集输设备腐蚀研究

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油田常温集输生产中的问题及解决方法探讨

油田常温集输生产中的问题及解决方法探讨【摘要】油田常温集输生产中存在着一系列问题，包括油水混输、管道腐蚀、油品品质保障和设备老化等。

针对这些问题，需要采取相应的解决方法，如加装分离设备、采用防腐蚀措施、严格控制作业流程和定期检修设备等。

未来的研究方向可以包括加强设备智能化、优化生产工艺和提高检测技术等。

油田常温集输生产中问题的解决方向应该是综合运用技术手段和管理措施，确保生产安全和效率。

建议加强对生产环境的监测和管理，加强人员培训和技术更新，以提高整体生产水平和降低生产风险。

【关键词】关键词：油田常温集输生产、油水混输、管道腐蚀、油品品质、设备老化、问题解决方法、研究方向、建议、意义1. 引言1.1 研究背景油田常温集输生产是指在油田生产中，利用集输系统将原油、天然气和水等混合物输送到处理设施或加工厂。

由于常温下液体的流动性较差，油田常温集输生产面临着一系列问题。

油水混输问题是常见的，原油和水在管道内混输会导致管道堵塞和生产受阻。

管道腐蚀问题会降低管道的寿命，增加维护成本和安全风险。

油品品质保障问题和设备老化问题也是需要关注的。

解决这些问题对于提高油田生产效率、降低生产成本和保障安全运行至关重要。

本文旨在探讨油田常温集输生产中存在的问题及解决方法，为油田生产提供技术支持和指导。

1.2 研究目的研究的目的是通过深入分析油田常温集输生产中存在的问题，探讨有效的解决方法，提高生产效率和产品质量，降低生产成本，实现可持续发展。

通过研究油田常温集输生产中的问题及解决方法，为相关领域的研究提供理论支持和实践经验，促进行业的科学发展与创新。

通过研究，希望能够为油田常温集输生产提供一些可行的解决方案，为我国石油产业的发展做出贡献。

1.3 意义油田常温集输生产是石油行业的重要环节，其正常运行不仅关乎石油产量和质量，还直接影响到国家能源安全和经济发展。

关于油田常温集输生产中存在的问题及解决方法的研究具有重要的意义。

氢腐蚀

combination of batch and continous inhibitors. Key words: Elemental Sulfur; corrosion; pitting corrosion; galvanic corrosion; inhibitor
0 引言：
元素硫沉积在高酸性气田普遍存在，危害巨大，是高酸性气藏开发中存在的棘手问题之一。元素硫在地层、采气管和地面设施中沉积不仅可能造成硫堵塞或关井停产，还可能带来灾难性的设备腐蚀问题。随着高含硫气藏的开发，目前国内外对元素硫腐蚀问题的研究逐渐引起重视。元素硫的腐蚀性在 1953 年被初次发现， Farrer 和 Wormwell[1]将硫的悬浊液作为钢和铁的浸蚀剂，发现 30℃时含 20%悬浮硫的溶液与含 3%盐酸溶液具有相同的腐蚀性，并且金属的腐蚀速率随悬浮的硫含量增加而增加。直到 1978 年，MacDonald 等[2]进一步对湿硫条件下碳钢的腐蚀行为开展了系统研究，发现灾难性的元素硫腐蚀需要一定的孕育期，其腐蚀行为受元素硫的粒径和溶液的初始 pH 值的影响。加注缓蚀剂作为一种高效、经济的腐蚀控制方法被石油、天然气工业广泛采用。 Bruckhoff 等[3]对缓蚀剂控制硫腐蚀进行了研究，发现在元素硫存在环境，被研究的常用成膜型缓蚀剂的缓蚀效率都不佳或需要在很高的浓度下才发挥缓蚀效果，一些石油、天然气工业常用的商业吸附型缓蚀剂对于控制元素硫腐蚀无效(如咪唑啉基)或者不能过量使用。根据中国石油化工集团公司企业标准Q/SH 0247-2009(川东北高含硫化氢气田集输管道腐蚀监测与控制设计技术要求)的规定，缓蚀剂在生产现场使用以前应根据材料的材质并模拟工况条件进行缓蚀剂性能评价。当有元素硫存在时，缓蚀剂的评价应该包括元素硫的影响。根据分析，某气田集输管道存在元素硫沉积的可能性。本文以某气田集输管道为研究背景，研究 L360 抗硫钢在含元素硫的环境的腐蚀行为，评价缓蚀剂性能，为其它类似天然气集输管道的元素硫腐蚀与缓蚀剂控制提供参考。

有关硫化氢油气田腐蚀及缓蚀剂防护的综述

有关硫化氢油气田腐蚀及缓蚀剂防护的综述摘要：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。

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,采用缓蚀剂是油田设备防腐的最有效手段之一。

本文概述了油田腐蚀的影响因素、缓蚀剂的类型、缓蚀机理及其缓蚀剂性能影响因素，着重介绍了近几年新型油田缓蚀剂的研究开发，最后提出了油田缓蚀剂的研究发展方向。

关键词:H2S; 内腐蚀; 影响因素; 腐蚀机理；缓蚀剂1 H2S腐蚀产物宏观及微观形貌对管件试样进行轴向剖切，观察内壁面腐蚀产物宏观形貌，如图1所示。

观察发现:试样内壁呈不均匀腐蚀，腐蚀坑呈片状和点状分布，片状腐蚀坑大而浅，点状腐蚀坑小而深。

外层腐蚀产物多呈黑色，极易脱落，而腐蚀坑内产物多呈黄色，覆盖腐蚀坑内表面。

对管件试样腐蚀内壁面取样，观察其内壁面腐蚀产物微观形貌。

2 H2S腐蚀的影响因素H2S腐蚀的影响因素包括环境因素和材料因素。

其中环境因素主要包括H2S分压、CO2分压、介质温度、pH值、矿化度、流速及流动状态等;材料因素包括管材种类，合金元素Cr、Ni、Si、Mo、Cu等的含量，材料覆盖层等。

