地面管线（共4篇）
地面管线 篇1
油田地面建设工程中采气管线、集油管线和注水管线等的建设目前主要采用的是无缝管单根焊接方式, 然而这种工艺方式会导致很多的问题, 如焊口多、造成空气污染严重, 同时在施工过程中工人劳动强度高, 整个的施工效率也是比较低的。在油田中采用连续管线管进行地面集输管线, 这样能够减少原始管线中的很多问题。连续油管又称为绕性油管或蛇形管, 是一种可连续下入或从油井起出的, 缠绕在滚筒上的一整根无螺纹联接的油管, 这种油管是相对于常规螺纹联接的油管而言的。这种油管的主要材质是碳钢、调质钢和稀有材料等。
一、连续油管的技术进展
1. 连续油管的发展状况
最早在第二次世界大战时期产生了连续油管的概念, 当时军队是为了实现在海上快速敷设油管线, 从而将缠绕在滚筒上通过焊接方式对接起来的一根根短管直接敷设到海上, 实现了快速打开用于燃油供给的目的。世界上第一台连续油管作业机是在1962年由美国加利福尼亚石油公司和Bowen工具公司研制出来的, 做到了将长度为15.2 m的短管采用对接的方法形成了一卷4573 m长的连续管, 同时被用于油气井的冲砂解堵, 实现了真正的连续油管应用。在连续油管的发展过程中曾经由于材料的韧性强度和焊接接头性能等问题, 在生产过程中事故频出, 从而出现了“停滞”的现象。近些年来随着材料技术的发展以及制管技术的创新, 从而使连续管的制造技术和质量得到了不断提高, 最终使连续油管作业技术得到了进一步的快速发展。
连续油管技术经过几十年的发展得到了很大的提高, 现有的技术已经能够直接生产出几千米长的单根连续油管, 同时连续油管的材料也有很大的发展, 现在主要应用高强度低合金钢, 钢级已发展到CT90, 材料的对应屈服强度也到的很大提高。连续油管产品性能如强度、塑性和抗腐蚀性等发生了根本性的改变。
2. 连续油管应用的特点
现在技术生产的连续油管长度可以达到几千米, 连续油管不仅可以应用于油井作用, 同时也可以应用于油田地面集输管线。连续油管技术是一项新技术, 它的应用正在引起石油天然气行业的高度重视。随着材料技术的不断发展以及制管技术的创新, 连续管作为输油管线和集输管线的潜力也在不断呈现出了。而且连续油管在集输管线方面的应用也具有很多特点。目前连续油管外径的达到的范围为22.23~168.28 mm, 为集输管线的选择提供了更多的选择。连续油管应用的特点: (1) 作业速度快、效率高, 设备移运、安装快捷。 (2) 设备操作集中、方便, 自动化程度高, 大大减轻了作业工人的劳动强度。 (3) 作业安全可靠。 (4) 节省费用等。连续油管在输油管线和集输管线等方面虽然得到了日益增加, 但就目前的生产现状而言连续油管还不能完全替代输油管线, 连续油管不能够适应大直径长距离集输管道的需要。
三、连续油管应用的优势
连续油管在国内应用于集输管线也是有实例的, 如国产X52C连续管线管于2010年9月在青海油田最为井场集输管线的成功应用。体现出了连续油管应用的优势。 (1) 管线敷设效率高, 管线中间的对接数量减少了很多, 从而使焊缝对接和检测时间得到了很大程度的减少; (2) 降低了管线敷设成本, 管线敷设的过程中由于不需要焊接, 因此节约了一定的焊接的人工、设备以及焊接材料的成本, 无缝的连续油管也节约了焊缝检测的费用; (3) 管线整体质量和运行的安全性和可靠性得到了进一步提高, 连续管没有对接的焊缝从而避免了对接焊缝的质量隐患, 同时连续管采用了更高的制造工艺, 连续管的质量确保了管道强韧性。
1. 管线管敷设具有高效性
