普光高酸性气田集输系统腐蚀控制技术

防腐蚀是高酸性气田开发的难点和重点,普光高酸性气田集输系统通过一系列综合防腐蚀措施有效地控制了腐蚀的发生。本文介绍了普光气田集输系统的腐蚀现状,并对普光气田腐蚀控制体系中的材料选择、缓蚀剂评价、工艺优化、腐蚀监测和检测四项技术进行重点介绍。     

硫沉积腐蚀时间对元素硫腐蚀行为的影响

通过腐蚀模拟试验,研究了在3.5%NaCl溶液中样品表面熔敷硫条件下,腐蚀时间对X52钢元素硫腐蚀类型、腐蚀速率的影响,分析硫沉积条件下腐蚀产物膜的发展规律。结果表明,60℃条件下X52钢腐蚀速率逐渐升高并趋于稳定,90℃条件下初期腐蚀速率很高,随后逐渐降低,并最终都趋于稳定。在单质硫覆盖下样品表面的腐蚀产物随时间的演化是影响腐蚀速率在不同温度下趋于接近的重要原因。     

普光气田集输系统的腐蚀控制技术

普光气田集输系统共建有16座集气站、1座集气总站、38口开发井,站外管线37.78km。由于天然气中硫化氢含量15%左右,二氧化碳含量8%～10%,且采用湿气集输工艺,因此集输系统存在较大腐蚀风险。通过电化学腐蚀试验、抗氢致开裂(HIC)和抗硫化物应力腐蚀(SSC)试验,确定了集输系统抗硫材质,采用"预涂膜+连续注入"的缓蚀剂加注工艺、阴极保护技术和智能清管技术等对设备实施保护。采用腐蚀挂片、电阻探针、线性极化探针和电指纹等多种腐蚀监测手段。普光气田集输系统腐蚀速率控制在0.044mm/a以下。     

元素硫腐蚀研究进展

简述了油气田元素硫沉积的危害及元素硫腐蚀评价方法,综述了元素硫腐蚀行为的研究进展和元素硫腐蚀机理。研究发现,元素硫的沉积将会对采、输管道造成严重腐蚀,尤其是点蚀;在现有的4种元素硫腐蚀评价方法中,硫涂敷法能较好模拟现场元素硫的腐蚀状况,悬浮溶液中的腐蚀速率尽管最小,但点蚀严重;元素硫不仅促进了油套管钢的腐蚀,而且增大了镍基合金发生应力腐蚀开裂(SCC)的敏感性;元素硫因所接触的介质以及环境条件的不同导致反应后的溶液组分各异,腐蚀机理也不同。最后,对今后的研究工作进行了展望。     

高酸性气田地面工艺配套技术及发展探讨

随着我国现代化进程的加快,进一步促进了高酸性天然气田的开发进程,对于高酸性气田的开发,需要做好各个环节的对接工作,开发过程中涉及了多种配套工艺技术,要进行合理的协调,根据这几年地面工程推行的新标准,对于各项工艺技术的应用有着明确的规定,基于此,本文就对高酸性气田地面工艺配套技术的相关内容进行了一个较为全面的概述.     

雅克拉气田集输管线的腐蚀及其防治

雅克拉凝析气田位于新疆库车县境内,气田集输系统于2005年建成投用,采取一级布站、单管不加热输送工艺生产.管输介质具有高压力、高产量、高流速、高含CO2、低含水、低含H2S的"四高两低"特征.腐蚀环境非常恶劣,系统投产仅2年时间,腐蚀现象已非常突出.本文进行了相关的腐蚀分析,并提出了防治措施.     

中原油田文23气田腐蚀因素与防护技术研究

全面分析了文23气田产出气和水的组分，摸清了主要腐蚀因素及规律，针对性地研究了油溶型和水溶型缓蚀剂的性能，选择效果好的缓蚀剂进行了现场试验，监测结果表明，缓蚀剂能效地减缓气田腐蚀，缓蚀率最高达90％以上。     

“高硫原油加工过程中硫腐蚀及防护专题讲座”问答摘要

编者按　为弄清硫腐蚀规律和控制硫腐蚀 ,尽快解决加工含硫原油过程中硫腐蚀问题 ,中国石油化工股份有限公司科技开发部特邀请英国壳牌石油公司资深材料专家霍普金申先生于 2 0 0 1年 1月 1 1日～ 1 3日来南京就“含硫 (高硫 )原油加工过程中硫腐蚀与防护及其选材准则”作了专题讲座并回答了有关问题。中国石油化工股份公司金陵分公司研究院对技术交流内容进行了整理。霍普金申先生的回答可操作性强 ,现摘要如下 :     

TP110TS 油管钢在酸性气田环境中的应力腐蚀行为研究

目的研究TP110TS油管钢在酸性气田环境中的应力腐蚀开裂行为。方法通过模拟酸性气田环境,采用动电位极化法、电化学阻抗法、电化学充氢、恒载荷浸泡试验和慢应变速率拉伸试验等方法进行研究。结果在酸性气田环境中,100℃时TP110TS钢中的含氢量大幅度降低,氢脆作用减弱,导致其应力腐蚀敏感性低于60℃。TP110TS钢在100℃的酸性气田环境中,当拉应力超过70%σs时才表现出一定的应力腐蚀敏感性,表明该材料在实际使用过程中应力水平应保持在70%σs以下,但当温度降低到60℃,其安全应力门槛值要降为50%σs。结论 TP110TS钢在酸性气田环境中的应力腐蚀机制是阳极溶解与氢脆的混合机制。拉应力的存在会缩短TP110TS钢的耐腐蚀寿命,且拉应力越大,耐腐蚀寿命越短。     

加工高硫原油蒸馏装置的腐蚀研究

本文对蒸馏装置加工高含硫原油后设备的腐蚀规律、腐蚀机理及选材进行了探讨和分析，提出了防腐措施及建议。     

腐蚀控制技术在高酸性天然气集输系统的应用

随着川东北高酸性气田的开发,集输系统普遍采用湿气加热保温混输工艺,要求采取更为完善的腐蚀控制技术,高酸性气田开发集输系统集输管线技术,管线外防腐采用“防腐保温层+阴极保护”技术,内防腐采用缓蚀剂涂膜与连续加注技术,最大程度上减缓恶劣工况下介质对设备和管道的腐蚀.     