3 油田缓蚀剂类型根据缓蚀剂中主要缓蚀成分，目前，油田常用的缓蚀剂主要有膦酸盐、锌盐、唑类和炔醇类等，使用最多的是膦酸盐和唑类。

3.1 膦酸盐油气井的水中存在大量的Ca、Mg和Fe等金属离子，并常以碳酸盐、硫酸盐等形式析出，使得管道和设备结垢和腐蚀，严重影响设备的正常使用。

膦酸盐缓蚀剂的种类很较多，但有许多相似之处：一般认为膦酸盐与碳钢作用形成以沉积膜为主的混合膜，在成膜过程中需要一定浓度的二价金属离子参与，常常与阻垢分散剂配合使用，不但具有优良的缓蚀效果，而且具有良好的阻垢效果，且与聚羧酸类阻垢分散剂有良好的协同作用。

3.2 唑类唑类缓蚀剂是通过氮原子吸附成膜，主要分为油溶型和水溶型两类。

油田管线防腐保温现状及问题探究

油田管线防腐保温现状及问题探究发布时间：2021-12-23T06:38:49.184Z 来源：《科学与技术》2021年第27期作者：周钰[导读] 油气管道常年埋设于土壤当中，受到地下土壤潮湿环境以及部分化学物质因素的影响，周钰国家管网集团东部原油储运有限公司宁波输油处浙江宁波 315200摘要：油气管道常年埋设于土壤当中，受到地下土壤潮湿环境以及部分化学物质因素的影响，促使油气集输管外壁存在腐蚀现象。

经过长期的腐蚀作用，油气管道会越来越薄，容易在油气运输过程中发生泄露危险。

严重时，甚至会引发爆炸事故。

为规避这一现象问题，我国油气行业针对油气管道的防腐蚀问题进行了大量实践与研究。

并主动从油气管道内外防腐两个方面对当前存在的腐蚀问题进行针对性预防与解决，以期可以从根本上确保我国油气管线工程运行安全。

关键词：油田管线；防腐保温；现状；问题；引言在我国经济快速发展的背景下，对油气的需求量也不断增加，油气管道线路的建设不断加快。

如此之多的油气管线，亟需防腐技术，以提高管线寿命，降低管线油气泄露所引起的环境和安全问题。

油气管线腐蚀不仅造成巨大的经济损失，也给管线安全带来隐患。

油气管线表面的腐蚀坑常会造成管线结构构件的应力集中，应力集中加速腐蚀过程，这种相互反馈的连锁反应是应力腐蚀的一种形式，从而引起油气管线冷脆性能下降，在无明显的变形征兆情况下突然发生脆性断裂，尤其在冲击荷载的作用下危险性更大。

1油田集输管线的腐蚀原因分析1.1油田集输管线防腐层老化、损坏油气管道在长时间的使用后，表面会出现一些裂纹，这些裂缝出现的位置就是防腐层，防腐层长时间受到周边因素的影响，会出现破损老化等现象，情况严重的话就会出现脱落。