由于连续管线管单根长度长, 因此在敷设的过程中大大减少了焊接工作量, 因为连续管的敷设需要焊接的地方只有在拐点处、穿越处、进站与井口碰头处, 这样能够大大提高现场施工的工作效率。在地面集输管线敷设中连续管线管可实现整根管线安装, 相比于无缝钢管进行集输管线安装而言, 连续管线管具有更少的穿跨越、弯头、过路套管和两端碰头的情况。从而在施工过程中减少了焊接接头数量, 同时也减少了大量的施工时间。
2. 管线管施工具有安全性
连续管线管用作地面集输管线具有焊接接头少的特点, 从而降低了焊接施工和无损检测工作量, 也减少了电弧、焊接烟尘等对人体造成的伤害。同时在施工过程中布管装置操作简单、安全, 施工的自动化程度高, 这样不仅降低了管线施工期间工人的劳动强度, 同时也能够减少现场人员安全事故的发生几率, 从而极大地改善了高原施工的劳动条件。
3. 管线质量具有可靠性
连续管线管与无缝管相比较而言, 由于连续管线管的焊口数减少, 焊口检验基数较少, 从而提高了管线的质量及可靠性, 这样能够有效降低管线质量控制的风险点, 从而减少管线质量事故发生的可能性, 最终提高了管线运行的可靠性。
4. 管线管敷设具有经济性
连续管线管安装作业要能够实现连续性的进行, 这样才能实现工艺的最大优化。在长距离的管线敷设过程中, 连续管线管的应用与无缝管相比而言, 不仅仅能够缩短施工的周期和工作量, 同时也能够减少了人工和材料, 并且能够使管线无损检测的费用大幅下降。
小结
国内首次应用连续管线管替代无缝管作为地面集输管线是在青海的油田涩北气田, 并且取得了一定的成功。连续管线管最为集输管线敷设具有施工效率高、工作量小、周期短、质量可靠和安全性高等的优点。随着连续管线管技术的不断提高以及安装工艺的改进与发展, 连续管线管在集输管线方面的应用一定能为油田带来更高的经济效益, 提高油田对油气的集输能力, 达到提高油田的运作效率, 因此该技术有必要进一步提高与推广。
摘要：目前很多油田地面集输管线都面临着采用无缝管单根焊接方式产生的问题, 如空气污染严重、焊口多和劳动强度高等问题。然而在油田中使用连续管线管可以替代无缝管进行地面集输管线, 这样能够减少原始管线中的很多问题。连续油管的制造技术包括原材料加工制造技术、精密焊接技术、热处理方法与工艺、板材以及管材对接技术等方面, 同时连续油管经历一定发展过程, 在国内外的也具有一定的应用。
关键词：连续管线管,油田地面,集输管线,应用
参考文献
[1]王峻乔.连续油管技术分析与研究[J].石油矿场机械, 2005, 34 (05) :34-36.
[2]金成福.连续油管钻进技术发展概述[J].国外油田工程, 2007, 23 (08) :26-27.
浅谈穿越管线冬季地面试压施工 篇2
关键词：搭设保温棚,室内加热,试压用水平衡温度
由于北方冬季气温较低, 平均气温在零下10℃左右, 如果不采取措施将使试压管线冻堵, 损坏试压管道, 无法进行水压试验;如果在管道内加入盐, 甲醇溶液等物质, 试压过程加水、升压、泄压过程很难做到滴水未漏, 一旦外露将造成耕植土遭受污染, 试压用水将按照环保要求处理, 试压费用及处理费用较高, 而且盐分会造成管线腐蚀。因此采用简单的物理方法, 把试压管道用塑料大棚封闭, 室内采取加热, 使环境温度达到试压操作温度。
1 施工方法选用
管道施工中不可避免进行管道试压, 以往试压施工均在0℃以上进行, 遇到冬季施工后很容易想到把试压环境温度模拟0℃以上, 因此需要搭设保温棚、室内采取加热方式供热。
