海底管道腐蚀产物对缓蚀剂效率的影响

目的：研究海底管道中的腐蚀产物对缓蚀剂效率的影响,对海底管道运行过程中缓蚀剂的使用提出建议。方法采用高温高压反应釜模拟现场作业条件进行CO2腐蚀实验,采用失重法测定海底管道钢试片的全面腐蚀速率,采用扫描电子显微镜观测试片微观表面形貌,实验评价已发生腐蚀试片和清除腐蚀产物试片的全面腐蚀速率和缓蚀剂效率。结果在经过CO2预腐蚀并覆盖腐蚀产物膜后,高效缓蚀剂H的缓蚀效率为75%,低于直接作用于裸钢时的缓蚀效率90%。清除腐蚀产物后,缓蚀剂H的效率为80%,比未清除前的缓蚀效率有所提高,低于常用的缓蚀剂效率设计值85%,且试片的全面腐蚀速率有所降低。结论在海底管道投产后,应避免初期缓蚀剂加注不当或不足发生的CO2腐蚀,如果通过铁离子含量检测等方法已检测发生比较严重的 CO2腐蚀,应及时采取清管和后续预膜措施,必要时应及时调整缓蚀剂加注剂量或缓蚀剂类型。     

某海底管道失效原因

某海底管道在投产3a后发生了腐蚀穿孔,通过检测数据分析、腐蚀速率模拟计算、实物管段检测分析、内腐蚀模拟试验及缓蚀剂有效性分析等方法对其失效原因进行了分析。结果表明,投产后CO2和H2S含量增高,缓蚀剂未达到预期效果,产生严重的CO2局部腐蚀,这是造成海底管道腐蚀穿孔失效的主要原因。针对类似的失效情况,提出了海底管道安全运行的应对措施。     

乙二醇对X65钢在CO_2饱和的3.5%NaCl溶液中腐蚀行为的影响研究

采用接触角、pH值和粘度测量等方法研究了40%(质量分数)乙二醇对CO_2饱和的3.5%(质量分数)NaCl溶液及其凝结液性质的影响,采用失重、电化学和扫描电镜等方法研究了40%乙二醇对X65钢管道顶部气相和管道底部液相腐蚀行为的影响。结果表明:在常压、35℃条件下,40%乙二醇增加了CO_2饱和的3.5%NaCl溶液及凝结液与X65钢表面的接触角、pH值及粘度;在3.5%NaCl溶液和3.5%NaCl+40%乙二醇溶液中,管道顶部的凝结液pH值均明显低于管道底部溶液;40%乙二醇加速了液相腐蚀产物膜的形成,降低了X65钢管道底部的均匀腐蚀速率,促进了管道底部发生小孔腐蚀;乙二醇对X65钢管道顶部的均匀腐蚀速率未造成明显影响,但加速了小孔腐蚀的发生。     

CO2分压对碳钢海底管道CO2/H2S腐蚀的影响

目的：研究 CO2分压对 CO2/H2S腐蚀的影响规律,为海底管道材料的选择提供参考依据。方法采用高温高压反应釜进行腐蚀模拟实验,对腐蚀前后的试样进行称量,计算腐蚀速率。通过SEM观察腐蚀产物膜形貌,通过 XRD 分析腐蚀产物膜成分。结果当 CO2/H2S 分压比较高（1200）时, CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为1.87、3.22、5.35 mm/a,随着CO2分压升高,腐蚀速率几乎呈线性增大趋势。当CO2/H2S分压比较低（200）时,CO2分压为0.3、0.5、1.0 MPa对应的腐蚀速率分别为3.47、3.64、3.71 mm/a,CO2分压变化对腐蚀速率的影响并不显著。当CO2/H2S分压比较高（1200）时,腐蚀产物以FeCO3为主,腐蚀受CO2控制;此时低CO2分压下的腐蚀产物膜较完整致密,高CO2分压下的腐蚀产物膜局部容易破裂,对基体保护性下降,因此腐蚀速率随CO2分压升高而增大。当CO2/H2S分压比较低（200）时,腐蚀产物以FeS为主,腐蚀受H2S控制;此时在不同CO2分压条件下,腐蚀产物均较完整致密,因此腐蚀速率相对较低,并未随着CO2分压升高显著增大。结论 CO2分压对CO2/H2S腐蚀速率的影响与CO2/H2S分压比密切相关,海底管道材料选择不仅要考虑CO2分压的影响,还要考虑CO2/H2S分压比的影响。     