一旦集输管线的防腐层脱落，金属表面就会直接暴露在空气中，空气中会存在一定的水蒸气与金属表面发生化学反应，管道就会出现腐蚀现象。

目前集输管道经常使用的防腐层为沥青，沥青因为其本身没有粘结特点，因此一旦脱落就无法再对金属管道实施有效的保护。

煤层气开采与集输工艺研究

煤层气开采与集输工艺研究煤层气，又称为煤层甲烷，是一种非常规天然气，其主要成分为甲烷。

煤层气的开发利用对于能源安全、环境保护以及气候变化等方面具有重要意义。

然而，煤层气开采与集输工艺的研究仍面临许多挑战，如低渗透性、水气共存、地层复杂等多方面问题。

本文将探讨煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题，并提出可能的改进途径。

近年来，国内外学者针对煤层气开采与集输工艺进行了广泛研究。

在开采方面，主要有水力压裂、注气增产等工艺技术。

其中，水力压裂通过将高压水流注入煤层，使煤层产生裂缝，从而提高煤层气的产量。

在集输方面，主要有管道输送、压缩天然气（CNG）输送等技术。

管道输送具有高效、节能、安全等优点，但建设成本较高；CNG输送则适用于远距离运输，但压缩效率较低。

然而，煤层气开采与集输工艺在实际应用中仍存在诸多问题。

水力压裂虽然可提高产量，但易导致煤层过度压裂，影响煤层稳定性。

管道输送过程中易出现泄漏、堵塞等问题，需要加强维护管理。

CNG输送的压缩效率较低，导致运输成本较高。

本文采用文献综述和实验研究相结合的方法，对煤层气开采与集输工艺进行研究。

收集国内外相关文献资料，系统梳理煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题。

然后，设计并进行集输工艺实验，通过模拟不同工况条件下的集输过程，对管道堵塞、泄漏等问题进行检测和评估。

实验过程中采用先进的测量仪器，确保数据的准确性和可靠性。

运用统计分析方法对实验数据进行处理和分析。

实验结果表明，在煤层气开采过程中，水力压裂可显著提高煤层气的产量，但同时可能导致煤层稳定性的降低。

集输过程中管道易发生堵塞和泄漏，严重影响集输效率。

针对这些问题，本文提出以下改进途径：优化水力压裂技术，控制压裂液的成分和注入量，以减少对煤层的损害，提高煤层稳定性。

加强管道维护管理，定期进行巡检和检测，发现泄漏、堵塞等问题及时处理。

结合CNG输送技术，提高压缩效率，降低运输成本，适用于远距离运输。

浅谈油田管道腐蚀及防腐应对措施

浅谈油田管道腐蚀及防腐应对措施随着石油工业的迅速发展，埋设在地下的油、气、水管道等日益增多。

地埋管道会因为土壤腐蚀形成管线设备穿孔，从而造成油、气、水的跑、冒、滴、露。

这不仅造成直接经济损失，而且可能引起爆炸、起火、环境污染等，产生巨大的经济损失。

本文对管道腐蚀危害做了简要说明，并结合日常生产中管道腐蚀的情况，对其腐蚀机理做了进一步的阐述。

结合腐蚀机理提出防腐应对措施，并进一步介绍了新型防腐技术，为今后油田管道设备防腐工作提供了一定的工作方向。

标签：腐蚀;腐蚀危害;腐蚀机理;防腐措施一、石油管道腐蚀的危害我们把石油生产过程中原油采出液、伴生气等介质在集输过程中对油井油套管、油站内、回注管网等金属管线、设备、容器等形成的内腐蚀以及由于环境，例如土壤、空气、水分等造成的外腐蚀统称为油气集输系统腐蚀。

油气集输系统腐蚀中的内腐蚀一般占据腐蚀伤害的主要地位。

针对腐蚀研究，在整个生产系统中，不同的位置及生产环节其所发生的的腐蚀也有所不同，并且腐蚀特征及腐蚀影响因素也有所不同。

因此防腐工作是油田生产中的重要措施。

据不完全统计截止目前，我国输油管道在近20年的时间里，共发生大小事故628起，其中包括线上辅助设备故障190 起，其它自然灾害70 起，有368 起属管体本身的事故。

根据近年的调查发现：影响管线寿命和安全性的因素中，腐蚀占36.4%，机械和焊缝损伤占14.4%，操作失误占35.0%，第三方破坏占14.2%.因此，腐蝕是事故的主要原因。

[1]二、管道腐蚀的机理理论（1）土壤腐蚀土壤腐蚀是电化学腐蚀的一种，土壤的组成比较复杂，其多为复杂混合物组成。

并且土壤颗粒中充满了空气、水及各类盐从而使土壤具有电解质的特征，根据土壤腐蚀机理，我们将土壤腐蚀电池大致分为两类：第一种为微电池腐蚀，也就是我们常说的均匀腐蚀。

均匀腐蚀是因为微阳极与微阴极十分接近，这样的距离在腐蚀过程中不依赖土壤的电阻率，只是由微阳极与微阴极决定电极过程。

钻井采油及集输系统的腐蚀与防护

1.控制钻井液的腐蚀性 ①控制pH值。通常将钻井液泥浆pH值提高到10以上。
②正确选择缓蚀剂。
③添加除氧剂。国内外广泛使用的除氧剂为亚硫酸盐。
④选择性添加除硫剂。
除硫剂的作用原理：通过化学反应将钻井液中的可溶性硫化物等转化成一种稳定的，不与钢材起反应的惰性物质，从而降低钻具的腐蚀。常用的除硫剂是海绵铁和微孔碱式碳酸锌。 ⑤控制含砂量。
②附着铁锈下的氧浓差电池腐蚀。
③氧作为耗氧细菌的原料，使细菌大量繁殖产生腐蚀。 ④氧与其他腐蚀因素产生协同效应，加速钢材腐蚀。
第一节钻井工程的腐蚀与防护
氧的腐蚀性受氧浓度、温度、pH值等因素的制约。
单一的氧腐蚀是均匀腐蚀，大气中的钻井设
备腐蚀就是氧腐蚀的典型代表。
氧在水中的溶解度随溶液温度的升高和矿化
第一节钻井工程的腐蚀与防护
2.氧气
钻井过程中，由于钻井液循环系统是非密闭的，大气
中的氧通过振动筛、泥浆罐、泥浆泵等设备在钻井液循环
过程中混入钻井液，成为游离氧，部分氧溶解在钻井液中，直到饱和状态。水中的氧达到饱和时可含8-12mg/L，而氧在相当低的含量下（少于1mg/L）就能引起严重腐蚀。钻井液中的溶解氧是钻杆腐蚀的主要原因之一。
挂片类型
第一节钻井工程的腐蚀与防护
不同类型的盐水对钢的腐蚀速率不同，在36%NaCl盐水中
的腐蚀速率大于在15%NaCl+10%Na2SO4盐水中的腐蚀速率，
说明Cl-引起钢片的电化学腐蚀比SO42-严重。
不同温度下，钢片的腐蚀速率也不同，静态20℃下，各种盐水介质的腐蚀速率均小于0.1g/(m2· h)，而高温下钢片在盐水介质中腐蚀速率明显增加，是常温下腐蚀速率的几十倍甚至

