20钢输气管道穿孔原因

某油田现场输气管道发生穿孔现象。采用宏观观察、壁厚测量、化学成分分析、金相检验、力学性能测试、扫描电镜及能谱分析等方法研究了管道穿孔的原因。结果表明:焊缝穿孔泄漏的原因是天然气夹带的固体颗粒沉积后与未焊透焊缝内表面构成缝隙,在含水酸性介质的作用下,管道发生缝隙腐蚀,焊缝阳极溶解,最终导致管道发生腐蚀穿孔。

某核电厂消防水管道腐蚀原因分析

某核电厂常规岛喷水灭火系统的消防喷淋管道频繁发生腐蚀穿孔。本文从消防喷淋管道的运行环境、定期试验规程、防腐措施、腐蚀形貌特点等方面开展了系统分析。结果表明,采用内外镀锌防腐措施的消防喷淋管道设计为内部通空气的预作用灭火系统,在开展定期试验后,部分水平布置的管道留有残水,在含氧条件下发生腐蚀穿孔。

供水管道内腐蚀鉴定技术与模拟方法研究进展

内腐蚀是引起供水管道漏损、缩径以及水质恶化的重要原因之一。针对上述问题,文中从物理、化学和生物3个角度出发,梳理了供水管道内腐蚀的成因和过程。同时,将内腐蚀鉴定归纳总结为:依据内腐蚀现状形态的直接鉴定法,以及依据内腐蚀导致的运行影响的间接鉴定法。此外,对管道内腐蚀研究中包括实物模拟、机理等效模拟和计算模拟等研究方法进行汇总,最终提出了未来在内腐蚀鉴定和模拟方法的技术展望。

海水管路典型部件腐蚀失效研究进展

海水管路系统是电力、船舶等领域的重要组成部分,腐蚀是造成海水管路失效的重要原因,换热管、阀、泵等是海水管路中的高频故障部件。通过对以上海水管路部件的失效案例进行调研与分析,总结了不同部件的失效类型及原因,提出了降低海水管路腐蚀失效风险的措施。海水管路部件的腐蚀与设计、选材、使用工况等因素有关,冲刷腐蚀、空泡腐蚀、微生物腐蚀、电偶腐蚀、缝隙腐蚀等是海水管路中较为常见的失效类型。在海水管路设计、建造和使用过程中,应针对各部件常见的腐蚀类型与特点采取相应的措施,以降低腐蚀风险。

某混输海底管道内腐蚀原因分析

某平台海底混输管道于2009年建成后一直处于封存备用状态,于2017年投产使用,在2019年内检测时发现大量腐蚀点。为了有效控制管道的腐蚀程度,从该海底管道的运行工况、内检测情况、腐蚀监检测情况以及水质结垢趋势等方面对管道内腐蚀原因进行了分析。该海管在封存期间海管中残留海水引发了溶解氧腐蚀以及运行期间由于聚合物、固体杂质以及水质结垢所引起的的沉积物下(或垢下)腐蚀共同作用导致腐蚀。

基于内检测结果的混输海底管道内腐蚀原因分析

多相流混输海底管道输送介质流型较为复杂,经常出现十分严重的腐蚀情况。以渤海地区某混输海管为例,以海管内检测数据为依据,研究了海管运行工况,分析了海管内检测数据与腐蚀监检测数据,并对海管发生内腐蚀原因进行了分析。该海管内腐蚀原因为输送介质中溶解的CO_(2)和H_(2)S引起了电化学腐蚀,同时结垢、固体颗粒沉积以及聚合物沉积引起了垢下腐蚀,细菌滋生导致了细菌腐蚀。这些因素加剧了海管的内腐蚀速率。

某海上油田混输海管腐蚀原因分析及防腐措施研究

选用某海上油田已运行7 a的外输海底海管,通过分析防腐工艺、运行工况、现场挂片、内检测数据、清管垢样和细菌检测结果,开展腐蚀原因分析。结果表明,腐蚀主因是垢下微生物腐蚀,FeCO_(3)沉积为SRB等细菌的滋生提供了环境,微生物腐蚀及流体中的H_(2)S导致金属发生腐蚀。本文结合这条海管的情况给出防腐措施建议,为此类型海管的腐蚀防护提供借鉴。

