油田腐蚀（精选8篇）
油田腐蚀 篇1
1 概况
赵凹油田进入开发后期, 受产出液高含水、高含气等因素影响, 导致管杆腐蚀加剧、躺井增加。2014年因油井井下管杆腐蚀躺井14井次, 占赵凹油田年度躺井总数的16%, 因腐蚀躺井支出作业成本高达200余万元。
2 赵凹油田油井腐蚀现状
随着油田开发的进行, 目前赵凹油田腐蚀油井达到33口, 占总开井数的30.5%。
(1) 赵凹油田腐蚀井出油温度调查。随着油井出油温度降低, 油井腐蚀增加, 出油温度在21~30℃的油井易发生腐蚀, 占赵凹油田腐蚀总井数的45%。
(2) 赵凹油田腐蚀井日产液量调查。随着油井日产液量下降, 腐蚀几率上升, 腐蚀点平均深度增加。液量30 m³以下腐蚀井数占赵凹油田总腐蚀井数的75%, 腐蚀深度在1 400 m左右, 该深度井下温度在45℃左右, 适宜SRB繁殖。
(3) 赵凹油田腐蚀井含水调查。随着油井产液含水上升, 腐蚀几率增加, 腐蚀点平均深度下降。产出液含水91%以上油井易发生腐蚀, 占腐蚀总井数的61%。
(4) 赵凹油田腐蚀井液面调查。动液面为1 501~2 500 m的腐蚀井占腐蚀总井数的55%, 与赵凹油田产液量、地层能量相匹配, 腐蚀点平均深度与油井动液面之间没有明显规律性。
(5) 赵凹油田腐蚀井腐蚀部位深度调查。赵凹油田腐蚀井腐蚀部位深度主要集中在1 001~1 500m, 占腐蚀总井数48%, 该深度平均井下温度为35~47℃, 适宜SRB繁殖。
(6) 赵凹油田腐蚀井腐蚀产物调查。经调查看出, 赵凹油田腐蚀井腐蚀产物为Fe S和Fe CO3, 腐蚀产物与油井出油温度、产液量、含水、腐蚀深度之间没有明显规律。
(7) 赵凹油田地层水及胶结物调查。赵凹油田地层水属于碳酸氢钠或重碳酸钠型, 地层胶结物碳酸盐含量高。
从上述调查可以得出, 赵凹油田产气高导致硫化氢含量高;地层产出水碳酸盐含量高在产液由下至上上升过程中压力下降, 导致二氧化碳大量析出。赵凹油田油井腐蚀主要原因是地层产出硫化氢、地层水析出侵蚀性二氧化碳及SRB共同作用形成。
3 赵凹油田油井腐蚀治理对策
3.1 赵凹油田油井腐蚀原因
赵凹油田气油比高、产出水碳酸盐含量高、出油温度低, 造成硫化氢含量高、二氧化碳大量析出及SRB高速繁殖。腐蚀原因分析:硫化物、侵蚀性二氧化碳和SRB含量超标。
细菌繁衍利于腐蚀
SRB作用
3.2 治理对策
针对赵凹油田油井腐蚀状况, 选择了Y-3型和SJ2型油田产出水缓蚀剂。SJ-2型油田产出水缓蚀剂主要成份为咪唑啉 (间二氮杂环戊烯) 、OP系列表活剂 (壬基酚聚氧稀醚) 和有机磷类阻垢剂组成, 含有双键, 兀电子的存在可起孤对电子的作用, 吸附在金属表面。
(1) 常规腐蚀井。①非单封腐蚀井:采取套管加缓蚀剂。②部分单封腐蚀井:结合油井产液状况下下丢手管柱, 采取套管加缓蚀剂。
(2) 加缓释剂仍短期腐蚀杆断井:通过改变药剂类别、采用内衬油管的方式延长检泵周期。例1:赵安2055井压裂开抽后加Y-3缓蚀剂生产仍腐蚀杆断, 平均检泵周期只有105天, 后改加SJ-2缓蚀剂, 该井目前免修期已达487天。例2:赵安泌366井自2012年检泵作业后加Y-3缓蚀剂生产仍腐蚀杆断, 平均检泵周期只有116天, 后作业换内衬油管并改加SJ-2缓蚀剂, 该井目前免修期已达608天。赵安2055、赵安泌366井腐蚀产物均为硫化亚铁, 说明SJ-2缓蚀剂更适用于腐蚀产物为硫化亚铁井。
4 治理效果
通过针对赵凹油田腐蚀井的不同状况及井下管柱特点采取相应措施进行了治理, 2015年腐蚀躺井占躺井总数比例降为8%, 与去年同期相比减少8个百分点, 累计减少腐蚀躺井作业96井次。
5 结论与认识
(1) 赵凹油田油井腐蚀产物以Fe S和Fe CO3为主。
(2) 赵凹油田油井腐蚀受高含水、高含气、低出油温度影响, 通过对油井封堵高含水层、井口加装定压排气阀及时排气可降低油井腐蚀速率。
(3) 通过油井套管加Y-3/SJ-2型缓释剂可明显降低油井腐蚀速率。
(4) SJ-2型缓蚀剂更适用于赵凹油田腐蚀产物为硫化亚铁腐蚀井。
(5) 使用内衬油管可降低油井腐蚀速率。
摘要：本文对赵凹油田油井腐蚀进行全面介绍, 摸清腐蚀原因并找到相应治理对策, 从而减少油井腐蚀躺井作业, 达到降低生产成本的目的。
关键词：赵凹油田,油井腐蚀,腐蚀原因,治理
参考文献
[1]徐广杰, 等.双河油田江河区油井油井防腐研究及治理[J].石油天然气学报, 2011, 33 (6) :2~3.