油田生产过程中的防腐处理措施

油田生产过程中的防腐处理措施油田生产使用的设备设施及管线大部分为金属材料制成，容易造成腐蚀，而降低其使用寿命，增加设备的维修保养成本，导致油田生产成本的增加，而影响到油田生产的效益。

因此，有必要采取有效的防腐措施，防止腐蚀现象的发生，能够相应地降低油田生产成本，达到油田生产的技术要求。

一、油田生产过程中腐蚀问题分析油田生产设备和管线大部分为金属材料，很容易被石油和天然气等危险化学品腐蚀，尤其是硫化氢及二氧化碳等物质对金属造成的腐蚀，导致管线和设备的泄漏，引发安全事故，给油田生产带来严重的灾害。

油田生产过程中的腐蚀类型比较多，化学腐蚀、电化学腐蚀、土壤腐蚀等多种类型。

化学腐蚀是金属与非电解质容易发生化学反应，形成腐蚀产物，而使金属管道或者设备遭受破坏的腐蚀。

而电化学腐蚀，是金属与电解质离子发生电化学反应，形成原电池，而使金属管线和设备发生的腐蚀现象。

而土壤腐蚀，是由于油气生产现场的埋地管线，在土壤内遭受的腐蚀现象，长时间的腐蚀，会引起管线的穿孔或者泄漏，影响到油田生产顺利进行。

油田生产的产物中含有的硫化氢，即使一种强氧化剂又是一种强的还原剂，对金属管线和设备的腐蚀性极强，如果不加以控制和处理，金属管线和设备很容易被腐蚀而出现沙眼，很快地发生泄漏，一旦尤其产生泄漏的情况，就会引发火灾、爆炸、中毒等事故，给油田生产带来巨大的威胁。

因此，合理控制硫化氢的含量，通过各种分离处理技术措施，减少硫化氢对金属管线和设备的腐蚀，尽可能降低对金属管线和设备的影响，而提高油田生产的经济效益。

油田生产过程中之所以能够产生腐蚀，是由于对金属管线和设备的管理达不到设计标准，在油气田生产工程建设过程中，没有实施必要的防腐措施，而导致管线和设备的腐蚀失效，严重的情况会发生安全事故，给油气田生产带来巨大的经济损失。

二、油田生产过程中的防腐处理措施对油田生产设备和设施进行防腐处理是非常重要的，尤其针对油气集输管线和设备的防腐处理，提高其使用寿命，才能更好地为油田生产服务，否则会影响到油田生产的顺利进行，影响到油田生产的经济效益。

浅谈石油集输管道防腐机械设备的现状及发展趋势

科学理论
科学与财富
刘登宝
（中国石油青海油田建筑安装公司青海格尔木８１６０００）
浅谈石油集输管道防腐机械设备的现状及发展趋势
摘要：在油田开采中，由于管线腐蚀而造成管线渗漏、穿孔、破裂等事故的发生，不仅造成重大的经济损失，也造成了严重的环境污染，因此，管线防腐涂层的合理选择和使用，对石油集输管线的安全运行及使用寿命，具有十分重要的意义。本文介绍了石油集输管道防腐机械设备的现状，探讨了石油集输管道防腐机械设备的发展趋势。关键词：石油集输管道；防腐涂层：现状；发展趋势
磨强度高，甚至更恶劣的环境。复合管能在一定程度上防止集输管线的腐蚀，但其与镀层一样，相对价格较高，而且对于特殊的地段需要特殊的材料，工艺较为复杂，成本较高。
、
用相对广泛的几种油气集输管道内防腐措施主要包括缓蚀剂防腐、涂料防
主要发展方向。一
参考文献
物，如链状有机胺及其衍生物、咪唑啉及其盐、季铵盐类、松香衍生物、磺酸盐、亚胺乙酸衍生物及炔醇类等。为确保缓蚀剂的效果，筛选的缓蚀剂除与地层水和油有良好的相容性外，还应与现场使用的水合物抑制剂、除硫剂、破乳剂等有良好的配伍性。
涂料防腐的原理是在管道内壁和腐蚀介质之间提供一个隔离层，从而
起到减缓腐蚀的作用。涂层钢管广泛应用于油气田集输管线。内涂层防腐技术可有效防止内腐蚀，节约大量的管材和维修费用，显著提高油气田的输送效率，减少清管次数。目前，应用较多的涂料品种有环氧酚醛、聚氨酯、环氧树脂、改性环氧、富锌、玻璃鳞片、聚苯胺等系列防腐涂料。国外石油天然气管道内壁防腐涂料多采用多元树脂改性重防腐蚀涂料，而环氧酚醛类涂料

油田地面集输系统腐蚀原因防腐技术论文

浅谈油田地面集输系统腐蚀原因与防腐技术摘要：随着孤岛油田开发程度的深入，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、硫酸盐还原菌、油层出砂等都加剧了管道的内腐蚀；同时由于孤岛油田地处滨海地区，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，地面工程系统金属管道和设备的内外腐蚀非常严重。

关键词：油田腐蚀污水水质外防腐内防腐分类号：te980.5前言目前孤岛油田生产已进入高含水期，地面集输系统基本上是一个高含油污水系统。

采出水总矿化度高，一般在5000～70000mg/l，易产生水垢的离子多，还有溶解氧、二氧化碳、硫化物等腐蚀性介质和大量的srb、tgb细菌以及泥砂，致使高含水集油管、污水处理及回注系统管道腐蚀、结垢、磨蚀非常严重，管道平均腐蚀速度为1～1.7mm/a。