秦皇岛-沈阳天然气管道储气工程双向输气管道直径为Φ1016, 设计压力为10M P a, 共有四处定向钻穿越, 其中最长段为1580m, 穿越前管线进行强度、严密性试压。
2 搭设保温大棚
采用竹坯做为框架搭设保温棚, 保温棚沿着管线长度方向, 大棚为半圆拱型结构, 半圆半径为2.5m, 竹坯子沿管线长度方向间距为3m, 每个竹拱之间采用三条竹坯子连接, 拱脚处采用土围护及拉线固定, 竹坯外侧采用双层聚乙烯薄膜密封, 室内采用电暖气加热, 具体见下图1所示。
3 棚内加热
大棚内白天采用光照和远红外电加热器加热, 夜间采用远红外电加热器加热, 每台电加热功率为2KW, 电加热器采用现场的发电机组发电供给, 加热器与管道间距为1.8m, 电加热器间距为7m。根据上述保温棚搭设保暖方式, 经过计算每个保温棚内需电加热器需要220台, 110KW发电机5台。计算如下:
3.1 围护结构的基本耗热量
Q1-围护结构的基本耗热量 (W) ;
F-围护结构的面积 (m2) ;
K - 围 护 结 构 的 传 热 系 数 [ W /(m2·℃)];
twn-采暖室外计算温度(℃);
α-围护结构温差修正系数，取最大1.0;
tn-室内达到的温度;
3.2 围护结构的附加耗热量Q总
风力附加率:垂直的外围护结构附加按照最大10%选取;
3.3 电加热器数量
Q2—远红外电加热器功率;
n—电加热器数量;
4 电缆选择
P——功率;
U——线电压;
I——线电流;
d——电缆平数
cosΦ——功率因数;
通过计算每台1 1 0 K w发电机配4×16+1×10m m2主电缆, 主电缆到控制箱后通过分开关控制每条支线电缆电加热器。
5 施工
(1) 预制焊接工艺管道, 同一般管道线路焊接, 焊口检测合格后进行管道封头安装、暖棚搭设及布置电线工作;
(2) 预制竹坯子成拱形, 然后把竹坯子两端固定在扎入土地内的钢筋锚桩，所有拱形依次进行，竹拱间距为3m，试压两端适 当加大作业空间，把升压设计及水箱放入棚内;
(3) 把控制柜放在保温大棚外侧边缘, 控制柜到电暖器的支线固定在竹拱上方, 铺设好各支线, 加热共分5个控制箱, 每个控制箱控制44台远红外电加热器;
(4) 铺盖保温塑料薄膜, 薄膜选择为厚棚膜;薄膜覆盖完毕后四周采用砂土覆盖, 并采用拉线固定棚膜;
(5)电暖气通电试运行，正常后开始给暖棚环境加热，同时向管道内注入试压用水;
(6)试压水注满后，在暖棚静止24小时后方可进行试压工作;
(7)试压合格后通过泄压阀放水回收处理;
参考文献
[1]《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003
[2]《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006
地面管线 篇3
萨北油田集输系统普遍采用三合一自放水回掺工艺, 随着油田进入开发后期, 地层产液含沙量增大, 特别是过渡带地区尤为严重。大量泥沙随油水混合进入转油站, 在分离器内较大颗粒泥沙沉降分离出来, 但仍有小颗粒泥沙随着原油和污水进入外输管线和掺水、热洗管线。由于原油粘度较大, 运行温度低, 因此泥沙不易沉积和结垢。但在掺水、热洗管线中, 因运行温度较高 (掺水温度一般在50~55℃、热洗温度一般在78~80℃) , 高温污水管线随着运行年限的增加, 污水中含有大量的污油和泥沙及一些矿物质, 逐渐沉积吸附在管线内壁, 同时在管线低洼、弯头等处逐渐淤积, 使管线循环不畅, 最终造成管线堵塞。