海底输油管道强度降低系数实验研究

测试获得胜利海上油田不同服役期海底输油管道均匀腐蚀部位的腐蚀深度和强度随时间的变化数据,在实际腐蚀环境的基础上,设计H2S/CO2高温高压模拟腐蚀实验,基于当量腐蚀时间,采用插值计算和回归分析获取了模拟腐蚀与退役管道强度降低系数的关系,并用扫描电镜分析了腐蚀过程的表面形貌。结果表明:在本腐蚀环境下的模拟腐蚀与退役管道腐蚀具有良好契合性,相同当量腐蚀深度下的模拟腐蚀强度降低系数与退役管道之间具有显著相关性。所以,以模拟腐蚀实验预测服役管道强度降低系数,具有可行性。     

气液两相流管道内腐蚀与防护研究

气液两相流管道内腐蚀现象普遍存在。通过对气液两相流管道内腐蚀进行分类,综述了气液两相流管道中CO2腐蚀、H2S腐蚀和CO2/H2S共同作用腐蚀、冲刷腐蚀等及其影响因素,分析了气液两相流管道内腐蚀特征,归纳了气液两相流管道内腐蚀防腐方法,提出了防止气液两相流管道内腐蚀的一些建议,以期减少管道内腐蚀事故和提高经济效益,为油田及相关企业提供借鉴。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

FSM技术对海底管道中缓蚀剂应用效果的评价

针对某海上气田海底管道中高含CO2气体的恶劣工况,通过在海底管道上安装FSM腐蚀检测设备,对海上气田不同生产过程应用的缓蚀剂进行效果评估,及时对缓蚀剂进行了优化,确保海底管道内壁处于低度腐蚀状况,保证了气田的安全运行.     

一种海底管道多相流内腐蚀直接评价的方法

提出了一种适用于海上油田海底管道多相流内腐蚀直接评价(ICDA)方法;基于海底管道基础数据、生产工况以及油气水检测数据,对介质流态的热力学、动力学和水力学影响因子进行分析,评估海管内腐蚀发生的位置及最大局部腐蚀速率;将南海多条海管的直接检测数据与ICDA结果进行对比。结果表明:ICDA评估方法能够准确地反映海管实际内腐蚀状况,为不能采用智能通球FML内检测的海管提供了一种有效的内腐蚀评估方法。     

某海底油水混输管道回收管段的腐蚀检测评价

采用宏观检查、力学性能检测、腐蚀产物成分分析等对某弃置海底油水混输管道的回收管段进行了评价,并通过水质分析、结垢趋势预测、细菌测试以及室内腐蚀模拟试验对该管输送介质的腐蚀性进行了分析。结果表明:该管道内壁腐蚀严重,输送介质具有强腐蚀性,腐蚀以CO2腐蚀为主,并存在垢下腐蚀和细菌腐蚀。基于回收管段的腐蚀检测评价结果,给出了该油田新建海底油水混输管道腐蚀控制和完整性管理的意见和措施。     

多相流管线内腐蚀直接评价方法在国内的现场应用

目的 通过研究美国腐蚀工程师协会（NACE）于2016年提出的适用于多相流管线的内腐蚀直接评价标准SP0116-Multiphase flow internal corrosion direct assessment methodology for pipelines（以下简称MP-ICDA）,探究该评价方法在国内的现场应用步骤,为国内内腐蚀直接评价方法提供参考。方法 以我国东海某海底管线的实际运行工况为基础,建立Norsok M506内腐蚀预测模型,利用流体动力学理论,模拟分析管线内腐蚀状况,结合评价标准的预评价、间接检测、详细检查及后评估四个步骤进行内腐蚀直接评价。结果 管线整体内腐蚀速率超过0.25 mm/a,腐蚀程度较严重。管道1.5~2.5 km低洼处及两侧立管处腐蚀速率明显增大,其腐蚀高危点与段塞流动状态、高持液率等流动参数有关。现场在线检测数据与模型预测结果基本一致,由此证明了模型的可靠性。根据腐蚀程度等级及标准规定的内腐蚀再次评估周期,确定管线再评估时间间隔为1年。结论 ICDA能够准确预测管线内腐蚀状态与风险大小,为无法实施内检测的管线提供了有效的内腐蚀评估方法,其对预测多相流管道腐蚀发生的位置与风险等级具有一定的指导作用与借鉴意义。流体的动力学参数对腐蚀速率影响较大,应用MP-ICDA方法时应选取合适的内腐蚀预测模型及管线运行参数。在海底管线正常运行期间,可对ICDA的结果进行多次循环校核,从而提高腐蚀预测的准确程度。     