某含油污水处理站投产6个月就开始腐蚀穿孔，平均腐蚀速率为0.76mm/a，点蚀率达到14mm/a。

1 油田集输系统腐蚀原因分析1.1外腐蚀油田大部分位于渤海湾海滨平原，土壤含盐以氯化物为主。

氯离子含量最高可达5225.5mg/l，土壤电阻率都在20ω.m，地下水位一般为1～3米。

按土壤腐蚀性标准判断，油田属极强腐蚀区。

钢质设施的外腐蚀主要受海洋腐蚀环境的影响。

海洋腐蚀环境一般分为海洋大气、浪溅、潮差、全浸和海泥区，腐蚀因素复杂多变，钢结构在不同区带腐蚀特点不同。

1.2内腐蚀油田在用管网主要采用钢质管材，当与电解质溶液接触时，由于不同材料相间电位差不同，它们和可以导电的电解质一起构成了成千上万的腐蚀微电池。

除了金属材料本身的杂质以外，不同金属相互接触，新旧管子连接，焊点焊缝都会造成材料性质的不均匀性，从而导致腐蚀。

除去管材本身的因素外，影响内腐蚀的主要原因有以下几种。

1.2.1化学因素（1）矿化度。

油田常温集输生产中的问题及解决方法探讨

油田常温集输生产中的问题及解决方法探讨
油田常温集输生产是指在油田开采过程中，将原油从油井井口输送到集输站进行加工和储存的过程。

在这一过程中，常常会出现各种问题，影响油田生产的正常进行。

本文将针对油田常温集输生产中可能出现的问题进行探讨，并提出解决方法。

一、油田常温集输生产中可能出现的问题
1、管道腐蚀
由于原油中含有各种化学成分，长期在管道内运输易导致管道的腐蚀。

腐蚀后的管道容易造成泄漏，严重影响生产安全。

2、油品混合
在油田常温集输过程中，不同井口产出的原油可能会混合在一起，导致原油质量和成分的不均匀。

3、设备故障
集输站中的设备，如泵、阀门等，长期运行后容易出现故障，影响正常生产。

4、环境保护
部分油田地区环境保护意识薄弱，导致生产过程中对环境的破坏较为严重。

1、管道腐蚀
对管道进行定期检测和维护，及时清除管道内的污垢，并且通过阴极保护等手段降低管道腐蚀的速度。

2、油品混合
通过安装分离设备，在集输站对不同来源的原油进行分开处理，确保原油品质的一致性。

3、设备故障
定期对设备进行检修和维护，提高设备运行的稳定性和可靠性。

4、环境保护
加强环保意识，建立环保保护设施，对生产过程中可能出现的环境污染进行有效的预防和控制。

三、结语
油田常温集输生产中的问题是多方面的，需要从工艺流程、设备维护、环境保护等多个方面进行综合考虑和解决。

只有全面系统地管理和应对这些问题，才能确保生产运行的稳定和高效。

在未来的油田集输生产中，随着技术的不断进步和管理水平的提高，相信这些问题会得到更好的解决。

浅述油气集输管线结垢机理及除垢措施

浅述油气集输管线结垢机理及除垢措施摘要：集输管道结垢物一般都是具有反常溶解度的难溶盐类物质，在水中浓度达到饱和状态时，集输管道内壁的杂质就会结晶析出变成垢物。

集输管道结垢的物质种类很多，管道结垢过程复杂，首要因素就是溶解度处于过饱和状态。

过饱和浓度除了与溶解度有关外，还受热力学、结晶动力学、流体力学等因素的影响。

对于腐蚀垢而言，结垢则受输送介质、材料以及周围环境的共同影响。

本文中笔者根据油气集输管线结垢机理，从防垢溶垢剂除垢法、超声波防垢除垢法、机械除垢法对其除垢效果和机理进行研究，提出对应的集输管道除垢技术措施。

关键词：集输管线；结垢机理；除垢措施一、管道结垢机理集输管道结垢物一般都是具有反常溶解度的难溶盐类物质，在水中浓度达到饱和状态时，集输管道内壁的杂质就会结晶析出变成垢物。

集输管道结垢的物质种类很多，最常见的是碳酸钙、碳酸镁，容易除去。

而硫酸盐垢，如BaSO4、SrSO4、CaSO4等结垢物就难以清除，危害比较大。

此外还有FeCO3、FeS、Fe（OH）2等铁垢。

根据垢成分分析集输管道主要为硅垢、铁垢、碳酸盐垢物等，现对其机理进行分析。

1、硅垢硅垢的产生是一个非常复杂的物理化学变化过程，与油井所在地质条件和岩石层物质组成有关，随着油井地下水pH值的升高，油井岩层中的二氧化铝、二氧化硅、铝化合物被大量溶解形成离子物质，此时与存在的Ca2+、Mg2+、Ba2+等金属离子进行反应和结合，从而析出固体物质变成垢。

2、铁垢油井结垢物质中铁成分较多，铁垢的形成有多种机理，大部分都由油井管道、铁材料设备腐蚀形成，主要形成机理包含以下3个方面：①硫酸盐还原菌的腐蚀形成铁垢物，硫酸盐还原菌的条件下造成管壁腐蚀，金属发生阴极去极化反应；②二氧化碳腐蚀与铁发生反应产生铁垢，二氧化碳溶于水形成碳酸发生电离形成腐蚀；③硫化氢的腐蚀，硫化氢溶于水就可以直接导致管道设备的腐蚀。