另一方面, 从三合一放水水质和管线内壁垢样化验分析结果来看 (见表1) , 污水中含有足够的HCO3-、SO42-及CO32-, 同时水中含有一定的个Ca2+和Mg2+具备了生成碳酸盐和硫酸盐等硬垢的条件, 当污水加热后加剧了垢物的形成。从现场管线内壁采集的垢样进行化验分析 (见表2) , 表层软垢以原油中的重组分和污水中的悬浮颗粒等集聚凝结附着在管线的内壁, 其组分中硬垢含量较少, 而管线内壁内层硬垢中碳酸盐或硫酸盐垢含量则较多, 充分证明了高温加剧了垢物的形成。虽然近年来在管线防垢方面采取了很多应对办法, 如加阻垢剂、在工艺管线上安装高效防垢器等, 但并没有阻止管线结垢, 只是延缓了结垢的时间。从现场切割的掺水热洗管线来看, 管线内壁结垢严重, 以计量间掺水管线为例, 直径为114mm的管线垢厚达到30mm。
2 常用管线清洗技术及工作原理
2.1 常用管线清洗技术分类
常用管线清洗技术主要分为化学清洗和物理清洗。化学清洗是利用化学药剂与污垢发生化学反应, 使污垢从清洗物体表面分离并溶解分散到水中的清洗方法。化学清洗一般有浸泡法、喷淋法、循环开路法冲洗。油田常用的化学清洗主要以酸性化学清洗剂为主, 一般采用循环开路法冲洗管线。
物理清洗是利用力、热、声、光、电等物理作用进行去除污垢的清洗方法。物理清洗又分为空穴射流清洗技术、高压水射流清洗技术、脉冲清洗技术、超声波清洗技术, 其中脉冲清洗技术又分为气脉冲清洗和电脉冲清洗。目前油田常用的物理清洗管线技术以空穴射流清洗、高压水射流清洗和气脉冲清洗为主。
2.2 油田常用管线清洗技术的工作原理
2.2.1 化学清洗技术的工作原理
油田化学清洗一般采用开路循环法, 化学清洗剂一般为一定浓度的盐酸。通过酸泵将盐酸注入管路中, 并在管路中不断循环, 使酸与垢物发生化学反应, 脱落溶解于清洗剂中。在循环过程中通过检测酸洗液中酸的浓度和Fe3+浓度的变化情况来确定酸洗效果, 两次化验浓度差小于2%即完成酸洗, 酸洗后要用适当压力的水将清洗剂和被溶解的垢物冲出管道。然后向管线中加入相应的碱性溶液进行冲洗中和。同时要随时分析中和钝化剂的PH值, 当中和钝化剂的PH值显示为中性时即可, 排出中和、钝化液, 再用清水反复冲洗管线。
2.2.2 气脉冲清洗技术的工作原理
气脉冲清洗技术是以压缩空气为动力源, 以水为清洗介质, 由空压机送出的高压气流, 通过脉冲震荡发生器, 与水一起形成脉冲和高压水气流。脉冲随水气流向下继续传播, 使管内形成高速水气湍流, 伴随管道内硬性杂质 (如砂石颗粒, 铁锈渣等) , 使管道内壁产生冲刷和喷沙效应, 促使附着在管壁上的软垢脱离, 并随着水气流从末端排污口排出。 (见图1)
2.2.3 空穴射流清洗技术的工作原理
空穴射流清洗技术运用的是流体力学领域中的“空穴效应”原理。清洗器是由交错叠加的韧性叶片组成, 将其放入管路后, 在压力水流的推动下快速向前移动, 由于积垢的阻挡, 在叶片狭窄的缝隙间水流陡然加速, 同时出现急速旋转的涡流, 形成了连续移动的低压区——这个区域的流水始终呈汽化状态, 由此产生的细微气泡又迅速被压缩直至崩裂, 瞬时激射出强力的微射流, 无数的微射流汇聚形成冲击波, 从而彻底粉碎了污垢。 (如图2)
2.2.4 高压水射流清洗技术的工作原理
高压水射流清洗技术是将普通清水通过高压柱塞泵升压到10~150Mpa, 然后通过高压软管输送到软管末端的高压清洗头, 高压水通过清洗头上特殊的喷嘴 (Φ1~2mm) 以300~600m/s的高速喷射出能量高度集中的水流, 水流喷射的方向与清洗头前进的方向相反, 这样, 清洗头就在水流的反作用力下向管线深处前进。在清洗头不断前进的过程中, 高压水流喷射到管线的内壁, 将管线内壁上的垢物冲洗下来, 垢污随水流排出。 (见图3)
