油田设施腐蚀防护评价技术及信息决策系统

对大庆油田防腐保温检测与评价技术现状进行了分析,建立和完善了油田埋地钢质管道、容器(储罐)腐蚀检测与评价方法,开发了油田设施腐蚀与防护信息咨询系统。利用腐蚀与防护信息系统,动态监测在线管道和容器(储罐)的腐蚀状况,为油田规划、生产管理及设施更新维修提供可靠的信息服务与技术支持。     

管道及容器局部腐蚀初探

因腐蚀，长庆油田有些地区的管道及容器的使用期一般为8～10年。腐蚀的原因为原油中有的元素及化合物具有腐蚀性；管道及容器的材质不均或异种材料形成电化学腐蚀；焊接及安装施工不当产生应力腐蚀；与土壤、空气等接触形成环境和大气腐蚀。有关资料表明，对于低碳钢，局部腐蚀速度可达3mm／a以上。预防局部腐蚀的措施有不用材质不匀或有缺陷的材料；严格按规程规范施工，对于易发生局部腐蚀的部位更要特别保证施工质量；多采用成熟的新的防腐工艺和材料，如管道的分段内涂，采用柔性管道系统，用卡箍连接，在储油罐区装设特殊的排水通道等。     

油田金属管道和容器腐蚀分析及对策

通过对大庆油田埋地金属管道腐蚀现状进行研究 ,分析了埋地金属管道的腐蚀原因。分析油田金属容器和储罐的腐蚀原因 ,提出了不同储存介质的金属容器和储罐应选择的防腐等级。针对不同腐蚀等级的管道、金属容器和储罐 ,提出了对应的防腐和保温层修复方法     

管道及容器局部腐蚀初探

因腐蚀，长庆油田有些地区的管道及容器的使用期一般为８～１０年。腐蚀的原因为油中有的元素及化合物具有腐蚀性；管道及容器的材质不均或异种材料形成电化学腐蚀；焊接及安装施工不当产生应力腐蚀；与土壤、空气等接触形成环境和大气腐蚀。有关资料表明，对于低碳钢，局部腐蚀速度可达３ｍｍ／ａ以上。预防局部腐蚀的措施有不用材质不匀或有缺陷的材料；严格按规程范施工，对于易发性局部腐蚀的措施有不用材质不匀或有缺陷的材料；     

喇嘛甸油田钢质管道和容器的腐蚀

大庆喇嘛甸油田早期投产的各种埋地钢质管道和地面钢制容器,因腐蚀而经常穿孔,不仅给油田管理带来了困难,而且给生产带来了不安全因素.为此,大庆采油六厂的科技人员对该油田的钢质管道和钢制容器进行了调查,摸清了腐蚀情况,分析了腐蚀原因,进而提出了防腐措施.     

安塞油田管道修复体系建设与研究

随着安塞油田40年来持续开发,原油含水率不断上升,加之多层位混合开发,导致油田地面集输系统管道腐蚀日益严重,制约了油田高效、快速发展。近年来,油田通过开展管道腐蚀机理研究,针对管道腐蚀以局部为主的特点,开展了管道补强、在役管道内防腐及管道内衬等管道修复技术试验,不断丰富、完善管道修复过程控制与质量管理标准,初步建成了具有安塞油田特点的管道修复体系,在有效降低油田管道失效率的同时,降低了管道隐患治理成本。     

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。     

油田地面集输管道腐蚀穿孔风险分析

地面集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,因此明确管道腐蚀穿孔的风险显得至关重要。通过对某油田腐蚀穿孔的碳钢管道化学成分、金相组织和腐蚀产物形貌等分析,发现管样内壁的均匀腐蚀为CO_2、H_2S在高矿化度地层水中的电化学腐蚀所致;局部腐蚀及腐蚀穿孔为高矿化度地层水中CO_2电化学腐蚀、Cl~-局部催化所致,并伴随有一定程度的H_2S腐蚀。据此识别该油田碳钢管道腐蚀穿孔的关键风险因素为采出液含水率高、CO_2与H_2S共存及Cl-加速腐蚀。可根据关键风险制定防治措施,如加大内涂层管、双金属复合管或非金属管的投用,连续加注缓蚀剂等,从而逐步改善该油田的腐蚀现状,降低腐蚀穿孔次数,确保油田安全正常生产。     

新疆油田管道及设施腐蚀原因分析

中国石油新疆油田公司因腐蚀造成容器、管道以及处理站报废而更新改造的资金每年在2亿元左右.稀油集输与注水管道内腐蚀严重;稠油热采集输管网中,最严重的是单井管道的外腐蚀,平均寿命为5 a,更短的为2 a;压力容器下半部位腐蚀严重;常压容器腐蚀主要集中在底部内表面与顶部内表面.腐蚀给油田生产、安全和环境造成了非常严重的影响.文章主要从腐蚀现象、原因分析和控制措施三个方面进行阐述.     