3、碳酸盐垢以碳酸钙为例，碳酸钙在水中发生反应：Ca（HCO3）2→CaCO3↓+CO2+H2O，温度升高上述反应发生，从而产生碳酸钙垢。

炼油厂设备的腐蚀分析及维修处理方法

随着我国对能源需求量的增加，原油的进口量增加，同时我国原油的开采量也在增加。

首先，进口的原油质量参差不齐，某些原油中的含硫量、含盐量以及含酸量都较高，在炼制中容易对设备产生腐蚀。

1 炼油厂设备防腐重要性在石油生产过程中，炼化是其核心环节，炼化的质量将直接决定油品的质量，间接决定炼油厂的经济效益，而炼油厂的设备是确保炼化质量的前提。

目前来说，我国炼化厂的设备腐蚀情况严重，造成这种状况的原因有两点：一是我国炼油厂的设备使用时间较长，大多数设备在投入使用时技术并不先进，在投产前期，只注重产量和企业的经济效益，而忽略了设备是否具有抗腐蚀性能；二是目前我国炼油厂处理的原油中腐蚀性成分不断增加，使得设备腐蚀加速。

设备被腐蚀后，炼化的效率就会降低，直接影响产量，进一步影响企业的效益，而且容易产生安全事故，因此对炼油厂的设备做好防腐和维修工作，不但能确保设备在最佳状态下运转，而且能保障炼油厂工作人员的安全。

因此对炼油厂设备进行深入研究十分必要。

2 炼油厂设备腐蚀原理目前来说，造成炼油厂设备腐蚀的原因主要有以下四点：2.1 硫化物腐蚀.在对原油进行炼化过程中，由于原油中含有大量的硫化物，在油气集输过程中并没有对硫化物去除完全，使得硫化物在设备中产生了化学反应，对炼化设备产生了一定的腐蚀。

由于硫化物而产生的腐蚀是设备损坏的主要原因[2]。

2.2 氢化物腐蚀在石油炼化过程中，可能需要对原料进行加氢或者排除一定量的氢，这部分氢在设备中会产生氢脆的现象，使得金属的韧性降低，从而使设备产生损坏。

从另一方面来说，氢化物也会对金属产生一定的腐蚀。

2.3 氯化物腐蚀一般来说，原油中一定含有各种各样的盐类，而氯化物是盐类的主要成分，氯化物在一定的条件下会在水中产生氯化氢，虽然氯化物一般不会直接腐蚀设备。

2.4 酸腐蚀原油中含有大量的酸性成分，其中环烷酸是酸性成分的代表，环烷酸和盐类一样，不会直接腐蚀设备，但是在一定的条件下会转化为强腐蚀性的酸类，从而对设备产生腐蚀。

安塞油田Z集输站采出水处理系统腐蚀问题探讨

安塞油田Z集输站采出水处理系统腐蚀问题探讨摘要： z集中处理站采出水属氯化钙型高矿化度水，水中含有大量硫化氢及硫酸盐还原菌（srb）和腐生菌（tgb），并且具有ph 值偏高、含油量高及悬浮物含量高等特点，这种特性的水极易造成设备和管线的腐蚀。

本文根据z站采出水的特点，对该系统的腐蚀因素进行了定性的分析，确定了硫化氢、细菌以及水中悬浮物和含油量等对腐蚀的主导影响和作用，针对不同因素提出了抑制采出水系统腐蚀的可行措施。

关键词：油田采出水腐蚀因素防腐管材【中图分类号】te357.61前言目前安塞油田主要采用注水开发方式进行采油，考虑到环保及节约能源，油田采出水经过集中处理站处理后就近进行回注。

但随着采出水处理系统的运行，处理设施的腐蚀问题也日益严重，除油罐、过滤器、提升泵、供水管线等均有不同程度的腐蚀现象发生，个别站点因为腐蚀严重已多次发生管线刺漏，设备停运等情况。

因此，研究分析腐蚀原因，制定腐蚀应对措施对于安全生产、节约成本及环境保护都有重大的意义。

一、现状二、采出水腐蚀因素分析油田污水管道的腐蚀也符合金属腐蚀的一般规律，针对z站采出水系统腐蚀严重问题，下面将影响采出水系统腐蚀的因素一一列出并结合化验数据进行分析排查，找到腐蚀严重的主要影响因素。

1、ph值。

ph值代表的是溶液中的氢离子浓度，在进行酸碱腐蚀的时候有比较大的影响，而一般情况下ph值影响的是腐蚀电极的电极电势。

ph值是6到9比较接近中性，溶液酸碱腐蚀较小（但不代表没有腐蚀性），当ph值在10～13的碱性范围内时，随碳钢表面的ph值升高，fe2o3覆盖膜逐渐转化为具有钝化性能的r—fe2o3保护膜，腐蚀速率会有所下降，但随着ph值继续升高，碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的铁酸钠（nafeo2），形成游离的离子造成电化学效应，加剧腐蚀的发生[1]。

通过化验数据可以看出，该站ph值虽然偏高，但未达到使表面钝化膜溶解的程度，因此ph值偏高不是腐蚀主要因素。

油气田开采中管道微生物腐蚀防护技术研究现状与趋势

油气田开采中管道微生物腐蚀防护技术研究现状与趋势摘要：当今，我国经济在加快发展，腐蚀是油气田管道设施运行中的关键共性科技问题。

在油气田环境中，微生物腐蚀是油气田主要的腐蚀类型之一，也是油气田开采过程中的腐蚀控制难题。

综述了目前油气田微生物腐蚀的研究认识现状、研究进展和当前的主要防腐蚀方法和控制技术，分别介绍了腐蚀微生物群落、微生物腐蚀机理、腐蚀微生物检测和管道微生物腐蚀控制措施等，并针对油气田微生物腐蚀研究和防护控制提出了相关建议。

