硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析

在天然气集输过程中,H2S引起的管线内腐蚀问题普遍存在,往往导致管道发生严重局部减薄,甚至穿孔,引发事故。文中以某含S气田管件试样内腐蚀为例,对试样腐蚀产物形貌及成分进行了EDS与XRD分析,分析结果表明该试样具有典型的H2S腐蚀特征。揭示了影响H2S腐蚀的H2S分压、CO2分压等因素的影响机理。同时,指出H2S腐蚀机理复杂,影响因素众多,通常多种因素协同作用。     

炼厂催化重整装置预加氢管道腐蚀与选材

根据催化重整装置工艺流程的特点,分析重整进料预处理(预分馏、预加氢)管道的腐蚀特点及腐蚀机理,按照腐蚀发生的部位,将装置的腐蚀分为湿H2S腐蚀和HCl腐蚀的低温腐蚀以及高温部位的H2/H2S腐蚀系统。同时对这两种不同腐蚀部位下的管道选材进行了探讨,提出了抗低温湿H2S腐蚀选材的具体要求和抗高温H2/H2S腐蚀的典型材料。文中介绍了已投产的某催化重整装置,目前该装置运行平稳,证明文中针对预处理腐蚀环境下提出选材要求是合理的。     

川东北高含硫气田压力容器设计

高含硫气田中的压力容器腐蚀应重点考虑应力腐蚀开裂。详细分析了高含硫气田压力容器设计中应着重考虑材料因素、环境因素和加工因素。为了确保产品的质量,基于设计中应重点考虑因素与国内外成功经验,针对罗家寨高含硫气田压力容器的设计,明确提出了材料化学成分限制与探伤、制造等特殊的附加要求。另外,还应进一步提高高含硫压力容器设计水平。     

油气管道的H2S应力腐蚀破裂及防护

硫化氢腐蚀广泛存在于油气开采运输、石化加工生产中,是造成众多事故的重要破坏形式之一。在参考大量中外有关文献的基础上,总结了油气管道发生H2S应力腐蚀破裂(SSCC)的特点,介绍了油气管道SSCC的机理,系统地总结和分析了影响管道SSCC的环境、材料和应力因素,并对其防护提出了建议。     

海上钻井管线腐蚀原因分析和防治对策

调查和分析了南海某油田钻井管线典型腐蚀案例,得出结论为:流速导致磨损腐蚀、CO2腐蚀和高腐蚀性井下流体共同造成了钻井管线的严重损伤,其中流速是最主要的因素,它们在内部空间几何形状变化剧烈的管子内形成剧烈紊流并造成严重磨损腐蚀.关键控制方法是保持井下实际流速低于临界流速.讨论了流体含沙量对临界流速的影响,并提出其他可以采用的降低腐蚀/磨损的防护方法.     

高含水集输管道内腐蚀预测与检测技术及应用

高含水油气管道内腐蚀穿孔频发,严重影响生产和环境。因此,油气管道内腐蚀的预测与检测是亟待解决的问题。常规检测耗资大,且效果差,结合美国腐蚀工程师协会内腐蚀直接评价标准和流体数值仿真技术(CFD)预测管道内腐蚀模型并与现场管道高程数据相结合,实现对高含水油气管线积水与易发内腐蚀位置的预测,针对该位置开展管体腐蚀检测,该方法在现场得到成功应用。通过现场检测数据来验证和修正预测模型,为解决高含水油气管道内腐蚀提供一种方法。     

CO2腐蚀影响因素研究

CO2对井下、地面设备及管道会产生不同程度的腐蚀作用,造成经济损失和环境污染。详细介绍了影响腐蚀速率的各种因素,包括环境因素、物理因素及材料因素,最后结合实际可知,CO2分压、温度、pH值、腐蚀膜特性、流速、合金情况是主要的腐蚀影响因素。     

用超声波技术检查世界上直径最大原油集输管线腐蚀情况

本世纪90年代以来，使用超声波在线检测工具已成功地检查了贯穿整个阿拉斯加南北的一条原油输运管线的腐蚀情况。该管线长1287km，直径1为219.2mm，这是一条世界上直径最大的原油输送管线，一次完成检测任务的最长距离为1055km。从1989年到1998的十年间共进行了8次检测操作，期间，对最早使用的超声波检测仪进行了多次改进，于1995年新一代超声波检测仪正式问世。为了显示检测结果及全部测量数据，仪器生产公司备有数据观察软件。本文结合管线检测详细介绍了超声波腐蚀检测技术。     

高含水原油集输管道内腐蚀检测监测技术

国内油田开发后期,原油集输管道含水率高,由内腐蚀导致管体腐蚀穿孔问题凸显,对于高含水原油集输管道,分析其内腐蚀影响因素,预测管体易腐蚀位置,采取有效的检测手段及具体监测方法解决。文中对高含水原油集输管道内腐蚀因素进行分析;建立典型管段模型进行FLUENT多相流模拟,得出水滴在弯头出口外侧及两颊处有沉积,为易腐蚀位置的结论。     

油田集输管线的联合阴极保护

外防腐层与阴极保护是油田集输管线最经济有效的防腐蚀措施,但是管线的阴极保护往往与油田地面设施的防雷/静电技术不匹配,管线的阴极保护效果受影响。文中介绍了采用联合阴极保护油田集输管线的极化水平不均的问题。从绝缘接头绝缘性、管线阻性以及站内地面设施接地等方面进行了阴极保护系统调查,指出绝缘接头失效、现有接地系统是导致电流漏失的因素。对集输管线原有阴极保护系统提出了在恒电位仪输出阴极串联具有强制分流的阴极接线箱、绝缘接头保护、接地改造等改进措施。     