X65钢海管在CO2/H2S环境中的腐蚀研究

中海石油(中国)有限公司天津分公司为了节能减排,在渤海湾某油田开展了天然气利用项目,天然气外输海管选用X65管线钢铺设完成。随着油田不断深入开发,天然气中CO2和H2S含量都达到了较高水平,使该海底管线在运行过程中面临潜在的不确定性腐蚀风险。因此,本文研究了在不同运行工况条件下的X65钢海管焊缝区及热影响区的腐蚀形态和腐蚀规律。试验结果表明,在管线钢的焊缝区和热影响区存在不同程度的均匀腐蚀,而点蚀相对比较轻微;试样整体均匀腐蚀速率达0.1～0.3mm/a,属于中等偏高的腐蚀程度;pH降低、温度升高会使腐蚀速率增大,在管线运行和维护过程中需针对均匀腐蚀采取控制措施。本研究可以为今后海底管线选材、焊接工艺以及后期运维等工作提供借鉴。     

注水海底管道穿孔原因分析

采用宏、微观形貌观察,化学成分、腐蚀产物分析等方法对某油田平台注水穿孔海底管道的穿孔原因进行了分析。结果表明:穿孔弯管段碳含量超标,管道内壁疏松的腐蚀产物为Fe_2O_3和Fe_3O_4,是氧腐蚀产物;弯管段穿孔由冲蚀和垢下腐蚀共同作用引起,垢层下的穿孔则是由于垢下腐蚀导致的。     

海底管道牺牲阳极更换及腐蚀因子分析

海底管道作为海上的油气运输的生命线,必须对其做好腐蚀保护。牺牲阳极阴极保护是一种控制海底管道电化学腐蚀的有效保护方法,当其达到设计寿命后,必须对其进行更换。本文介绍了海底管道阳极更换技术,并分析了不同腐蚀因子也会对阳极的腐蚀产生影响。以期为海底管道的牺牲阳极腐蚀保护设计和更换提供参考。     

正交试验法研究X90管线钢在CO_2环境中的腐蚀行为

通过正交试验法研究了CO_2环境中各因素对X90管线钢腐蚀行为的影响。结果表明:各因素对X90管线钢在CO_2环境中腐蚀速率的影响按大小顺序是原油含水率、温度、CO_2分压、流速;X90管线钢腐蚀产物膜表面布满网状裂纹,呈鳞片状,产物膜结构疏松,对基体保护作用较弱,表面点蚀坑较多,点蚀严重,X90管线钢抗CO_2腐蚀性能较差;产物膜成分随腐蚀环境变化而不相同,所有产物中都含有FeCO_3和Fe,部分试样产物膜中还有腐蚀介质析出的碳酸盐。     

CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响

模拟油田CO2驱油现场环境,利用高温高压反应釜,采用失重法、扫描电镜(SEM)、X射线衍射(XRD)等方法,研究了不同CO2分压对X80管线钢腐蚀性能的影响。结果表明,X80管线钢的腐蚀速率随着CO2分压的升高呈先升高后下降的趋势,在CO2分压为1.5MPa时达到最大值。当CO2分压为0 MPa和0.5 MPa时发生均匀腐蚀,当分压升高到1.5MPa和2MPa时发生了局部腐蚀。CO2分压为0MPa时的腐蚀产物为非晶态物质,其余各分压下的腐蚀产物均以FeCO3为主。随着CO2分压的升高,腐蚀产物与基体结合的紧密度随着CO2分压的升高越来越紧密;腐蚀产物膜厚度呈先升高后降低的趋势,与腐蚀速率的变化相对应。