3 各类清洗技术的应用效果
3.1 化学清洗的效果
化学清洗主要应用于中转站内的炉后掺水热洗管网。以萨北10号站为例, 自2004年开始, 该站连续3年进行管线酸洗, 但站内管线的压降仍在0.35~0.4MPa。且每年酸洗前开孔验垢, 平均垢厚都在19mm左右, 酸洗效果不理想。
3.2 气脉冲清洗的效果
2007年6月15日, 对405队9-2计量间热洗管线进行了气脉冲清洗, 本次清洗清除垢污较少, 清洗前后的压降及垢厚无明显变化, 本次清洗没有达到目的。
3.3 空穴射流清洗的效果
2006年9月16日至20日, 对直径为159mm, 长度2.67km的萨北4号站补水管线进行了空穴射流清洗。在两处清洗器接收处共计清出油垢、泥沙约6t。管线清洗后内壁呈现金属光泽, 清洗后该管线平均压降减少0.38 Mpa, 平均流量增加30 m3/h, 清洗效果理想。
3.4 高压水射流清洗的效果
2007年7月9日, 对萨北9号站站内加热炉的进出口及掺水热洗汇管进行了高压水射流清洗, 本次清洗共清出泥沙、垢物共3t, 清洗后管线内壁较清洁, 站内压降在0.1MPa左右, 特别是掺水汇管温度计测温孔由于管线内壁结垢严重, 清洗前其温度测量值比实际温度值低4~5℃, 清洗后测量值与实际值相符。本次清洗满足了生产需要。
4 各类清洗技术的综合评价
4.1 各类清洗技术的特点
4.1.1 化学酸洗清洗技术
a.化学清洗技术适用不同的管径、弯头和复杂的工艺流程, 无距离限制, 方法简单、施工快捷, 适合清洗无油污的碳酸盐、硫酸盐等硬质垢, 特别适用于注水站冷却水管路、换热器等的清洗;
b.该技术因采用酸液进行清洗, 成本相对较高, 施工不当易造成环境污染和人员中毒, 同时易对管线造成腐蚀, 因此不适用于管线腐蚀严重的管线;
c.由于酸与石油很难起反应, 因此原油介质的管线及含油量高的污水管线不适于酸洗。
4.1.2 气脉冲清洗技术
a.气脉冲清洗技术只要在管网的适当位置找一个输入气脉冲的入口和排污口即可施工, 可适应各种复杂管网条件, 一次可清洗1~2Km, 适用管径范围广 (DN25mm~DN1000mm的管线) ;
b.该技术以1.6MPa空气压缩机为气源, 由于压力较低, 对硬质垢作用较小, 因此适合清洗软质垢, 特别适用于自来水系统、供暖系统的清洗。
4.1.3 空穴射流清洗技术
a.该技术简单直接, 施工周期短, 费用较低, 无论硬垢、软垢, 清垢效果理想, 适用于长距离的管线, 能够实现整条管线从起点到终点全线清垢一次完成。适合清洗站间线、单井管线等简单直接的管线;
b.该技术不适用于有变径、三通、阀门及管线内壁有突起物的管路上。清洗过程中, 管线内清出的污油和淤泥不能立即回收, 对环境有一定污染;
c.清洗工艺要求管线承压较高。因清洗器需要高压水射流清洗, 因此在清洗设计压力低的管线过程中容易造成管线的穿孔;
d.由于受清洗器直径的限制, 只适用于DN40mm以上的管线。
4.1.4 高压水射流清洗技术
a.该技术施工周期短, 施工费用低, 对油垢、泥沙清洗效果好, 适用清洗长度100 m以内, 弯头相对较少的短距离管线, 如站内工艺管线;
b.该技术不适用于多弯头、三通的复杂管路, 对硬质垢清洗不理想。清洗过程中, 污油和淤泥不能立即回收, 对环境有一定污染;
c.由于高压清洗头的直径范围在DN5mmDN100mm, 因此适用于DN25mm-DN250mm的管线。
4.2 各类清洗技术的经济效益对比
