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。     

川渝页岩气集气管线失效原因分析

川渝某页岩气平台集气管线投产后短时间内发生穿孔失效,为找出集气管线腐蚀失效的原因,分析了失效管段所处的腐蚀环境,结合材料理化性能和腐蚀产物形貌成分测试结果,认为输送介质中的CO₂和返排液中高含量的硫酸盐还原菌(SRB)是造成管道腐蚀穿孔的重要原因,两者同时参与了腐蚀反应,形成主要由代表性腐蚀产物FeCO₃、FeS构成的产物层。在CO₂和SRB代谢的共同作用下,集气管线快速腐蚀穿孔。     

某海底输送管线腐蚀失效分析

通过宏观形貌观察、理化性能检验、扫描电镜及能谱分析等分析方法,对某海底输送管线穿孔原因进行失效分析。结果表明:弯管内壁腐蚀产物成分主要为FeCO_3和Fe_3O_4,弯管外壁腐蚀产物成分主要为FeCO_3和FeOOH;含腐蚀性气体的水介质、压强较大的点主要分布在弯管外侧,弯管外弧侧的腐蚀环境较内弧侧更恶劣,腐蚀趋势较内弧侧更大,易发生腐蚀穿孔;弯管内壁外弧侧穿孔前为CO_2腐蚀,穿孔方向由内壁向外壁,穿孔后,弯管内、外壁同时遭受CO_2和氧腐蚀。     

含硫天然气集输管道内腐蚀预测模型研究

某天然气集输管线A线(材质L245NCS钢)具有输气量大、管径大、输送压力高、输送介质H_2S含量高等特点,管线内腐蚀较为严重。在多相流理论的基础上,采用失重法对L245NCS钢开展了若干组高温高压动态反应釜实验,并运用多相流模拟软件进行管线数值模拟计算。建立了在H_2S和CO_2共存条件下,同时考虑温度和液体流速的半经验腐蚀预测模型,并基于BP神经网络算法开发了含硫天然气集输管道腐蚀预测软件;应用到某管线开展内腐蚀预测,预测结果误差30%,应用效果良好,为高含硫集输管道腐蚀失效研究提供了一定的参考。     

长庆油田H转油站集输管线腐蚀原因分析

长庆油田H转油站站内集输管线及阀组管线材质为20号钢,站内集输管线在高矿化度、高含水、低CO_2和低H_2S腐蚀环境下发生腐蚀穿孔,腐蚀位置在集输管线底部。利用超景深光学数码显微镜、扫描电镜(SEM)和电子能谱(EDS)等方法对集输管线中挂片表面腐蚀产物的形貌及成分进行了观察和分析,并对20号钢管线服役环境和腐蚀因素进行了讨论。结果表明:20号钢管线腐蚀的主要原因是H_2S腐蚀、CO_2腐蚀和Cl~-腐蚀,在其共同作用下造成集输管线腐蚀穿孔。     

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。     

雅克拉气田单井进站集输管线腐蚀原因分析

雅克拉气田单井进站集输管线及阀组管线材质为16Mn。进站单井集输管线在高矿化度、高含水、低CO_2腐蚀环境下发生腐蚀开裂,腐蚀位置在进站阀组附近集输管线底部。利用扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对试样表面腐蚀产物的形貌及成分进行了观察和分析,并对16Mn钢管线服役环境和腐蚀因素进行了讨论,结果表明:16Mn钢管线主要腐蚀原因为CO_2腐蚀和电偶腐蚀,在其共同作用下造成管线腐蚀开裂、穿孔。结合实际情况提出了相关防腐蚀建议。     

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。     

油气输送管失效事故的调查与分析

在对国内外文献进行分析和现场调查的基础上,综述了油气输送管失效的主要原因。油气输送管线失效事故多为灾难性事故。国外油气输送管失效原因以外力损伤和腐蚀为主,与管线建造年代久、运行时间长有关;国内输送管失效原因以外部腐蚀和内部H_(2)S应力腐蚀为主,与输送管材料设计不尽合理、制造质量和施工质量不良,以及输送介质中腐蚀介质含量超标等因素有关。指出新建管线应加强输送管的材料设计、制造工艺选择、制造质量和施工质量控制、输送介质中有害成分控制和标准化等方面的工作     

重庆某净化气管道失效原因分析

A管线为净化气输送管线,全长13.85km,钢管材质为X52。2019年4月,A管线位于重庆市忠县某低洼处发生管道泄漏失效。文章阐述了A管线失效经过及处理过程,从A管线外防腐层状态、管道敷设环境及阴极保护系统有效性等三个方面分析管道失效原因,排除非土壤因素及阴保失效对管道外壁腐蚀的影响,初步判断A管线失效是由土壤细菌腐蚀导致。从技术和日常管理上提出下一步工作建议,为作业区降低管道失效概率,预防管道泄漏提供依据。     

某输油管道腐蚀穿孔失效原因分析

为了研究某输油管道腐蚀穿孔的失效原因,对腐蚀穿孔管段进行了理化性能检测以及腐蚀产物分析。结果表明,管道腐蚀穿孔失效主要是由于管道内壁垢层下方发生严重局部腐蚀而造成。由于穿孔处管段位于管线下坡的低点处,且油管内介质流速很低,在输送过程中管内油水在穿孔处管段底部会发生分层,导致管段底部的管壁与水接触而发生较为严重的腐蚀;并且介质中的砂石颗粒也易于在该处沉积,砂石颗粒与腐蚀产物膜相互掺杂形成了较厚的垢层,垢层表面存在较多孔洞,有孔洞的垢层下方更容易发生局部腐蚀,从而导致管体腐蚀穿孔。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