油田腐蚀 篇2
关键词：废弃井封井；严重腐蚀油管；打捞
中图分类号： TE3 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）10-141-2
1 问题的提出
随着油田开发的不断深入，部分井由于年代久远、套损、套变、水淹、落物等各方面原因不再具备工业开采价值而报废。一方面，该类井大多已经多年停产不用，井口装置陈旧，腐蚀严重，密封性差，存在较大的安全隐患；另一方面随着注水井网的调整，套损、套断、套窜严重，以至于发生套返问题，易造成大面积的环境污染。因此，废弃井治理是非常有必要的。而在废弃井治理施工过程中，经常是井况不明，井下落物不清，给后续打捞施工带来很大困难。本文将结合实例，针对严重腐蚀油管的打捞问题提出一些观点和看法。
2 油管腐蚀原因及打捞施工中的难点
井下油管所处的介质环境极其复杂，地层流体所含的CO2、H2S、有机酸、无机盐、H2O 等对油管形成长期的酸碱盐综合腐蚀，加之井温、管柱应力作用等因素，导致井下油管大面积或局部穿孔、破裂、段落、管壁变薄等，从而造成修井时压井难、打捞难。另外，部分水井由于长时间处于特殊的条件下，受应力作用及化学腐蚀的影响，油管丝扣及本体容易出现腐蚀和穿孔的现象。
在作业施工中，由于废弃井年代久远，井下数据情况大多不详，无基本井口设施，再加上曾经的简易封井口，给后续封井施工带来了很大的困难。其主要表现为三个方面：①井下管柱数据不详，鱼顶不详。②套漏、套变等井况不明。③历史遗留落物留到如今打捞处理，加大了施工难度。
通常我们要进行充分的前期准备工作，才能顺利进行油管打捞工序。一方面，严重腐蚀的油管无法承受正常的负荷，易出现捞获的油管本体拉断，丝扣拉脱等诸多情况；另一方面，腐蚀油管极易变形，正常打捞工具无法顺利捞获，从而使打捞施工变得困难，作业过程长期而反复。
3 施工工序选择及步骤
在处理井下落物时，工序选择尤为重要。应该针对井筒内落物的基本情况按部就班地进行施工，基本原则就是在避免二次事故的前提下，保证工序实施有效。针对废弃井治理中的打捞工序，基本步骤如下：
①打孔放压，处理井口。通过钻孔卸掉井内压力，建立可以控制、可循环的井口，使后续施工得到根本保障，这是施工的前提条件。
②尝试性打捞。对于遇阻位置离井口近的情况，可以尝试用可退式捞矛和捞筒尝试性打捞，打捞过程因有油管负荷轻，通常需要反加压。
③冲钻、清理鱼顶。下螺杆钻+三牙轮钻头冲钻，清理干净鱼顶上部的杂物，展现真实的鱼顶。
④下铅模冲洗打印。通过对比铅模，可以分析判断出井下落物鱼顶的具体情况，从而选择合适的打捞工具。
⑤下入相应的打捞工具打捞，活动解卡。施工过程中应根据具体情况，选择相应的反扣油管或反扣钻杆，按标准进行相关的冲洗打捞，同时考虑到工具的可退性，要遵循“捞得到，退得出”的原则，避免造成二次事故。
⑥若无法解卡，测卡点倒扣。通过计算出相应卡点，上提合适吨位进行倒扣后起出打捞管柱。
⑦重复工序⑥，直至捞出全部落鱼。再按设计进行下一步挤堵注水泥塞施工。
4 具体实例分析
4.1 废弃井钟5-12井严重腐蚀油管打捞过程简介
钟5-12井为钟市油区的一口废弃井，接通知搬上打塞封井施工。该井人工井底2025.35m，水泥返高1592.40m，于1973年新井投产，目前井下管柱为1994年10月下井的注水管柱。井下管柱组合为：φ73mm N×211×1987.23m，752-5封隔器：1799.21m，∮35mm 球座：1987.23m。
4.1.1 施工过程