某海上油田海水管线系统弯头腐蚀穿孔的原因

某海上油田海水管线系统发生泄漏,经调查确认为某铜镍合金弯头腐蚀穿孔所致。针对弯头腐蚀失效分析开展了宏观分析、理化性能检验、扫描电镜及能谱分析,X射线衍射(XRD)分析等。结果表明:弯头铸造加工缺陷引发的流动诱导腐蚀是导致弯头腐蚀穿孔的主要原因;焊缝钝化效果不良,是导致弯头腐蚀穿孔次要原因。建议以后对新购进铜镍合金铸造构件加强质检,确保质量合格;确保焊接质量前提下,焊缝充分钝化,确保形成保护性氧化膜。

输油管道绝缘法兰附近内腐蚀原因分析

为了分析输油管道出站埋地绝缘法兰附近的泄漏腐蚀机理,文中对材料质量、外输油品含水、管道运行工况、管道高程、阴极保护电位等方面进行调查和分析。结果表明:绝缘法兰处存在矿化度很高、腐蚀性较强的沉积水,受两侧较大电位差影响,未保护端和保护端形成了局部电化学腐蚀电池,最终致使绝缘法兰附近处出现了严重内腐蚀穿孔泄漏。最后从生产运行、腐蚀防护等方面提出了相应的对策。

海上石油钻井套管接头腐蚀穿孔失效分析

某海上油田钻井套管系统多次发现泄漏,经调查确认为钻井套管接头腐蚀穿孔所致。为避免此类泄露事故再次发生,对套管接头的腐蚀原因进行研究。对套管接头进行宏观和微观分析、理化性能和金相组织检测,以及腐蚀产物物相分析。结果表明:由于管道油气中含有CO2和H2S,二者溶于水,使管壁产生点腐蚀;同时,由于加工原因,管壁内径发生变化,使介质形成湍流,易产生气泡,气泡腐蚀也是套管接头出现腐蚀穿孔的重要原因。

油田地面集输管线腐蚀穿孔分析及防腐措施

针对油田地面集输管线的腐蚀穿孔情况,分析管线腐蚀的原因和主控因素,并在此基础上提出具有针对性的防腐方案。实验结果表明:H_(2)S和CO_(2)共同影响集输管线的腐蚀,H_(2)S是影响腐蚀的主导因素,CO_(2)通过降低p H值对腐蚀起协同促进作用,温度升高能加快腐蚀反应。腐蚀因素从大到小顺序为HS分压、CO_(2)分压、温度。采用动态腐蚀失重法,对初筛出的缓蚀剂进行筛选评价,其中CT19缓蚀剂缓蚀效果最好,在最佳质量浓度100 mg·L^(-1)条件下,集输管线钢的腐蚀速率从0.713 mm·a^(-1)下降到0.034 mm·a^(-1),能够满足集输管线的运行寿命需求。基于上述的研究,结合现场集输管网的腐蚀情况,将缓蚀剂替换成CT2-19型缓独剂,采用连续注入与预涂膜注入缓蚀剂相结合的手段使用,提高缓蚀剂效果。

埋地管道防腐层局部剥离失效原因分析

通过分析发现埋地长输管道防腐层局部剥离的主要原因是防腐层老化、阴极剥离和防腐层施工质量及性能差 ,指出了防腐层局部剥离对阴极保护电流的屏蔽和应力腐蚀的危害 ,有针对性地在管道设计选材。

焊接管道腐蚀穿孔失效研究

焊接输油管道在服役中发生了腐蚀穿孔失效,宏观检查发现管道减薄及穿孔处主要部位靠近焊缝的下游区域。通过金相、扫描电镜、能谱分析、Fluent软件模拟等分析手段对焊接管道穿孔进行失效分析,结果表明:在现场焊接中采用不当的焊接工艺使管道内壁焊缝严重凸起,从而使焊缝下游管段处发生严重的流体加速腐蚀并诱发穿孔。最后提出了相应的预防措施。