油田注水管道的腐蚀特性及机理

本研究以吉林油田红岗地区腐蚀的注水管道为实验材料,通过X射线衍射仪、扫描电子显微镜以及激光共聚焦电镜对腐蚀管道进行了腐蚀产物的确定,并观察了腐蚀形貌;在此基础上探讨了注水管道腐蚀机理。实验结果表明：在垢堆积和管道腐蚀穿孔部位产物主要组成元素为Fe、Ca、Mn和Si,相组成为铁的氧化物、硫化物及碳酸钙。在电镜下可观察到大小不一的腐蚀坑均匀分布,管道内表面符合均匀腐蚀特征并局部伴有点腐蚀穿孔,由此确定了腐蚀机理。     

萨中油田埋地管道腐蚀原因分析与对策

通过对萨中油田各系统埋地管道腐蚀状况统计发现,埋地管道随着使用年限的增加,腐蚀穿孔现象呈逐年上升趋势,腐蚀老化问题日益突出。为了遏制管道腐蚀穿孔不断恶化的趋势,对萨中油田埋地管道进行了防腐检测和腐蚀原因分析,明确了埋地管道的腐蚀情况及其成因。防腐检测数据及现场开挖验证表明:管道局部腐蚀的程度比均匀腐蚀(均匀腐蚀一般不超过0.5 mm)更为严重;管道绝缘电阻等级为"四(差)、五(劣)",管道防腐层基本无效,防腐措施失效是埋地管道发生严重腐蚀的主要原因。依据检测数据对管道防腐层缺陷和管体缺陷按照相应的规范进行修复,使管体缺陷得到补强,防腐层防护等级得到提升,有效地延长了管道使用寿命,降低了管道腐蚀风险,并取得了良好的经济效益。     

杏北油田聚驱注入系统管道腐蚀因素分析

为揭示油田聚驱注入管道严重腐蚀原因,以杏北油田为例,对聚驱注入系统失效管道进行了宏观观察及微观分析,并根据现场工况设计了室内模拟实验。观察了失效管段内涂层及基材,分析了腐蚀坑的形貌、成分及腐蚀产物,探讨了聚驱注入介质流速、含氧量、聚合物质量浓度对腐蚀速率的影响和作用。实验结果表明:管道内涂层失效是导致管道穿孔的重要因素;管道基体存在原发性缺陷大大降低了管道的使用寿命;细菌,特别是硫酸盐还原菌的存在加速了管道腐蚀;溶解氧的存在显著增加了腐蚀速度。以上几个因素是导致杏北油田注入系统严重腐蚀的主要原因。     

江汉油田采油设备腐蚀现状及防护对策

江汉油田的土壤具有很强的腐蚀性，造成各种地面管网、油水井套管、地面金属容器等外腐蚀十分严重，油田开发进入中后期，油井综合含水已达87％，且含盐量高，矿化度高，含硫高、使得油田注、采、输管网、容器等设施内腐蚀更为严重，全油田每年由于腐蚀造成的经济损失约4500～5000万元。油田开发系统针对井下作业工具，采油生产设备腐蚀严重情况认真分析了腐蚀原因，采取针对性强的措施：开展防腐新技术、新工艺、新材料研究，积极推广新成果；搞好水质综合处理，减轻井下管柱、地面管网、容器设备等的内腐蚀，取得了明显效果。     

油气管道CO2腐蚀速率的影响因素研究

针对油气管道CO2腐蚀速率的影响因素，通过Q235钢挂片全浸泡，在含CO2的油田模拟水中进行腐蚀试验，并与不合CO2的油田模拟水中的全浸泡腐蚀试验结果比较，得到CO2含量及时间对油气管道腐蚀速率的影响规律。     