关键词：油气田开采；管道微生物；腐蚀防护技术；现状；趋势引言为了研究硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）对天然气集输管道腐蚀行为的影响，通过浸泡试验，研究了常压和高压条件下不同ＳＲＢ含量时５种钢材的腐蚀速率及其耐ＳＲＢ腐蚀性能。

依据试验结果建立了微生物腐蚀速率预测模型，并利用ＰＩＰＳＩＭ软件模拟管道温度和压力变化对模型进行了修正。

结果表明：在常压和高压环境中，钢材的腐蚀速率均随着ＳＲＢ含量的增加而增大，其中Ｎ８０钢的耐ＳＲＢ腐蚀能力最强；根据预测模型计算的腐蚀速率与实际腐蚀速率存在０．０６～０．０７ｍｍ／ａ的误差，修正后的模型能够更好地预测管道微生物腐蚀速率。

1微生物ＭＰＮ法油田微生物检测最常用、最简单的方法是最大可能数法（ＭＰＮ），这也是目前国内外油田系统中最常用的国标方法。

ＭＰＮ法是一种在不直接计数的情况下估计液体中生物密度的方法。

但由于常规ＭＰＮ法操作较为繁琐、耗时，细菌瓶法被进一步用于油田微生物的检测。

二者原理相似，即将欲测样品逐级注入测试瓶中稀释后进行培养，直到最后一个测试瓶无菌生长为止，根据稀释的倍数计算出水样中细菌的数目。

近年来基于微生物培养法也进行了多种改进，设计出了多种取样专利、培养方法。

此外，培养－镜检法也被广泛用于油田微生物检测，根据细菌特性，选择不同染色剂对细菌染色后计数观察。

该方法大大减少了检测时间，ＳＲＢ检测时间减少到２天，ＴＧＢ和ＩＢ减少到１天。

对大港油田３２个注水样进行了培养－镜检法，与细菌瓶法结果对比表明，两个方法测定结果相同。

天然气集输系统腐蚀原因及防护措施

天然气集输系统腐蚀原因及防护措施CATALOGUE目录•天然气集输系统概述•天然气集输系统腐蚀原因分析•天然气集输系统腐蚀防护措施•天然气集输系统腐蚀防护技术的发展趋势CATALOGUE天然气集输系统概述定义功能天然气集输系统的定义与功能输气管线将压缩后的天然气长距离输送至消费地或加工厂。

压缩站对处理后的天然气进行压缩，以增加输送能力。

处理设施对天然气进行脱水、脱硫等处理，以满足输送和加工要求。

井口设备包括采气树、井口阀门等，用于控制和管理单井的天然气流集气站多口井的天然气在此汇聚，进行初步的处理和计量。

天然气集输系统的关键组成部分天然气集输系统的工作流程CATALOGUE天然气集输系统腐蚀原因分析材质选择不当集输系统中的材料选择是影响腐蚀的重要因素。

如果选用的材料耐腐蚀性差，容易与天然气中的化学物质发生反应，导致腐蚀现象。

因此，在选择材料时，应考虑其抗腐蚀性能，选择具有良好耐腐蚀性能的材料，如不锈钢和合金钢等。

温度和压力变化天然气集输系统中温度和压力的变化也可能导致腐蚀。

当温度和压力升高时，材料的腐蚀速率通常会加快。

因此，在设计和操作过程中，应合理控制温度和压力，以减少腐蚀的可能性。

触时可能发生化学反应，导致材料腐蚀。

特别是硫化氢的存在，它能够与金属反应生成金属硫化物，加速金属的腐蚀过程。

对材料产生腐蚀作用。

特别是当土壤中含有腐蚀性物质时，如酸雨渗漏、盐碱地等，会加速集输系统的腐蚀。

温度和压力、降低天然气中的有害成分含量以及加强土壤和地下水环境的监测等。

这些措施的实施可以有效提高集输系统的耐腐蚀性能，确保天然气的安全运输和供应。

CATALOGUE天然气集输系统腐蚀防护措施耐蚀材质选择表面处理材质选择与表面处理通过阴极保护技术，如外加电流阴极保护和牺牲阳极阴极保护，使金属表面保持负电位，从而减缓腐蚀过程。

防腐涂层与阴极保护阴极保护防腐涂层运行监控与维护管理运行参数监控腐蚀检查与监测预防性维护应急处理CATALOGUE天然气集输系统腐蚀防护技术的发展趋势高性能合金陶瓷复合材料新型耐腐蚀材料的研究与应用传感器技术研发用于实时监测天然气集输系统腐蚀情况的传感器，实现对腐蚀过程的精确监测和预警。

