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2007年,胜利油田在纯梁采油厂高89区块开展了低渗透油藏CO2驱先导试验。对应目前CO2驱先导试验区,地面生产系统腐蚀严重部位是高890集输干线、后续的联合站和污水站处理系统。由于CO2驱采出液的混入,导致高含水输送介质中CO2含量大幅增加,目前含量在100 mg/L以上,造成高890集输干线、油站储罐出口管线和污水站沉降罐出水管线多次腐蚀穿孔。为此提出了缓蚀剂、耐腐蚀材料和防腐涂层联防的腐蚀控制措施,可将系统的均匀腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,确保纯梁高89区块CO2驱先导试验区高含CO2地面生产系统正常运行,延长集输管线和后续处理站点的使用寿命,节省地面工程改造投资。 相似文献
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鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H2S、CO2等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为确保集输管线的安全运行,近年来,利用外腐蚀检测技术、取样分析检测技术和智能漏磁内腐蚀检测技术对集输天然气管线开展了腐蚀检测作业。检测结果表明,该气田集气干线腐蚀速率为0.06~0.103 mm/a,集气支线腐蚀速率为0.08~0.127 mm/a,集输管线阴极保护效果及管道外防腐层质量较好,管道腐蚀较轻,均能通过安全评定,不影响管线的正常运行。同时,运用修正的B31G准则、Shell 92法、GB 50251、Newton-Raphson公式等安全性分析与评价方法对检测管线进行了安全性分析,结果表明,集气干线、支线最小失效压力分别为12.5 MPa、8.53 MPa,均高于管线的工作压力5.0 MPa,集输管线服役状态良好,运行安全。该检测与分析结果,为靖边气田集输管线的安全管理提供了保障。 相似文献
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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。 相似文献
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1 腐蚀现状中原油田采油四厂南二集输干线于 1 983年建成并投产使用 ,其中 2 7#站至 2 9#站段管线因腐蚀穿孔于 1 999年 8月更换 ,长度约 1 9km。由于该段管线自运行投产时只采取了外防腐措施 (沥青—泡沫—沥青 )而无内防腐措施(完全裸管 ) ,致使投产以来因腐蚀穿孔累计达 2 9次。 2 0 0 2年 6月 2 9日因腐蚀穿孔在 64#站旁割下约 0 3m管线 ,穿孔数就有 3个 ,清除内垢腐蚀产物后 ,有 5处即将穿孔 ;最严重管段 79— 2 0 3井旁 ,已有 8处穿孔 ,且腐蚀孔径越来越大。该段管线输送着 70 #、 68#、 2 7#、 64#、 2 3#等计量站的油、气 ,目… 相似文献
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雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。 相似文献
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中原油田集输管线腐蚀行为研究 总被引:3,自引:0,他引:3
中原油田集输管线的腐蚀特点均以内腐蚀为主 ,腐蚀穿孔多发生在管线底部。以四厂南二线为例 ,对产出气、产出水的组成及腐蚀性进行了分析化验 ,结果表明 :输送的液体含水率高且为层流 ,造成管线底部直接与水相接触。由于产出水pH值较低、矿化度高 ,并且含有大量的硫酸盐还原菌 (SRB)和HCO-3,CO2 ,导致管线底部垢下腐蚀。提出了以管线内防腐蚀和投加杀菌缓蚀剂为主的防护措施 相似文献
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某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。 相似文献
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目的确定四川某集气管线腐蚀穿孔的原因。 方法采用直读光谱仪、金相显微镜、X-射线衍射仪和扫描电镜及EDS能谱对失效样品进行检测,并对腐蚀环境进行了分析。结果①管体内壁存在大量腐蚀凹坑,管体金相组织为铁素体+珠光体,焊缝组织为针状铁素体,管基体的冶金质量、化学成分和力学性能符合标准;②腐蚀产物为FeS和少量FeCO3;③气田水中存在硫酸盐还原菌(SRB)。 结论管线穿孔是SRB、H2S、CO2等因素共同作用的结果。 相似文献
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刘洋 《石油化工安全环保技术》2021,(1):30-34,I0002
在石油石化行业,腐蚀是危害管道安全、引起管道失效的重要因素。统计数据表明:腐蚀相关的事故占总体事故比例在25%以上。通过对某区块采出液成分进行分析,发现腐蚀形态以局部点蚀为主,腐蚀机理主要是垢下浓差腐蚀和细菌腐蚀,腐蚀的主要介质是H2S、CO2、SRB,水中的Cl-作为催化剂对腐蚀起到自加速的作用,随后通过添加缓蚀剂、旋转气流法管道内涂层和非开挖内衬修复技术对腐蚀管道进行防护与修复,其中旋转气流法适用于新建或未发生过腐蚀穿孔的管段,PCE内衬修复技术适用于腐蚀较为严重的管段,目前3种防护措施都取得了良好的应用效果,可实现隔离腐蚀介质、延长管道寿命的目的,研究结果可供其他油气田和管道行业借鉴。 相似文献
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为了研究X80管线钢在不同矿化度油田采出液中的腐蚀行为,利用高温高压釜动态模拟试验研究了在60 ℃、CO2分压1.5 MPa、流速1.5 m/s、含水率40%条件下不同矿化度对X80管线钢在模拟油田采出液中的腐蚀情况,并利用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)对试样表面腐蚀产物形貌和成分进行了分析。结果表明,随矿化度增加,X80钢平均腐蚀速率降低,腐蚀形态呈现严重局部点蚀、轻微点蚀和均匀腐蚀的变化规律;腐蚀产物膜厚度随矿化度降低而减小,在矿化度为20 g/L时,试验钢的腐蚀最为严重,产物膜最厚,腐蚀产物主要为FeCO3及少量Fe和CaCO3。 相似文献
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玻璃钢集输管道的失效分析 总被引:1,自引:0,他引:1
采用宏观观察、扫描电镜分析、差热分析(DSC)、红外光谱分析及挂片试验方法对某油田玻璃钢管失效进行分析研究认为主要原因是玻璃钢材料的化学老化。输送介质中原油、CO2和伴生水等成分对玻璃钢中高分子树脂材料的化学交互作用、温度作用以及管道受到的应力作用最终导致有机高分子复合材料的破坏。文章还讨论了玻璃钢管道在腐蚀性环境下使用应注意的问题,评述了在特定工作条件下不同品种玻璃钢管道的性能差异,提出含CO2酸性油气田选择玻璃钢管道产品的一般指导原则。 相似文献