油田注水管道腐蚀磨损交互作用的试验研究

国内一些进入中后期开发的油田，开始逐步采用注水方式提高原油采收率，金属管道的腐蚀磨损严重影响了油田的生产。在考虑温度、含砂量、介质pH值及流速等因素的情况下，采用自制的旋转试样腐蚀磨损电化学试验装置，利用析因试验设计，模拟油田注水管道的工作状况，进行了碳钢Q235在含砂介质中的腐蚀磨损试验。试验结果表明，腐蚀磨损的交互作用强度很大，发现影响交互作用量的主要影响因素依次是溶液的pH值、转速和溶液的温度，金属腐蚀严重的情况下，如果温度升高、溶液中含砂量及流速加大，就会加快金属管道的腐蚀磨损，降低金属管道的使用寿命。通过试验得出了设计点处交互作用量的估计方程和数学表达式，并指出控制注水管道腐蚀磨损的主要手段是降低介质腐蚀性。     

内衬不锈钢复合管在大港高腐蚀油田的试验应用

内衬不锈钢复合管防腐技术以普通碳素钢钢管或玻璃纤维增强塑料管作为基管,内衬厚度为0.8~1.0mm耐腐蚀性能好的304L不锈钢衬层,管端接头采用厚壁不锈钢短接焊接,形成管道全程对管内输送介质隔离,很好地解决了高腐蚀油田管道腐蚀漏失严重的问题,使管道寿命明显延长,可节省大量更换管道的费用。介绍了内衬不锈钢复合管防腐技术的结构、特点,以及在大港南部高腐蚀油田的试验应用情况。分析了2种内衬不锈钢复合管的优缺点、应用效果及应用经验,并结合应用经验提出了建议及要求,为高腐蚀油田解决地面管道腐蚀难题提供借鉴和参考。     

水驱在用埋地钢管腐蚀失效原因

大庆某采油厂水驱管道穿孔、泄露。穿孔处出现环向裂纹,给油田生产带来巨大损失。对该穿孔失效管道的成分、显微组织、腐蚀状况、裂纹及断口进行分析。结果表明,该管道材质为无缝钢管20#,热处理工艺满足要求;造成管道失效的主要原因是S、Cl-共同参与造成的局部腐蚀及存在较大轴向应力,最终形成裂纹失效。为防止发生水驱Cl-和S的共同作用而引发的腐蚀失效,建议采用新型耐腐蚀材料及阴极保护技术。     

单层保温配重管腐蚀缺陷点维修方法

目前国内已有10余条单层保温配重管服役于各大海上油田,但近几年的内检测发现,数条管道已出现了腐蚀缺陷点,因此快速、有效地维修这些缺陷点已成为保障海上油田正常、安全运营的关键。通过两个案例,介绍了采用局部补强、管卡、管道更换等方法,对单层保温配重管两种典型的腐蚀缺陷进行维修的做法。在概述了海底管道保温结构形式、单层保温配重管节点防护的基础上,重点论述了管道缺陷点的定位、长距离旧管道的回收及更换的维修方法;管卡安装法维修、补强材料法维修的管道局部维修方法。     

基于腐蚀防控的油田管道完整性技术管理体系构建与应用

随着萨南油田开发年限的增长,埋地管道腐蚀老化问题日益突出。为有效控制腐蚀,实现管道失效率控制目标,通过开展管道腐蚀因素分析,明确管道主要腐蚀类型、机理和影响因素,构建萨南油田管道完整性技术管理体系,并采取针对性腐蚀防控管理与技术措施。同时强化管道建设期、运行期完整性管理,使得管道腐蚀穿孔形势明显好转,失效率显著下降,降低了安全环保风险和产量损失。后续将持续细化开展管道完整性技术管理工作,以有效保障管道本质安全,助力上游业务提质、降本、增效和高质量发展。     

油气混输管道的内壁腐蚀

较之单相输送管道，油气温输管道的内壁腐蚀要严重得多。其内壁腐蚀主要是CO2腐蚀和H2S腐蚀。混输管道的腐蚀与流型有关，以段塞流和分层流流型下的腐蚀最具代表性。通常认为，当系统中CO2分压超过20kPa时，该烃类流体是具有腐蚀性的，且CO2腐蚀速度与CO2分压的0．67次幕成正比；当合H2S的天然气输送系统的总压大于0．448MPa、H2S分压高于0．34kPa、介质pH值＜6时，将会发生硫化物应力腐蚀开裂。在油田油气集输系统中，允许的CO2浓度可通过腐蚀诺漠图及计算确定；多相流管道管径的确定亦应当考虑腐蚀问题。