搬家上井后上提管柱悬重270？坨10kN，起出φ73mmJ55N油管2根，第2根本体断，油管腐蚀穿孔，鱼顶为φ73mm油管本体。下双滑块捞矛打捞，上提负荷270？坨110kN， 捞获φ73mmJ55N油管3根，第3根油管本体断，油管腐蚀穿孔。接下带双滑块捞矛打捞，上提管柱，悬重50？坨110kN，捞获φ73mmN油管1.46m，鱼顶不规则。套铣后下螺旋捞筒打捞，捞获φ73mmJ55N油管7.80m，鱼顶为φ73mm油管本体。下螺旋捞筒打捞，捞获φ73mmJ55N油管1.48m，鱼顶为φ73mm油管接箍。同时上提管柱时，套管跟着上行，固定井口后继续打捞。反复使用双滑块捞矛等打捞工具经31次打捞、倒扣，共捞出φ73mmJ55N油管41根，鱼顶（公扣）深度：421.68m。下φ100mm铅模打印，铅模变形为：φ92mm×φ103mm，判断为套管变形。经讨论停止打捞，直接打塞封井完井。
4.1.2 分析与认识
该水井油管腐蚀严重，油管本体存在穿孔现象，腐蚀油管无法承受正常的拉力以至于打捞工作长期而反复。该井施工历时长达22天，最终成功捞获套变以上所有油管。对此，我们可得到如下认识：
①在施工前期尝试上提活动解卡失败后，果断调整方向，采取油管倒扣的方式，可以更好更快的捞出油管。
②类似油管腐蚀严重井，内捞效果不好的情况下，果断选择套铣、外捞的方式，以至于更好地保护鱼顶不被破坏，以便更好地进行后续施工。
4.2 废弃井王1-34-12井严重腐蚀油管打撈过程简介
王1-34-12井为一口报废水井，搬上打塞封井施工。该井人工井底1403.91m，套管尺寸为114.30mm×5.21mm ，目前井下是1990年6月注水管柱：十字叉/1016.04m。据井史资料显示：该井于90年作业油管腐蚀严重，经反复打捞，落鱼鱼顶为1331.38m，鱼顶为Φ73mm油管接箍，下Φ95mm铅模打印，1322.61m遇阻，铅模变形为Φ95.5mm×Φ92.5mm。
4.2.1 施工过程
搬家上井后，割焊井口，装套管短节及封井器（该井套管被据断，没有井口大四通），下φ73mmN80N油管1根，遇阻深度5.60m。下可退式捞矛进行尝试性打捞，无效。下φ95mm的三牙轮+φ90mm螺杆钻，冲钻至314.94m，后无进尺。下入铅模打印，提前遇阻。两次用梨形磨鞋清理井筒后，下入铅模打印为φ73mm油管本体。下反扣油管带双滑块捞矛打捞，捞获油管24根，油管丝扣严重腐蚀，本体穿孔，捞获油管内壁充满铁锈和砂粒。后经过13次反复冲洗打捞、倒扣，共捞获油管36根，捞至深度556.73m出无法正常捞获，滑块捞矛滑块被黄泥及沙粒包死，无法正常滑动。下笔尖反复冲洗无进尺，油管有蹩压上顶现象。后经过讨论，直接进行挤堵施工。通过下入K344-95封隔器及挤堵工具，固井车配合挤堵施工，封井完井。
4.2.2 分析与认识
该井井壁较脏，通过反复清理干净井筒后成功打印。整个腐蚀油管打捞施工严格按照打捞施工步骤一步步正常进行。打捞过程中应严格按照标准冲洗干净鱼顶后再进行打捞，以便提高捞获的成功率。同时，在工序选择时，尽可能选择一些水眼较大的工具，提前按标准冲洗，避免下管过程中因水眼堵塞，无法正常打捞。
5 体会与建议
①严重腐蚀油管打捞时应该根据腐蚀严重程度和腐蚀部位选择相应的打捞工具。上提负荷时不能盲目增加拉力，应根据具体情况选择合适吨位倒扣，以便更有效地捞获落鱼。
②严重腐蚀油管打捞是一个长期而反复的过程，技术人员务必要调整心态，切勿心急，要知道能捞获油管就是成功。
③严重腐蚀油管打捞通常是刚开始比较顺利，但随着打捞的进行，井下管柱受温度影响和复杂应力作用，使得后续打捞施工日益复杂。对此应仔细观察、分析和判断，以便制订出有效措施。
