聚合物砂浆复合内衬结构技术研究及在江苏油田旧管道修复中的应用

江苏油田投入开发以来已建成总长超过2500km的各类管道。由于油田采出液矿化度高、细菌含量高、腐蚀性气体溶量高,管道结垢、腐蚀、穿孔严重,因此,旧管道的清洗与修复技术对油田管道的安全运行具有重要意义。通过对江苏油田管道内腐蚀主要原因的分析,开展了对旧管道修复技术,尤其是聚合物水泥砂浆复合内衬技术的研究,并应用该研究成果对油田部分在用管道进行了清洗,对部分因结垢、腐蚀而废弃的旧管道实施了修复,取得了良好的经济效益和社会效益。     

某油田天然气输送管线泄漏原因分析

某油田天然气输送管线在半年内连续4次发生泄漏,给管线的正常运行带来极大的安全隐患。为了找到管道发生泄漏的原因,截取了部分泄漏管段,对其进行了宏观形貌、理化性能、扫描电镜、能谱分析及X射线衍射等分析研究。结果表明:该输送管道的材质满足GB/T 9711.2—1999对L245MB焊接钢管的要求;管道内壁的腐蚀机理为CO2和H2S腐蚀;发生泄漏的主要原因是管道内外的温度差导致管内水蒸气凝结于管底形成液态水,与管道内腐蚀性气体CO2和H2S共同作用,导致管壁腐蚀减薄直至发生刺漏。     

旋转气流法内涂层防腐技术在冀东陆上油田集输管道中的应用

在油田开发后期,采出液具有高含水、高腐蚀特性。为了防止集输管道内壁腐蚀,减少因腐蚀泄漏造成的生产运行及环境污染事故,冀东陆上油田作业区采用了旋转气流法内涂层防腐技术。该技术可在不开挖或少开挖的情况下对已投用的管道进行除锈防腐,管道内涂层的设计使用寿命是15年,可以有效减缓管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命;与等径压缩HDPE内衬修复技术和免补口熔结环氧粉末内防腐层技术进行应用对比表明,旋转气流法内涂层防腐技术具有施工费用低、效率高,可减少摩阻、降低能耗的特点,可为类似油田集输管道内腐蚀防治提供参考。     

油田净化污水外输管道腐蚀分析及对策研究

油田进入到开发后期,原油含水率基本达到90%以上,油田污水管道的数量越来越多。随着使用年限的增加,此类管线泄漏较为严重,严重影响了油田的生产。为了分析泄漏原因,制定针对性的预防措施,以新疆油田某净化污水外输管道为例,采用管道现场检测、介质室内实验和腐蚀模拟相结合的方法,得出腐蚀主控因素影响排序为CO_2、温度、S~(2-),可加入缓蚀剂和除氧剂,以降低腐蚀因素对管道的影响。同时开展完整性评价,综合得出管道的剩余寿命为3.3 a,平均寿命为5.1 a,应采取定期挂片腐蚀监测方法来监测管道的腐蚀速率,必要时可采取内穿插复合软管或非金属管道内涂层等措施提高管道的使用寿命。     

某油田ERW钢管管体泄漏失效分析

为分析东北某油田ERW钢管在输送油气过程中管体泄漏失效原因,对ERW钢管失效样品进行宏观形貌检验、理化检验、金相组织及扫描电镜分析等试验。结果表明,该ERW钢管管体泄漏失效的主要原因是管道底部残留积液和空气试压中的O2和CO2导致的腐蚀,腐蚀介质为大体积的O2和CO2在小体积的残留积液中形成持续饱和的腐蚀性水溶液,腐蚀类型为腐蚀产物膜的膜下腐蚀。建议对后续再建管线,试压前对管线进行热风吹扫;如果管线不及时投用,建议采用氮气保压。     

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。     

腐蚀监测在油田污水管道防腐中的应用

长庆油田采出水矿化度高,富含成垢离子、腐蚀性物质含量高,采出水管道腐蚀结垢严重,破漏频繁,造成了很大的安全环保压力。通过安装24套采出水系统在线腐蚀监测挂环,掌握了在用碳钢管道的腐蚀状况。结合室内挂片产物分析、水质离子分析和现场腐蚀因素测试等工作,明确了长庆油田采出水系统腐蚀形态主要表现为以Cl-为主导致的点蚀和钙盐、钡盐为主的垢下腐蚀;腐蚀类型以CO2腐蚀为主,同时还有一定的硫化物腐蚀,应重视采出水中杀菌措施。     

输油管线泄漏监测报警系统

油田主要是采用管线传输原油。但由于管道腐蚀、意外事故以及人为破坏等原因 ,使得管道泄露事件时有发生 ,不仅造成宝贵资源的浪费、污染环境、影响油田的正常生产 ,而且由于油品的易燃性 ,可能引发重大火灾 ,造成恶性事故。因此 ,及时发现管道泄漏和准确确定泄漏位置的技术和设备具有极为重要的现实意义 ,对保障油田的正常生产意义重大。1 .本次开发拟采用的方法在综合比较调研了解到的监测泄漏的方法后 ,拟主要采用负压波法来进行泄漏监测报警和泄漏位置计算。当管道发生泄漏时 ,在泄漏孔位置形成负压 ,以稀疏波的形式向两端传播。在测量…     