普光气田集输管线L360钢硫化物应力腐蚀门槛值研究

研究了L360MCS和L360QCS钢在普光气田集输系统中的氢渗透行为,以及不同载荷水平下L360钢的断裂临界氢浓度。结果表明,L360MCS钢中可扩散氢质量浓度低于2.67mg·kg-1时不易发生硫化物应力腐蚀开裂,高于3.86mg·kg-1为开裂危险区;L360QCS钢中的可扩散氢质量浓度低于2.93mg·kg-1时不易发生硫化物应力腐蚀开裂,高于4.41mg·kg-1时为开裂危险区。结合氢探针技术对于现场在用管道氢浓度进行了测试和比对,表明普光气田目前集输管道在正常工况下发生硫化物应力腐蚀的可能性较小。     

酸性气田集输管道缓蚀剂预膜技术

酸性天然气集输管道常采用加注缓蚀剂进行防腐,并在缓蚀剂连续加注的同时,还定期进行清管和预膜以保证缓蚀剂防腐工艺效能。本文概述了酸性天然气集输管道预膜技术,包括缓蚀剂的选型、常用预膜工艺和预膜用量计算,分析了湿气管道缓蚀剂预膜技术的特点,并结合工程实践提出了预膜工艺技术要求和效能评估方法。     

某气田地面集输管线的腐蚀原因及控制措施

某气田在生产过程中,地面集输管线(包括三通、弯头、法兰等)发生多起穿孔或爆管事件,严重影响正常安全生产.通过管内腐蚀产物组成的能谱分析,管内多相流计算,腐蚀和冲蚀模型验证,腐蚀部位流场分析等,对该气田管线腐蚀的影响因素进行了研究.结果表明:管线和管件的穿孔或爆管主要是CO2腐蚀和冲刷腐蚀引起的,管内介质流速较高时缓蚀剂...     

油气管道内外壁腐蚀缺陷干涉作用影响因素研究

目的研究油气管道内外壁腐蚀缺陷干涉作用机理及影响因素,为管道安全运行提供依据和保障。方法采用ABAQUS有限元分析软件,结合二倍弹性斜率法和控制变量法,改变内外壁腐蚀缺陷尺寸(相对深度、相对长度、相对宽度)和缺陷轴向表面间距,求解含内外腐蚀缺陷管道极限载荷,以极限载荷的变化为依据,通过5%极限影响判定标准,求得内外腐蚀缺陷干涉作用极限影响距离,同时利用MATLAB软件建立管道内外腐蚀缺陷-干涉极限影响距离函数关系,拟合得到公式。结果当外缺陷深度a1/t、内缺陷深度a2/t在0.1~0.3变化时,双缺陷干涉极限距离从46 mm增大到193 mm,且变化速率越来越大;当外缺陷长度b1/1/2Rt、内缺陷长度b2/1/2Rt在0.5~2.5变化时,双缺陷干涉极限距离从71 mm增大到219 mm,但变化速率越来越小。随着内外缺陷宽度c1、c2的增大,管道极限载荷几乎不减小,双缺陷干涉极限影响距离基本不变。构建的四元三次多项式拟合公式R2=0.9898、SSE=0.5361、RMSE=7.3219,离散性低,精度较高。结论缺陷深度是影响干涉极限距离的最主要因素,缺陷长度次之,缺陷宽度基本不影响。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术探讨

石油运输是一个长期性的过程,我们一般都是采用集输管道进行运输,但管道大部分都埋于地下,地下环境比较复杂,所以很容易造成管道腐蚀问题,因此要采取相应的技术防止管道内腐蚀,这样才能有效缓解集输管道的腐蚀.     

含硫油气田钻井腐蚀与防护对策

我国存在大量含硫油气田,钻井过程中硫化氢腐蚀与防腐蚀问题一直是一个重要的研究课题.本文分析了硫化氢环境腐蚀原理,介绍了硫化氢介质中钻井管具的典型破坏类型,并简要阐述了石油管道硫化氢腐蚀的主要影响因素,进而提出了硫化氢的防腐蚀工艺和措施.     

胜利油田地面工程集输系统腐蚀控制技术及应用

胜利油田目前已进入高含水开发期,随着油田开发程度的深入、三次采油技术的发展,污水的性质发生了很大的变化,采出污水总矿化度在5000-70000mg/L,氯离子含量达到3×104mg/L,污水中溶解氧,二氧化碳,硫化物等腐蚀性极强的物质、硫酸盐还原茵、油层出砂等都加剧了管道的内腐蚀;同时由于油田地处滨海地区,土壤含盐量高,因此,金属管道的外腐蚀也很严重;加上管道设备大都超过金属的疲劳极限,胜利油田地面工程系统金属管道和设备的内外腐蚀非常严重.