海底混输管内腐蚀风险因素识别及腐蚀因素

海底管道腐蚀是影响海底管道延寿期的主要因素,考虑到海底管道后期开发生产的要需求,文章对惠州油田某海底油水混输管道进行了腐蚀风险因素的识别和腐蚀原因的分析。通过分析历年监测的海底管道内细菌、CO₂和H₂S含量以及腐蚀挂片、防垢挂片的数据以及管道的内检测结果,明晰了引起管道腐蚀的因素,得出了管道主要存在细菌腐蚀、CO₂/H₂S的交替腐蚀及垢下腐蚀。同时,通过模拟分析发现管内油水两相的流型也是影响腐蚀严重程度的重要因素。     

海上高含硫化氢油田典型腐蚀原因分析与治理

渤海A油田采用注水开发模式开发,由于缺少水源层所以回注水必须掺有一定比例的海水作为补充水源,导致A油田设备中以硫酸盐还原菌为代表的腐蚀性细菌滋生严重,以H_(2)S和FeS为代表的代谢产物更导致了次生的电化学和腐蚀电池腐蚀。因此,对A油田展开了腐蚀专项整治行动,分析油田高腐蚀原因,加强腐蚀监测和检测工作,通过药剂中试试验换型,加强清管,优化药剂流程和设备相关优化改造等方法治理腐蚀问题。最终,经过一系列治理措施,使油田的硫酸盐还原菌数量、H_(2)S浓度和腐蚀速率都降至合格范围内,油田腐蚀得到了有效控制。     

油气管道化学腐蚀机理分析及防护措施

油气管道的腐蚀是一个普遍存在的现象,通过对管道腐蚀的分析研究,设计了腐蚀试片试验,研究了管道的腐蚀原因,分析了介质温度、Cl^-、HCO₃^-浓度、矿化度及pH值等因素对腐蚀速率的影响。     

多相流海底管道内腐蚀评价方法研究

为明确海底多相流管道内腐蚀情况,采用了管道内腐蚀直接评价方法。了解该方法的重要意义,预测海底多相流管道内腐蚀风险位置和腐蚀频率,并进行腐蚀实验检测分析,计算出管道的使用寿命和管道剩余量,保证多相流管道安全使用,提高海底管道的安全性。     

Φ115×4输油管线穿孔原因分析

对输油管线穿孔事故进行了调查，对穿孔的输油管线的材质（材料成分和金相组织）和腐蚀产物进行了分析。认为引起管道腐蚀穿孔的主要原因是CO2和氧腐蚀，而管道内表面制造缺陷诱发的垢物沉积则对腐蚀穿孔起加速作用。     

φ115x4输油管线穿孔原因分析

对输油管线穿孔事故进行了调查,对穿孔的输油管线的材质(材料成分和金相组织)和腐蚀产物进行了分析.认为引起管道腐蚀穿孔的主要原因是CO2和氧腐蚀,而管道内表面制造缺陷诱发的垢物沉积则对腐蚀穿孔起加速作用.     

Ф115×4输油管线穿孔原因分析

对输油管线穿孔事故进行了调查,对穿孔的输油管线的材质(材料成分和金相组织)和腐蚀产物进行了分析。认为引起管道腐蚀穿孔的主要原因是CO2和氧腐蚀,而管道内表面制造缺陷诱发的垢物沉积则对腐蚀穿孔起加速作用。     

埋地油气管道腐蚀风险管控体系的构建

腐蚀风险是影响埋地油气管道安全的重要因素，如何全面识别腐蚀风险，并将其降低到可接受范围，对油气管道的安全运行具有重要意义。通过对国内油气管道腐蚀防控技术应用和管理中普遍存在的问题进行剖析，全面识别腐蚀风险因素，从腐蚀防护系统、腐蚀防护制度、管道内外检测、基于腐蚀的管道数字孪生体4个方面进行分析，构建了完善的腐蚀风险管控体系。设计阶段应建立完善的腐蚀防护系统；运行阶段应做到外防与内控并重，建全腐蚀防护制度，抓好腐蚀风险分级管控及干扰源的源头防治；设定统一的数据参考点，实现管道内外检测数据对齐；建立基于腐蚀大数据的管道数字孪生体，实时映射管道的腐蚀现状，为管理决策提供依据。     

长输管道外腐蚀风险评价与控制

塔河油田部分油气长输管道所处地区环境较为潮湿，为季节性河流所经过的区域，土壤腐蚀性强，一旦外防腐层出现破裂，就存在管道外壁被腐蚀的风险。在阴极保护系统运行不正常或长期腐蚀造成线路损坏失效的情况下，管道可能会发生严重的外腐蚀。前期针对长输管道进行了PCM、阴极保护运行、杂散电流等项目的检测，但是，针对长输管道的外腐蚀分析还未系统的开展。因此，文章通过对油气长输管道的安全性因素评价，制定了经济、有效的评价及控制外腐蚀的方案，为外腐蚀风险有效控制提供了技术支撑。     

五效蒸发装置不锈钢管道失效分析与对策

采用化学分析、金相分析及腐蚀产物成分测定等方法对泄漏管道进行检测,对其失效原因进行分析。结果表明,应力腐蚀是管道失效的根本原因,并提出了解决对策,制定了双相钢焊接工艺,保证了焊接接头的力学性能和耐腐蚀性,成功地解决了管道失效问题。     