4.2.1 无论哪中清洗技术与更换管线相比, 一般为更换管线的费用的1/3-1/10。
4.2.2物理清洗技术在Φ89mm的管线中酸洗费用为2.4万元/Km, 物理清洗费用一般为1.5万元/Km, 垢厚超过30mm的管线物理清洗费用为3.1万元/Km, 因此, 在Φ89mm左右的管线物理清洗与酸洗费用基本相同, 但规格较小的管线酸洗费用要低一些。在Φ114mm的管线中酸洗费用是物理清洗费用的1倍, 且管径越大, 酸洗费用越高。
5 几点认识
通过各类清洗技术的应用和对比, 各类清洗技术各有优缺点。因此具体应用哪种技术进行管线清洗要结合现场实际。
5.1对管线结垢较轻, 泥沙较少, 无污油附着的管线, 特别是工艺复杂, 管径细的管线应采用酸洗法进行除垢。
5.2 对油田生产管线来说, 不适宜用气脉冲清洗, 但辅助生产系统如采暖系统等可考虑采用气脉冲清洗。
5.3 对管线结垢严重或泥沙积聚较多的短距离管道, 可考虑采用高压水射流清洗技术清垢。
5.4对结垢严重或泥沙积聚多甚至已经堵塞的长距离管道, 无较多弯头、变径、三通等的管线, 可采取空穴射流清洗技术清洗。
5.5对结垢严重, 且附着管线内壁的垢物表层松软、里层坚硬的管线, 可采取物理化学综合清洗法, 即先用高压水射流清除表层软垢, 再用酸洗法清洗里层硬垢, 可达到理想的清洗效果。
5.6清洗管线要比更换管线节约大量的资金, 但对严重腐蚀、多次穿孔的管线应结合管线投产年限考虑予以更换。
5.7无论哪种清洗技术均存在一定安全隐患。清洗需要对管线开孔, 对介质为油、气类管线在清洗过程中若措施不到位易发生事故。特别是高压水射流清洗技术要求水压较高, 如果操作失误也易发生人身伤害事故。
5.8各种清洗技术清洗出的污垢不能及时回收到密闭容器内, 对环境存在一定污染, 因此在清洗前要做好各项环保措施。
参考文献
[1]周抚生.国外油田工程[J].2003, 7.
地面管线 篇4
1 单井注水扫线地面管线腐蚀因素分析
塔河油田注水开发供水主要为管网输送供水和盐水车拉运供水两种方式。管网供水方式又可分为注水站内增压和井口增压两种方式, 盐水车拉运主要是在注水管网未完善的区块开展。管网输水约占注水总量的75%, 盐水车拉运约占注水总量的25%。管网输送水存在井口落地罐敞口曝氧问题, 而盐水车拉运水过程中存在曝氧问题, 间开单井地面管线进行注水替油、盐水扫线等作业过程中管线介质流体中溶解氧含量增加, 管线存在腐蚀加剧现象, 部分注水、扫线的间开生产管线腐蚀穿孔数占区块腐蚀总数94%以上。
1.1 H2S-CO2-Cl-酸性腐蚀因素分析
间开单井注水扫线地面管线主要为普通碳钢材质, Cl-含量为9-14×104mg/l, Cl-为催化剂加速点腐蚀形成, 随Cl-含量增加而碳钢腐蚀加剧, 综合含水平均为64%也为腐蚀形成及穿孔创造了条件, 同时管线输送液相中高含CO2酸性气体, 平均6.13%, 高含H2S酸性气体, 平均30629mg/m3。
1.2 溶解氧腐蚀因素分析
通过对塔河油田单井注水扫线管线用盐水的现场溶解氧含量检测, 溶解氧含量为0.05-2mg/l, 均值为0.6mg/l。溶解氧会使Fe CO3膜发生反应:2Fe CO3+O2→Fe2O3+2CO2, Fe2O3疏松多孔, 破坏了Fe CO3膜的保护作用, 管系底部形成沉积物下的氧浓差电池, 电化学腐蚀被加快, 并最终导致管系穿孔。
1.3 间开生产方式腐蚀影响分析
模拟单井注水扫线管线的间歇生产工况下的“动-静-动”条件进行实验, 见表1。