胜利油田典型区块埋地混输管道腐蚀结垢原因分析与防护措施

胜利油田临盘采油厂盘7-1站埋地混输管道结垢严重,腐蚀穿孔频繁。通过利用X射线衍射分析(XRD)、扫描电镜能谱分析(SEM/EDX)等方法对该管道内、外壁腐蚀产物和垢物进行综合分析,确定了导致被检管道腐蚀穿孔的主要原因是CaCO3结垢引起的垢下氧浓差腐蚀和SiO2引起的冲刷腐蚀,这为管道的更换、维修及腐蚀防护提供了科学依据,对保障管道安全运行具有重要意义。

新疆油田管道及设施腐蚀原因分析

中国石油新疆油田公司因腐蚀造成容器、管道以及处理站报废而更新改造的资金每年在2亿元左右。稀油集输与注水管道内腐蚀严重;稠油热采集输管网中,最严重的是单井管道的外腐蚀,平均寿命为5 a,更短的为2 a;压力容器下半部位腐蚀严重;常压容器腐蚀主要集中在底部内表面与顶部内表面。腐蚀给油田生产、安全和环境造成了非常严重的影响。文章主要从腐蚀现象、原因分析和控制措施三个方面进行阐述。

油田地面集输管道腐蚀穿孔风险分析

地面集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,因此明确管道腐蚀穿孔的风险显得至关重要。通过对某油田腐蚀穿孔的碳钢管道化学成分、金相组织和腐蚀产物形貌等分析,发现管样内壁的均匀腐蚀为CO_2、H_2S在高矿化度地层水中的电化学腐蚀所致;局部腐蚀及腐蚀穿孔为高矿化度地层水中CO_2电化学腐蚀、Cl^-局部催化所致,并伴随有一定程度的H_2S腐蚀。据此识别该油田碳钢管道腐蚀穿孔的关键风险因素为采出液含水率高、CO_2与H_2S共存及Cl-加速腐蚀。可根据关键风险制定防治措施,如加大内涂层管、双金属复合管或非金属管的投用,连续加注缓蚀剂等,从而逐步改善该油田的腐蚀现状,降低腐蚀穿孔次数,确保油田安全正常生产。

某油田地面单井管道腐蚀原因分析

某油田地面单井管道腐蚀严重,穿孔事故频发。通过宏观观察、化学成分分析、金相检验、微观形貌分析及腐蚀产物分析等方法,对穿孔管道的腐蚀原因进行了分析;通过实验室高温高压模拟腐蚀试验,对管道材料的腐蚀模式进行了分析。结果表明:管道腐蚀穿孔原因为高矿化度、高浓度氯离子的地层水中的CO2和H2S气体产生电化学腐蚀所致;此外,管道材料20钢耐腐蚀性能较差也是重要的原因之一。

油气管道腐蚀原因及主要防护措施

对金属油气管线的化学腐蚀和电化学腐蚀进行了较为详细的介绍,针对发生腐蚀的原因,介绍了采用涂防腐绝缘层、阴极保护和连接线等有效延缓管道腐蚀的防护措施。

宝浪油田注水井油管内壁腐蚀原因分析

通过对宝浪油田注水井油管内壁腐蚀产物及注水水质的分析研究 ,得出了宝浪油田注水井油管内壁的腐蚀主要是氧去极化腐蚀 ,同时存在SRB细菌腐蚀和HCO3-腐蚀的结论。

油气集输管道腐蚀的原因及对策

油气集输系统中,产物石油和天然气需要应用管道进行输送,对于金属管道而言,由于长期与强腐蚀的介质接触,很容易发生腐蚀和穿孔的现象,严重影响到油气集输的正常进行。因此,必须对油气集输管道进行防腐处理,预防各种腐蚀现象的发生,延长管道的使用寿命,提高油气集输的效率。