油田注水抗腐蚀管道材质的选择

油田产出水通常伴有高温、高氯离子含量、低pH值等特性,腐蚀性往往很强,这就对油田注水管道的选材提出了越来越高的要求。从实际工作出发,分析了引起油田注水管道腐蚀的主要影响因素,并总结了几种常用的油田注水管道材质以及适用范围和腐蚀控制方法,最后介绍了国外某油田注水项目管道材质选择的实例。实际生产应用表明,该项目的注水管道材质选择是合理的,该实例对其他项目注水管道材质的选择具有借鉴意义。     

杏二中三元复合驱采出系统腐蚀与防护

针对杏二中采出试验站站内含油污水管道、单井集油管道、掺水管道和外输水罐内介质,进行了在线腐蚀监测和现场挂片试验,并依据管道及储罐内介质腐蚀性分级标准,对介质的腐蚀性进行了评价。对油田常用的内防腐涂层进行了室内静态浸泡试验、动态环道模拟试验和现场试验,筛选出了适用于此体系的内防腐涂层。     

油田采出水腐蚀性动态模拟试验研究

介绍了一套腐蚀管路动态模拟试验系统,利用该系统较深入地研究了各种介质条件(温度、流速、矿化度、溶解氧含量)对油田采出水腐蚀性的影响。指出对于封闭集输系统,油田采出水腐蚀性较强的条件是较高温度、较高流速及较高矿化度;溶解氧含量的增加会显著加剧油田采出水的腐蚀性。     

埋地管道腐蚀行为探讨

本文通过对辽 油田三条有代表性的埋地管道蚀情况调查、阐述了辽河油田区域内各类土壤的腐蚀性和具有不同防腐结构的埋地管道的腐蚀行为，探讨了埋地管道的腐蚀机理和和原因，对埋地管道的防腐提出了具体要求和建议。     

管道水泥砂浆内防腐工艺

当油田构造已进入中后期开采阶段,有些油区采取了大面积酸化、压裂和注水措施,使采出的原油中水含量越来越高,这些污水含有大量的强腐蚀性余酸,使集输油管道腐蚀速度在2毫米/月以上,因此防止管道内腐蚀已刻不容缓。管道内防腐方法很多,采用什么方法要根据具体情况而定。目前环氧涂料用于内防腐的研究和应用取得了一定进展。但施工条件要求比较苛刻,补口等技术还不够成熟;特别是施     

注水井管道腐蚀与防护措施

油田注水井中影响管道腐蚀的因素较多,如溶解的CO2、氧气、H2S、盐类、菌类、污垢、温度、流速等,不同性质的注水井对管道的腐蚀程度不同。通过对注水井管道腐蚀原因和腐蚀机理的分析,有针对性地提出管道防腐技术。当前国内注水井管道防腐技术大致分为三类：一是采取有效手段去除回注水中的腐蚀性物质,从根本上防止腐蚀产生;二是更换注水井管道,换掉被腐蚀不能用的管道;三是改变管道材质,通过防腐性材质管道避免腐蚀发生。在分析注水井管道腐蚀原因和总结防腐技术基础上,提出加大研究、加强检查、结合实际选择防腐技术等有效措施,以确保防腐效果。     

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。     

油气管道腐蚀的防治

国内各大油田普遍使用钢质管道进行石油及天然气的输送,但钢质管道遭到腐蚀后会严重影响其使用寿命和所输油品质量,甚至造成管道穿孔泄漏不能使用.通过对金属管道腐蚀机理的分析,剖析腐蚀发生的原因,提出了有效的防护措施.     

在线腐蚀监测技术在输气管道的应用

天然气中水形成的水合物及部分杂质集结在设备和管道中，易于结垢堵塞管道和设备，且由于从地下开采出的天然气中所含的水一般是矿化水且含有溶解氧，易在系统内部设备或管道表面形成水膜，对设备和管道也具有一定的腐蚀性，易使其设备和管道发生局部的电化学腐蚀而且又不易发觉，甚至因此而穿孔造成气体泄漏事故，在线腐蚀监测技术能实时监测输气管道内壁的腐蚀状况，本文对西南分公司川北采输处双龙站管道内腐蚀速度进行了有效评价和监测。     

油田集输系统腐蚀结垢与防治

油田采出液集输系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供了重要的物质基础,是集输系统产生难溶结垢的主要原因。提出了一系列防治油田集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施,从而有效地延长了集输系统的使用寿命,提高了油田综合开发效益。     

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。     

孤东注水系统结垢腐蚀与预防

通过室内系列试验,对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤东油田注水系统管道的腐蚀机理进行了研究,结果表明引起各注水管道腐蚀的主要因素是注水水质的高矿化度和高腐蚀性离子含量。同时,在同一条件下对各注水管道的腐蚀程度进行了对比,进一步提出了防止腐蚀的技术措施是选择20号钢材料,并配合加注质量浓度为40mg/L的HT-8缓蚀剂,可使缓蚀率达到94%以上。综合使用这种措施,可以实现对注水管道腐蚀的良好抑制,对油田生产具有重要的指导作用。