间开单井在“动-静-动” (有氧) 工况下监测挂片腐蚀速率较单一动态单井 (开井、无氧) 或静态条件下单井 (关井、无氧) 的平均腐蚀速率的5.3-8倍, 腐蚀加剧。而动-静-动 (有氧) 条件下的腐蚀速率为动-静-动 (无氧) 腐蚀速率的12.3倍。通过计算扫线时盐水的流速为1.06m/s, 相比于管线正常生产介质流体的流速0.0002-0.0690m/s大幅增加, 对管线内壁腐蚀产物产生较大的冲刷作用。因此在“动静动”条件下, 溶解氧使得腐蚀加剧, 通过室内实验筛选出能有效遏制间开单井地面管线腐蚀药剂, 对保证安全生产有重要意义。
2 室内药剂筛选评价试验
2.1 除氧剂与缓蚀剂评价
取现场水样, 采用化学法除氧, 通过室内评价LJF—32除氧剂, 相比联氨等其他除氧剂在用量相同情况下, 氧含量最小, 并与油田现用的三种类型的缓蚀剂 (SWPC-6-1、WLH-2、QY-H09) , 参照《SY/T5273-2000油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》, 利用静态挂片法进行室内腐蚀评价实验, 见表2。
从实验数据可知:在扫线盐水中只加注除氧剂, 腐蚀速率有所降低, 但单一加注缓蚀剂对延缓腐蚀的效果不佳;根据室内实验数据, 采用SWPC-6-1或YH-1型缓蚀剂与LJF—32型除氧剂共同加注的实验, 平均腐蚀速率降低幅度最大, 缓蚀剂加注浓度为80ppm, 除氧剂浓度为6ppm, 腐蚀监测挂片缓蚀效果最好, 未见明显点腐蚀。
3 防腐对策现场实施及效果评价
3.1 现场药剂加注试验评价
现场试验选用室内评价效果较好SWPC-6-1缓蚀剂及LJF-32除氧剂进行加注, 通过在油田采油二厂、三厂范围内对扫线作业管线加注LJF-32除氧剂及SWPC-6-1缓蚀剂。除氧剂加注量, 按照每方水含溶解氧含量为0.6mg/L, 按以下公式计算:
缓蚀剂的的加注浓度定为100ppm, 按下式计算:
式中, V——每次装车水量, m3;
P——每g溶解氧需要除氧剂的量, g。
式中, V1——缓蚀剂正常加注量, L;
P1——缓蚀剂投加浓度, ppm。
拉盐水车在装盐水1/4-1/3时加入缓蚀剂, 满水后加入除氧剂。
3.2 防腐效果评价
加注除氧剂后扫线盐水中的溶解氧自0.2-0.6 mg/L降至0.05-0.1 mg/L, 除氧效果显著。对药剂加注后的油田各区块的208条单井注水扫线地面管线腐蚀穿孔跟踪, 穿孔数从实施前的91次降为实施后的15次, 降低局部腐蚀穿孔的效果明显。
4 结论与建议
(1) 在腐蚀介质的共同作用下单井地面管线在注水、扫线过程中的盐水带入了溶解氧及扫线盐水的高流速致腐蚀产物冲刷脱落加速了腐蚀。
(2) 通过室内药剂筛选试验, 评价出的SWPC-6-1或YH-1型缓蚀剂与LJF—32除氧剂药剂混合加注缓蚀效果及除氧效果最好。同时建议完善单井注水管网, 增加密闭流程。
摘要：针对塔河油田单井用注水扫线地面管线腐蚀穿孔频发现状, 从腐蚀机理、室内实验等方面开展研究, 分析出注水扫线单井管线穿孔频发的原因为盐水中带入了溶解氧, 在腐蚀介质的共同作用下加速了腐蚀, 通过室内试验筛选评价出SWPC-6-1或YH-1型缓蚀剂与除氧剂, 在盐水中同时加注缓蚀剂+除氧剂后缓蚀率最高达59.6%, 溶解氧含量下降了88%, 管线腐蚀穿孔数下降了83.5%, 取得了较好防腐效果, 建议注水管网增加防曝氧的密闭工艺流程。
关键词：塔河油田,单井注水,盐水扫线,除氧剂,缓蚀剂
参考文献
[1]叶帆, 高秋英.凝析气田单井集输管道内腐蚀特征及防腐技术[J].天然气工业, 2010, 30 (4) :96-99.