、BaSO4等组成,并形成了"垢下"腐蚀环境,最终导致管线由内至外腐蚀穿孔;在高压釜模拟试验中,硫酸盐还原菌(SRB)+细砂+碳酸钙硫酸钡垢层最符合海底管线现场工况。并根据研究结果提出针对性防腐蚀措施。     

某油轮排海回流管线的腐蚀失效原因

某油轮排海回流管线发生腐蚀泄漏,穿孔直径约45mm,给油田造成了极大的安全隐患和经济损失。通过理化性能试验、扫描电镜和电谱分析、电化学试验研究了管线的腐蚀失效原因。结果表明:CO2生成的FeCO3等沉积导致的垢下腐蚀,是造成管线穿孔的主要原因。     

酸性气田井下油管腐蚀失效原因

某酸性气井在修井过程中发现油管串中上部腐蚀严重,油管管体已经由外壁向内壁腐蚀穿孔。采用化学成分分析、力学性能测试、金相检验、腐蚀产物分析(SEM、EDS和XRD)等方法对油管的腐蚀失效原因进行了分析。结果表明,H2S/CO2环境下导致的电化学腐蚀是油管腐蚀穿孔的主要原因。结合10a的油管腐蚀调查和管理经验,提出了相应的腐蚀控制建议。     

某海上油田海底管道腐蚀评估研究

选用某海上油田已经运行十五年的海管,结合宏观与微观分析、理化性能检测、SEM、XRD等技术手段,对海管腐蚀情况进行系统的评估。结果表明:海管的各项性能指标均符合标准要求,但存在轻微的二氧化碳腐蚀。最后通过室内模拟试验,并利用基于腐蚀速率的预测方法,对海管的剩余寿命进行评估,得出海管的剩余寿命为28年。     

水环泵叶轮腐蚀失效分析

应用电子探针和金相技术检测了腐蚀失效的水环式真 空泵叶轮,化验了水环泵的水样,分析了CO2对叶轮的腐蚀机制,认为腐蚀原因是电化学 腐蚀及Cl-点蚀,同时提出了预防措施.     

海上油气田钢结构物腐蚀及防护技术

本文概括了海洋油田平台钢结构物不同区域的腐蚀环境和腐蚀特点。针对海洋油田固定式生产平台钢结构的防腐保护要求,就海洋平台钢结构大气区,飞溅区和全浸区的防腐防护技术进行了探讨。     

海洋平台的腐蚀现状和防护措施

在海洋石油工程大力发展的今天,海洋平台作为海上油气生产的基础设施,处在越来越重要的位置。海洋平台处在恶劣的海洋环境中,受到海水、大气、海洋生物、日光等作用,平台导管架等结构会发生不同情况的腐蚀,威胁到设施的安全性。在分析腐蚀机理的基础上,针对性的提出相应的防护措施和技术进展。     

某平台生产水管线的腐蚀失效原因

通过调研某平台生产水管线的工况,结合失效管段的腐蚀形貌和失效特征,使用能谱分析(EDS)和X射线衍射技术对腐蚀产物的成分和组成进行分析。结果表明:旁通管线停用期间存在腐蚀性介质、介质中存在硫酸盐还原菌(SRB)、溶解氧和CO_2的共同作用导致了平台生产水管线的失效,其中SRB腐蚀是管线失效的主要原因。     

CO2输送管道腐蚀研究进展

在碳捕获、利用与封存(CCUS)的研究中,CO_2管输中的腐蚀控制尤为重要。在CO_2管道腐蚀研究成果的基础上,归纳了CO_2输送管道的腐蚀速率、机理、过程及主要控制措施。研究显示H2O是产生腐蚀的主要因素,输送过程中水含量的均值不应超过0.038%(体积分数)。当存在SO2及O2时,管道的腐蚀速率将达到4.0 mm/a;当存在NO2时,管道的腐蚀速率将达到12 mm/a。O2含量较低时加速腐蚀,当O2含量大于0.057%(体积分数)时出现钝化现象,且腐蚀速率小于0.01 mm/a。CO_2腐蚀产物中的表层是Fe CO3等轴晶粒,中间为棒状晶粒且充满孔洞,最内层为致密的Fe CO3晶粒。形成过程为:钢材基体在最初溶解阶段形成Fe3C架构,Fe CO3晶粒沉积在表面,然后CO_22-和HCO3-向内扩散并与钢基体反应形成中间层和内层。工程中采用抗腐蚀管材、涂镀层管材、加注缓蚀剂以及阴极保护等措施克服腐蚀影响。     

MsS导波技术在海洋钻井平台输油管道检测中的应用

海洋钻井平台工艺管道工况复杂,管道常规检测方法难以满足检测要求,迫切需要一种有效的在线检测技术。鉴于低频超声导波技术是管道在线检测的有效手段,本研究采用MsS导波技术对某平台的带套管的入海输油管道进行了在线检测试验,讨论了检测频率的选择要求,设计制作了试验样管,对样管进行了检测验证。样管检测和在用管道在线检测验证试验表明,MsS导波技术是解决海洋平台工艺管道在线检测技术难题的一种有效手段,可为今后同类管道的在线检测提供参考。     

某湿气海底管道内腐蚀防护措施探讨

本文对某湿气海底管道的内腐蚀防护措施进行探讨,运用理论分析、预测软件模拟计算和实验室实验等方法,对包括材料选择为碳钢、合金钢内衬和合金钢内衬加碳钢组合的三种方式进行探讨。     

影响鞍钢X70管线钢CO2腐蚀行为的环境因素和材料因素

利用失重法、扫描电镜等,研究了X70管线钢在CO2分压为2MPa的NACE溶液中高温高压环境下的腐蚀行为,结果表明,温度和Cl-是影响X70钢腐蚀的主要环境因素,随温度的升高均匀腐蚀速率增大。钢中珠光体、粒状贝氏体组织及非金属夹杂物MnS、CaS等在腐蚀环境中促进了管线钢的腐蚀。因此在材料方面要降低珠光体及粒状贝氏体含量,细化夹杂物,并降低夹杂物级别。     

某L245集输管道腐蚀失效原因分析

目的分析某集输管道的腐蚀失效行为,明确腐蚀特征、腐蚀类型及腐蚀机理,指导其防腐处理,从而延长管道的使用寿命。方法通过几何尺寸测量、宏观观察分析了管道内外壁的腐蚀部位及宏观特征。通过化学成分分析、金相分析对管道材质进行了检验。在腐蚀穿孔处取样,采用扫描电镜对腐蚀表面进行了微观形貌分析及微区能谱分析。采用X射线衍射仪对腐蚀产物进行了物相分析。结果穿孔管样的化学成分符合GB/T 9711—2017标准要求,金相组织无异常。管样以内壁腐蚀为主,腐蚀位置为4点—8点钟以下部位,外壁基本无腐蚀。腐蚀产物为片层状,且呈现出多层结构,其中最外层相对比较疏松,主要含有C、Si、O、Ca等元素,为表面附着的污垢;中间层和内层则比较致密,主要由Fe、O元素组成,并含有一定量的Cl元素。X射线衍射结果表明,腐蚀产物主要由Fe_3O_4和FeOOH组成。结论管道内表面底部腐蚀及穿孔主要是由于油水呈层流状态,水在管道底部沉积,对管道底部形成电化学腐蚀所致,基本类型为溶解氧腐蚀,Cl-及表面腐蚀产物膜的破坏加速了局部腐蚀。