溶剂再生系统非金属衬里管线的腐蚀分析

某气体精制装置再生系统胺液线采用非金属衬管，使用过程中出现腐蚀泄漏现象，管线内部衬里鼓包、撕裂。经分析，管线操作温度明显变化时，非金属衬里与基层金属热膨胀系数不同、工艺介质的长期冲刷与衬里疲劳载荷等原因，使碳钢管线发生了胺-SO₂-CO₂-H₂S腐蚀。优化非金属衬里管道制造工艺，提高衬里与基层贴合度，减少贴合空隙内水汽与空气，同时稳定装置操作，减少非计划停工次数，避免管线操作温度与压力波动，是提高非金属衬里管道使用周期的有效手段。     

MC-2井区J55尾管腐蚀成因分析

采用水质检测、能谱分析、金相组织分析、XRD等手段,对环池油田MC-2井区J55尾管的作业介质环境、管材成分、管材组织及性能、腐蚀产物等进行了分析。结果表明,MC-2井区油井采出水的矿化度高,含有多种腐蚀性介质;H2S含量及硫酸盐还原菌(SRB)的存在造成H2S分压较高,CO2腐蚀被抑制,J55尾管的腐蚀以H2S腐蚀为主,并在最外层形成硫化铁腐蚀产物膜。介质中Cl-的作用使得H2S腐蚀膜被破坏,从而基体材料被进一步腐蚀。而且Cl-渗入腐蚀产物膜内,在基体材料内形成点蚀,加速腐蚀向基体材料内部扩展,并最终形成穿孔。     

海底管道腐蚀发展分布及监测方案研究

为提高海底管道全生命周期完整性管理水平,以内检测数据为基础,研究海底管道腐蚀发展状况及分布状况,并分析新建海底管道腐蚀监测方案。研究发现,在生产运行阶段平台收发球端管段和立管段是腐蚀缺陷集中的区域,这一区域的腐蚀点位时钟分布趋势和深度发展趋势与管道的全程基本一致,对平台端管段的腐蚀监测能在一定程度上反映海底管道内部的腐蚀状况,并且油、气、水等介质的流量及占比对局部腐蚀的分布影响较大。     

海底油气管道腐蚀失效风险及预警方法

海底管道的运输受多种因素影响,特别是腐蚀失效会产生严重的后果。管道失效风险的预防水平直接影响整个管道的运行水平和水准。文章主要对海底管道的腐蚀失效、失效风险预警过程等方面进行了探究,希望能为相关领域提供一定的理论依据。     

油气长输管道腐蚀行为分析

由于埋地管道敷设环境复杂，难以确定引起管道腐蚀的主要影响因素。本文对引起管道腐蚀的失效因素进行了分析，并针对腐蚀缺陷进行数据分析，确定腐蚀速率与腐蚀因素之间的关系，为防腐措施的使用提供一定的依据。     

某油田群生产工艺管线腐蚀原因及防护措施

某油田群生产工艺管线内外腐蚀情况突出,具有CO₂含量高、流体温度高、设施设备老化等特点。为总结现场腐蚀防护的成功经验和存在的不足,进一步提升腐蚀管理水平,文章展开了对某油田群生产工艺管线腐蚀原因分析及防护措施研究,以便及时对该类管线腐蚀原因和机理、腐蚀失效模式进行分析和诊断,逐渐摸索出采用内涂层、增加壁厚以及降低流速等多种减缓腐蚀的控制措施,已成功在现场应用。     

深水多相流动动态腐蚀评价系统辅助检测功能浅析

2018年,中海石油（中国）有限公司北京研究中心联合管道公司完成了深水多相流动动态腐蚀评价系统深化设计。该系统采用油、水、CO₂等为试验介质,可以开展多相流动（湿气、气水混输、油气水混输）管道的内腐蚀研究和防腐蚀措施的作用效果评价,也可作为管道新材料、新技术和新工艺的验证平台,将在我国海洋油气开发、海底管道服役安全等生产、技术研究等领域发挥基础平台作用,促进相关领域的技术研究和进步。     

输油管道不停产不动火修复机理研究

钢质石油管道发生内腐蚀,导致管道减薄、强度降低,常规的处理方式是停产、置换,然后动火进行补焊或直接更换该腐蚀管段,因此具有作业时间长、工作量大、对生产影响较大以及存在动火风险等缺点。采用不动火修复补强工艺对石油管道缺陷部位进行修复补强,不仅降低了油气场所动火的风险,也避免了油气管道停产造成企业生产经营损失的情况。     

市政埋地管道腐蚀与防护探讨

文章针对埋地管道出现的腐蚀问题,从化学腐蚀与电化学腐蚀两方面分析了产生腐蚀泄露的主要原因;为避免管道腐蚀造成严重后果,针对市政埋地管道的腐蚀问题,提出了绝缘层防护与电极保护等防护措施。     

二氧化碳+湿H_(2)S腐蚀脱乙烷塔系统的分析与防护措施

凝析油分离装置脱乙烷塔系统的腐蚀主要集中在塔顶冷却器后的塔顶回流罐出口管线以及经回流泵加压后返塔、返罐的管线等部位,属于比较典型的低pH酸液形成的坑蚀、沟槽状腐蚀、台地状腐蚀,其腐蚀机理为金属表面各区域FeCO_(3)、Fe_(3)O_(4)、FeS_(2)(少量)等腐蚀产物膜覆盖度不同而形成电偶腐蚀、电化学腐蚀。脱乙烷塔系统的设备及管道应用实践表明,在塔顶系统无缓蚀剂中和作用时,碳钢设备及管道腐蚀严重,其中系统工艺、温度、流速、二氧化碳分压等影响因素为二氧化碳和硫化氢腐蚀的发生及发展提供了环境条件和促进作用。针对该系统的工艺流程及腐蚀环境,文章提出采取更换材质和加注中和型缓蚀剂相结合的解决方案,取得了良好的防腐效果。