胜利油田地面工程集输系统腐蚀控制技术及应用

质的不均匀性，从而导致腐蚀。除去管材本身的因属表面的保护膜被冲刷，留下极易受腐蚀裸露的金
素外，影响内腐蚀的主要原因有以下几种。属表面；在流速不同的两个相邻区域，也会造成金
２２１化学因素．．
（）矿化度。水的矿化度高则水的导电性强，１油田采出水的矿化度一般都比较高，例如首站污水要原因。
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经验交流ＥｐｒｎｅｘｈｎｅｘｅｉｃｃａｇｅＥ
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２１外腐蚀．
大。硫化氢的特点是即使在没有氧存在的条件下，
油田大部分位于渤海湾海滨平原土壤含盐以也会与铁反应生成硫化亚铁沉淀；，硫化氢腐蚀产生
（）铁细菌。铁细菌通过催化亚铁氧化成三价２铁的反应来获取能量，在其周围通常存在氢氧化铁
／ｇＮ的保护层，而该保护层下面又给硫酸盐还原菌提供
了生长的温床，从而造成腐蚀。或者由于保护层下
＇ｔＮＮＮＮＮ。油田采出水的ｐＪｔ，ｌ＇Ｈ通常大于氧浓度的差异造成浓差腐蚀。此外铁细菌往往造成
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油气集输系统腐蚀与防护的认识-中石化

普光、元坝等酸性气田投入开发，对腐蚀与防护工作带来更大的挑战。
提纲一、基本情况二、主要工作三、认识与体会
（一）主要工作
中石化油田企业高度重视腐蚀防护工作，开展了大量卓有成效的工作，取得了明显效果，防腐水平不断提高。主要有以下几个方面：
1. 形成高含硫气田腐蚀防护技术 2. 形成滩海油田特色防腐技术 3. 发展高含水阶段腐蚀综合防治技术 4. 推广新材料、新工艺 5. 集成应用多种腐蚀监/检测技术 6. 开展隐患治理工作 7. 开展智能化管线建设 8. 建立完善防腐管理体系
引进集成多种腐蚀监测方法，实现气液相电化学腐蚀、局部腐蚀的全面监测；优化监测方法的分布及数量，形成高含硫气田湿气集输站场腐蚀监测网络。
优选集成智能检测、磁粉探伤、超声波C扫描与相控阵、PCM管道防腐层检测等技术，开展管道内外壁阶段性检测，实现腐蚀状况全面掌握。
智能检测现场应用
1. 形成高含硫气田腐蚀防护技术
导波定位腐蚀部位
C扫描壁厚详判
检测与实际断管验证一致
6. 开展隐患治理工作
“11.22”事故发生后，中石化投入两百多亿分三年开展安全隐患治理，制定了科学的治理方案，认真有效地开展隐患治理工作。
以东辛输油管道隐患治理工程为例：
原东辛输油管道投产于1988年，存在多处占压、交叉等安全隐患。集团公司高度重视，胜利油田科学优化方案，狠抓施工质量，2015年4月一次投产成功，消除了安全隐患，提升了管理水平，管道监控系统可检测到小于每小时两方之内的小流量泄漏，避免大面积环境污染。
2.5%，每年至少更换1200多公里管线。
（二）面临形势和挑战
2. 防腐技术有待进一步完善
对腐蚀及整体防护的系统研究不够，腐蚀控制技术针对性不足，缺少对腐蚀环境复杂、腐蚀程度严重等关键节点的防腐技术研究。

油气储运工艺设备腐蚀防护

油气储运工艺设备腐蚀防护发布时间：2022-07-20T08:02:56.764Z 来源：《科学与技术》2022年30卷第5期第3月作者：韩志龙[导读] 随着石油工业的飞速发展，油气储运设施的建设也越来越快。

由于腐蚀而造成储运设施的事故，不仅韩志龙陕西延长石油集团延安石油化工厂陕西省延安市 727406摘要:随着石油工业的飞速发展，油气储运设施的建设也越来越快。

由于腐蚀而造成储运设施的事故，不仅浪费了宝贵的石油资源，而且污染了环境，严重时对人民生命安全造成威胁。

但是如果采取适当的防腐蚀措施，腐蚀不仅可以得到一定程度的控制，甚至是可以避免的。

油气储运车间是延安石油化工厂负责原料油、原料气的储存、接收、转输的重要部分，共有机泵57台，油罐26座，气罐20座，气柜一座，压缩机2台，VOCs（挥发有机物烃类回收）撬装设备一套，作为油气集输的重要场所，管网排布紧密，油、气存量大，然而油气有具有易燃易爆、有毒有害等危险特质，工艺管线的不安全状态是极易造成人员伤亡和环境污染，油气储运车间重大危险源占全厂的70%，所以保护管线设备的安全便显得尤为重要。

由于油气储运设施基本上采用金属材料制造，因此，油气储运设施的腐蚀主要是金属的腐蚀。

延安石油化工厂，油气储运车间关于工艺设备安全，保证安全稳定生产的正常进行，特针对车间工艺、设备安全进行研究分析。

并对以下情况进行防腐研究分析，并提出自己的意见利用阴极保护对管线设备进行防护。

关键词：腐蚀、设备、管线、安全、防腐、阴极保护1.现状与问题1.1背景延安石油化工厂筹建于2007年并于2009年建成投产，油气储运车间也随之成立。

油气储运车间是延安石油化工厂负责原料油、原料气的储存、接收、转输的重要部分，本车间共有机泵57台，油罐26座，气罐20座，气柜1座，压缩机2台，VOCs（挥发有机物烃类回收）撬装设备一套，作为油气集输的重要场所，管网排布紧密，油、气存量大，然而油气有具有易燃易爆、有毒有害等危险特质，工艺管线的不安全状态是极易造成人员伤亡和环境污染，油气储运车间重大危险源占全厂的70%，所以保护管线设备的安全便显得尤为重要。