川西集输管道外腐蚀防护技术研究

川西气田集输管道投运年限较长,敷设地区大气、土壤腐蚀性较强,造成管道外腐蚀引起的穿孔、泄漏。针对管道外腐蚀问题,通过对川西地区腐蚀环境调研,分析管道外腐蚀特征,并根据气田实际开展了管材、防腐层、阴极保护,修复补强技术及腐蚀检测等腐蚀控制措施研究,形成了川西管道外腐蚀防护体系,有效延长管道平均剩余寿命,保障了气田安全平稳生产。     

TEM技术在大牛地气田管道腐蚀评价中的应用

文中结合大牛地气田埋地管道腐蚀直接评价（ECDA,ICDA）实践,应用管道壁厚瞬变电磁（TEM）检测技术,通过在沿管道按一定间距布置测点进行基础检测,对所发现的管壁厚度异常点处再加密检测,从而确定腐蚀严重部位,较快地掌握气田整体管道质量情况,达到不需开挖、不破坏管道的良好检测效果。     

长输油气管道内腐蚀研究进展

针对长输油气管道的内腐蚀问题,总结了国内外油气管道内腐蚀研究现状、内腐蚀主要机理,并从输送介质、管材成分、输送工艺等方面对管道内腐蚀影响因素进行了分析。同时,结合国内外调研情况,介绍了长输油气管道内腐蚀控制标准和主要的防控技术,并对内腐蚀监测和直接评价技术进行了研究。在此基础上,介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向,为油气管道完整性研究和内腐蚀研究提供参考。     

城市天然气管道的腐蚀风险与检测

通过对城市天然气管道所面临的腐蚀风险的阐述,并结合国内外油气管道事故的危害,对管道腐蚀检测的必要性进行了说明.文中提出了腐蚀内检测作为管道信息采集的一种方式,将为完整性管理提供科学有效的数据,并为管道的维修维护提供依据,为管道的安全有效运行提供保障.从工程应用的角度,结合实际工作经验,对城市燃气腐蚀内检测过程中的难点进行了分析,同时提出了解决方法,对腐蚀检测技术服务具有现实的指导意义.     

蒸汽管道流动加速腐蚀研究

文中介绍了蒸汽管道中流动加速腐蚀的机理、数值模拟方面的研究进展、影响因素等.针对某炼化厂蒸汽管道的实际案例进行分析,提出了对应的缓解措施,建议控制管道中冷凝水的比例,避免出现气液两相流,以降低腐蚀速率.     

天然气管道腐蚀穿孔成因分析

某天然气管道发生腐蚀穿孔泄漏事故,利用理化实验分析、微观分析（SEM）和X射线衍射（XRD）等技术手段,分析了事故管道的拉伸性能、冲击性能及腐蚀产物等,确定了腐蚀穿孔的诱因,并推理得出管道内发生CO2腐蚀的机理。针对这一现象,结合管道的运行工况,从管道清管、气质处理、管道内检测及介质流速等方面给出了几点防腐建议。     

瞬变电磁法在燃气管道腐蚀检测中的应用

燃气管道运营过程中,会受很多因素影响,使其失效,发生泄漏、造成事故,其中最常见的问题就是管体自身的腐蚀老化。文中提出用瞬变电磁法(TEM)检测埋地燃气管道,主要介绍了瞬变电磁法检测在役燃气管道的原理,并结合工程实例对燃气管道进行检测,以验证此方法的可行性。结果表明:利用瞬变电磁法检测埋地燃气管道腐蚀具有有效性和实用性,应进一步研究以提高检测精度与效率,为保障燃气管道安全运营提供新的方法。     

油气管道的腐蚀与防护技术研究

国内大多数油田在开采过程中,油井伴生气通常含有成分不等的CO2、H2S等腐蚀性气体,同时由于油气集输系统也不可能完全密闭,造成大气中的O2等腐蚀性气体进入油气生产系统,因此油气生产系统存在的腐蚀类型多种多样。针对油气管道的腐蚀现状,简要综述了CO2腐蚀、H2S腐蚀、氧腐蚀机理及其影响因素。并在此基础上介绍了阴极保护技术、耐蚀材料防腐技术、工程防腐技术、化学防腐技术等几种国内外常用的防腐措施。     

油田注水管道的腐蚀研究与缓蚀剂评价

油田注水管线所输送介质复杂,腐蚀现象严重,存在安全隐患,一旦因腐蚀泄漏就会造成巨大的经济损失。因此,开展油田注水管道的腐蚀研究及采取措施减缓腐蚀具有重要意义。为此,对某油田注水管道现场采集注入水样及腐蚀产物,通过X-射线衍射及X-射线能谱仪进行分析,分析结果表明腐蚀产物主要是碳酸钙,同时含有一定量的氯化物、碳酸亚铁、硫化物等成分。通过电镜扫描腐蚀产物的微观形貌,发现存在氯离子腐蚀。并通过ICP-OES分析输送介质组分,针对其腐蚀特点及输送介质组分,采用失重法及电化学方法评价了引入季铵盐的咪唑啉缓蚀剂HJD2最佳质量分数及缓蚀机理,实验结果表明该缓蚀剂对该注水管道具有较好的缓蚀作用,在现场注水温度下,最佳质量分数(0.06%)时的缓蚀效率为95.1%,通过注入该缓蚀剂可以有效地减缓该注水管线的腐蚀,延长管线的使用寿命。