连续重整拔头油管线泄漏原因分析

某石化厂的拔头油管线出现了腐蚀泄漏现象。通过宏观观察、材质分析、金相检验和能谱分析等手段对失效原因进行了检测分析。结果表明,拔头油管线发生腐蚀减薄和穿孔的主要原因是由于进入管线前没有脱水脱硫等工艺,导致管线内部存在Cl,S和溶解氧等溶于水形成较强的腐蚀环境,在流速大及湍流的部位金属表面无法形成有效的氧化膜,加剧了腐蚀作用。     

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。     

巴格德雷合同区域B区井口腐蚀研究分析

巴格德雷合同区域是中国石油与土库曼斯坦合作开发的项目,项目分为A、B两个区块,其中B区气田在投产初期,气井高压力、高产量、高含CO_2气体生产,给井口装置及工艺管线带来严峻的挑战。发生多井次的井口一级节流阀腐蚀失效,一、二级节流阀配对法兰、钢圈腐蚀,密封不严,二级节流阀后大小头焊缝开裂天然气泄漏事件,存在较大安全隐患。根据现场生产情况,结合实验室化验分析,对巴格德雷合同区域B区井口阀门、工艺管线腐蚀原因进行了研究分析,分析认为腐蚀主要为酸性气体CO_2腐蚀,高产量、高压差形成的冲刷腐蚀以及应力腐蚀。建议下一步将井口阀门、工艺管线更换为适应生产条件的材质,并控制合理的生产压差。     

制氢装置变换气分液罐出口管线腐蚀穿孔分析及防控

某石化公司制氢装置变换气分液罐底部出口管线弯头发生穿孔泄漏。为了找出其原因，对失效管线的腐蚀形貌、金相组织、腐蚀表面微观特征及腐蚀产物进行了分析，结果表明，出口管线弯头穿孔泄漏的主要因素是管线内酸性水(碳酸)的二氧化碳腐蚀和凝结水的流体冲刷作用；腐蚀和冲刷的交互作用加速了弯头管壁的减薄直至穿孔。提出了加强监控和管线材质升级等防控措施。     

油气输送管失效事故的调查与分析

在对国内外献进行分析和现场调查的基础上,综述了油气输送管失效的主要原因。国外油气输送管失效原因以外力损伤和腐蚀为主,与管线建造年代久,运行时间长有关;国内输送管失效原因以及外部腐蚀和内部ＨＳ应力腐蚀为主,与输送管材料设计不尽合理,制造质量和施工质量不良,以及输送介质中腐蚀介质含量超标等因素有关,提出新建管线应加强输送管的材料设计,制造工艺选择,制造质量和施工质量,输送介质中有害成分控制和标准化等     

某油田地面管线腐蚀穿孔分析与治理

为了有效控制油田地面管线腐蚀穿孔事故,针对某油田地面管线2014年腐蚀穿孔的情况,从管道材质、输送介质及腐蚀形式等方面进行了统计分析。分析结果显示,最易导致腐蚀穿孔的管线是污水管线,且普遍属于内腐蚀,主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2电化学腐蚀最终导致了穿孔。同时研究了导致金属管线和非金属管线腐蚀穿孔的主控影响因素,在此基础上提出了具体的防治和管理措施,从而事先预防管线的腐蚀穿孔,保障油田的安全正常生产。     

页岩气井随钻导向工具天线腐蚀失效分析

西南某页岩气井所处地层主含黄铁矿(FeS_2),地层温度为130～150℃,采用油基钻井液(含25%CaCl_2),钻进过程中发生数起导向工具失效事故,天线外表面出现大量裂纹,腐蚀开裂严重,导致了严重的经济损失。为找出失效原因,对失效天线进行宏观分析、化学成分分析、金相组织分析及模拟工况下的腐蚀测试,利用SEM与EDS分析表面裂纹形貌和腐蚀产物形貌。结果表明,失效天线的S元素含量偏高,天线失效主要由氯离子应力腐蚀开裂导致,Cl-破坏天线表面钝化膜,在天线表面萌生了点蚀,并在应力作用下促进了点蚀的发展,导致裂纹萌生,Cl-渗透进腐蚀产物膜内,形成酸性环境,导致了基体中Fe的腐蚀溶解,使裂纹逐渐拓展,从而导致天线失效。建议升级天线材质,降低夹杂物含量,选择耐点蚀性能较强的材质,改进天线结构设计,减小应力集中,尽量避免产生较大的残余应力,并对钻井液除氧,钻遇产层时保持钻井液p H值在10以上,降低Cl-的含量,防止氧、氯协同作用加速应力腐蚀。     

威远页岩气田地面管线腐蚀原因分析

采用宏观检测、机械性能测试、腐蚀产物分析等方法,研究了威远页岩气田某平台失效管段的腐蚀失效原因。结果表明,水中SRB、CO_2、Cl~-是引发腐蚀的主要因素。