油气集输管道腐蚀的防治及安全检测

油气集输管道的腐蚀现象可分为内壁腐蚀与外壁腐蚀两种情况。目前国内针对油气集输管道外壁腐蚀防治措施主要是环氧涂层与阴极防护技术。环氧涂层管道防腐技术相对较为成熟,具体实施是在管道外壁上喷涂添加防腐剂的涂料,将外部腐蚀介质与管道外壁隔离开,避免外壁受到外部介质腐蚀。金属缓蚀剂是向具有腐蚀介质的环境中添加某些能够阻碍腐蚀介质与金属发生化学反应的化学物质,具体可以分为无机缓蚀剂与有机缓蚀剂两大类。目前国内油气集输管道缓蚀剂普遍采用的是有机缓蚀剂。在管道腐蚀监测中可以通过观察管道内表面粗糙度去确定某些地方的管道腐蚀情况,进而加快油气输送的效率。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐

油气集输管道中的腐蚀问题一直是影响整个油气传输工艺的主要问题,直接影响着管道内部腐蚀的程度,影响整个运行成本。油气集输管道的新问题导致油水分离处理的难度加大、油气集输管道腐蚀严重,再加上设备本身的功率低,导致油气集输管道的工作效率不断降低,严重影响着油田开发生产。针对油气集输管道腐蚀问题,需要通过使用新工艺、新技术、新材料来解决。缓蚀剂是当前在油气集输管道中使用最广的防腐材料,能够有效地降低集输管道内壁腐蚀性。将缓蚀剂注入到管道中,会在管道腐蚀区域形成缓蚀剂膜,这种隔离膜能够有效地将管道内壁与腐蚀气体进行隔离,进而降低管道内的腐蚀程度。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术

油气开采和集输过程中,金属管道内壁普遍发生腐蚀,多相流恶劣工况下还会发生使涂层及缓蚀剂失效。针对现场油气水输送中所经常遇到的多相流工况,对金属管道腐蚀的特点及腐蚀机理进行了探讨,并介绍了几种效果较好的内防腐技术。     

HCC纤维增强复合防腐内衬技术在长庆油田集输管道中的应用

油水集输管道长期输送含水原油和油田污水,为防治管道内壁腐蚀,减少因管道腐蚀破漏造成的生产运行及环境污染事故,长庆油田引入纤维增强复合防腐内衬技术(HCC)。介绍了HCC的工作机理及其防腐性能、机械性能和涂层性能指标。对其工艺流程和喷砂除锈、内壁挤涂、质量检验等主要工序方面进行了说明,并以长庆油田第二采油厂元城作业区为例,对HCC在两条集输管道的应用情况进行了分析,结果表明内挤衬涂层基本完好,防腐效果良好。此外对长庆油田2012-2015年应用该技术的728条集输管道防腐效果进行了调研统计,数据显示总体应用效果良好,成功解决了长庆油田原油及污水集输管道内壁腐蚀难题。可为国内其他油田集输管道的内腐蚀防治提供参考和借鉴。     

油气两相流管线内腐蚀速率预测模型的求解

与单相输送管道相比，油气混输管道的内壁腐蚀要严重得多。其内壁腐蚀会影响输送效率、设备安全和管道的可靠性。在大量文献调研的基础上，根据集输管道的内腐蚀工况，研究了油气两相流管道内腐蚀的腐蚀机理及影响腐蚀速率的因素，求解了油气两相流腐蚀速率预测模型。通过算侧分析表明，混输管道的内腐蚀与流型有关，在段塞流流型下所对应的油气两相流管道腐蚀最为严重。     

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。     

油气集输管道内涂层金属腐蚀失效机理研究

为防止集输管道内壁腐蚀并提高输送效率,常常使用内涂层。但由于涂层缺陷的存在,在腐蚀介质的作用下管道内涂层会逐渐失效剥落,使金属大面积腐蚀。为此,对内涂层的失效机理和涂层下金属的反应过程进行了探讨,并找出两者之间的内在联系。     

小口径钢管道内涂层挤涂工艺技术及设备

在高含水油田，用于油气集输及污水回注的钢质管道受到日益严重的内腐蚀，胜利油田油建一公司研究开发的D48～180mm钢管道内涂层挤涂工艺技术及设备，满足钢管道内壁除锈及内防腐涂层的质量要求，较好地解决了内涂层上薄下厚和弯头、不易挤涂的难题。本文介绍挤涂工艺流程、挤涂器、设备技术参数、特点及应用效果。     

集输管道的内壁腐蚀与控制

在原油输送过程中，原油中高质量分数的水对集输管道内壁造成了较严重的腐蚀。针对这种现状，对集输管道的内腐蚀进行了腐蚀机理及影响因素的调查分析，并结合中国石化胜利油田有限公司的实际，采取了包括内涂层技术、穿插高密度聚乙烯管等行之有效的防腐蚀控制措施。     

油气集输管道在海洋环境中的腐蚀与防护

对油气集输管道在海洋环境中存在的内、外腐蚀的机理及其影响因素进行了分析,在此基础上对海洋环境中油气集输管道的用材、防腐涂层的使用以及目前腐蚀防护措施存在的问题进行了探讨。     

酸性环境下流速对内涂层性能的影响研究

在川渝气田酸性气井开发过程中,为有效避免集输管道内输送介质与金属管道母体材料直接接触后产生严重腐蚀,在现场常对管道进行内涂层涂敷处理。管道中输送介质本身的腐蚀特性、介质流速较高等因素,都会对管道内壁涂层耐腐蚀性能产生影响,流速对其影响最为明显。在设定条件下,对3种不同的内涂层开展了耐冲蚀性能和抗电化学腐蚀性能试验。结果表明:冲刷条件下,涂层的耐蚀性能随着腐蚀介质的流速增加而不断减弱;随着流速增加,3种涂层的抗谱半径不断减小,表明涂层的耐冲蚀性能随着流速的增大而减小。     

原位管道内涂层防腐技术在海上集输管线应用

油气集输管道容易腐蚀、结垢,造成压力增高、能耗增加,并存在失效风险。介绍了集输管道原位内涂层防腐施工工艺,以及在ZX1海上平台至陆地联合站Ф457mm管道的应用实例。涂层材料为bar-rust 257多功能环氧树脂,厚度为20～30μm,可有效降低输油能耗,延长管道使用寿命。     

青海油田集输管线电化学腐蚀及防护

针对青海油田油气集输管线设计了动态、静态腐蚀试片试验,确定集输系统的腐蚀原因。分析了介质温度、Cl~-和HCO_3~-浓度、矿化度及pH值等因素对腐蚀速率的影响。结果表明:动态腐蚀速率实验结果更符合实际情况,且各介质腐蚀均为均匀腐蚀,未见点蚀;从能谱分析结果可以看出,20~#钢发生了较为严重的腐蚀,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;Cl~-、HCO_3~-浓度及介质温度是影响该地区集输管道腐蚀的主要因素。为此提出了相应的腐蚀防护措施:掺水钢质管线可采用环氧粉末涂层作为内防腐涂层;对于腐蚀性强的重点部位可选用3RE60作为管线材质。     

油气管道的应力腐蚀

在输送酸性油气时，金属管还内壁接触H2S和CO2，造成内壁的硫化氢应力腐蚀。由于金属管道保护涂层老化等原因出现局部损伤，钢管外壁与土壤和地下水接触，因而也经常产生在不同介质下的应力腐蚀。影响管道应力腐蚀有多种因素，其中包括介质类型和浓度、腐蚀溶液中的pH值、发生应力腐蚀的电位范围、温度以及管道材料的强度和硬度等。     

燃气管道的内防腐蚀问题

由于管内腐蚀造成的燃气泄漏、爆炸事故占有相当大的比例,而管道经内涂层后可有效抑制内腐蚀的发生,从而提高管道的安全性。另一方面,燃气管道输送效率的高低是衡量输配工程管道投产后运转好坏的主要标志之一,而管道输送效率与管道内壁的粗糙度有一定关系,发达国家用于燃气输配的管子内壁粗糙度比较小(美国0.02mmm、前苏联     

油气集输管线内防腐蚀技术

为提高含水油气集输管道的内壁防腐蚀水平,减少因管道内壁腐蚀泄漏造成的生产事故及环境污染,介绍了现场内补口和免内补口两类集输管道内防腐蚀技术,包括补口机补口、风送挤涂、复合管线管、内环氧喷涂+管口内衬不锈钢一体化防腐蚀等。分析了各自的技术特点、工艺流程和存在问题。表明:内环氧喷涂+管口内衬不锈钢一体化防腐蚀技术有着其他技术所不具备的优势,工厂预制防腐蚀管质量可检可控,现场可免内补口施工,在小口径管道内防腐蚀方面具有推广价值。     

油气管道腐蚀因素及剩余寿命预测研究

目前油气管道已成为油气集输的主要方式,管道一般敷设于地下,复杂的环境容易造成管道腐蚀,引起油气泄漏甚至发生安全事故。因此,对管道腐蚀因素分析及管道剩余寿命预测具有重要意义。本文对管道腐蚀因素及剩余寿命进行预测,可为管道的保护、检修提供依据。     

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。     

大庆油田油气集输管网失效概率研究

结合大庆油田油气集输管网实际,改进了一种油气集输管网复杂系统的风险细化分析方法,并用于油气集输管网失效的计算。首先通过致命度分析方法 (FMECA)得到油气集输管网系统的主要故障类型,其次对相关主要故障类型进行FTA细化分析,建立了大庆油田油气集输管网风险评价的故障树模型,再应用布尔代数法求得故障树的最小割集,采用层次分析法和模糊数学相结合的方法计算出了故障树中各个基本事件的发生概率和重要度,并通过故障树中的逻辑关系求出导致管网失效的概率。计算结果表明,大庆油田集输管网失效概率为0.281 3;对大庆油田油气集输管网失效影响较大的因素按重要程度从大到小顺序,依次是管道运行年限、管材质量、土壤腐蚀速率、大气腐蚀速率、管道埋深、防腐层破损。据此指出,对于运行年限长的管道,由于管道发生了腐蚀,必须进行防腐层更换和必要的土壤回填,防止防腐层再次破损和第三方破坏;管材质量是次之的影响因素,如何做到提高管材的质量与控制投资之间的平衡是非常重要的。     

油气集输管道的腐蚀分析及防腐措施探讨

集输管道由于受到内、外部多种因素的影响,很容易出现腐蚀现象,严重时会出现油气泄露的安全事故。本文对油气集输管道腐蚀问题进行深入的分析,并提出多种防腐保护措施,可以供相关人员进行参考。