参 考 文 献
海上油田腐蚀失效原因分析 篇3
1失效案例简况
南海某海上油田在2013年4月发生首次腐蚀失效事件, 腐蚀漏点位于测试分离器闭排管线弯头处。测试分离器闭排管线属于间歇式使用, 使用周期一周一次, 平时主要是停滞的液体注满在管线中。闭排管线腐蚀穿孔, 表面特征如图1~图2所示。
从图1~图2对腐蚀点的表面观察可以看出:腐蚀孔隙内侧大, 外侧小;可以推断腐蚀由内壁开始, 不断向外腐蚀, 直至穿孔泄漏, 从表面特征来看, 属于明显的由内而外的点蚀状况, 有明显的SRB腐蚀特征[1]。此外, 弯头部位有明显的冲刷痕迹, 管壁较其它处明显变薄, 说明存在明显的冲刷腐蚀现象, 但不是本次管线腐蚀失效的主要因素。
2实验室分析
2.1腐蚀产物分析
采用瑞士的梅特勒-托利多热分析仪TGA/DSC, 日本理学的X-射线荧光光谱仪, 日本理学的X-射线衍射仪分别对管线腐蚀部位的残余物做了物质热分析、X射线荧光分析和X光衍射分析。
图3为腐蚀部位残余物热分析图谱, 图3中没有明显吸热峰、放热峰, 说明腐蚀残余物中油或者聚合物等有机物粘泥含量很低, 主要成分应为结构相对稳定的无机化合物。图4为腐蚀残余物的X光衍射分析谱图, 横坐标为2θ (两倍的衍射角) , 纵坐标为衍射强度, 从图4中可以看出, 2θ为35.530、43.16、57.005、62.60处有明显的峰出现, 该图谱解析结果如表1所示, 结果表明腐蚀产物中的主要成分为铁-硅形成的晶体结构。表2中为腐蚀残余物X荧光分析, 分析表明, Fe、Si、S等为腐蚀残余物的主要元素组成;结合X光衍射分析结果, 可以推断腐蚀部位残余物中主要成分是Fe2O3, 少量Si O2及硅酸盐等, 同时少量S元素的存在说明腐蚀产物中有硫化物, 有SRB腐蚀风险的可能[2]。腐蚀残余物中含有硅酸盐, 说明该油田部分油井可能存在出沙问题, 采出液中砂质硅酸盐含量较高时, 可引起管道冲刷腐蚀, 尤其在管道弯头部位冲刷腐蚀表现较为明显。
2.2水质分析
测试分离器中水质变化比较大, 取发生事故后的分离器中的液体, 分析其水质情况。分析结果如表3所示。从表中水质分析可以看出, Na Cl、KCl含量占总矿化度的80%以上, 因此高矿化度的水质使系统产生电化学腐蚀, 是设备产生腐蚀穿孔的原因之一。其次, 油田水中Ca2+、Mg2+离子的含量较一般高, 总硬度大于2 700 mg/L (以Ca CO3计) , 并且碱度较大, 这种水质有一定的结垢倾向, 有引起垢下腐蚀的可能。但是从腐蚀产物的分析来看, 没有明显的成垢成分, 不足以引起设备穿孔, 因此可以推断垢下腐蚀不是引起事故的主因。
2.3硫酸盐还原菌 (SRB) 分析
采用绝迹稀释法 (SY/T 0532-1993) 测定了测试分离器中停留水的SRB数量, 结果表明SRB菌数为25个/m L, 含量超标, 这可以说明此处有SRB这种厌氧菌的生存条件。由于该分离器是间歇式的使用, SRB数量也会有比较大的波动。水质分析中检出少量的硫离子, 但没有检出硫酸根离子的存在, 结合在上游的水质分析中也没有检出硫酸根离子, 可以推断, 一般意义上的SRB繁殖的营养源SO42-并不存在, 但是SRB可以在生产流程中通过降解原油来获得营养, 从而快速繁殖, 并伴有H2S气体生成[3]。所以SRB是导致设备腐蚀的重要影响因素, 也是产生此次点蚀穿孔事故的决定性因素。
3硫酸盐还原菌 (SRB) 腐蚀机理
硫酸盐还原菌是一种厌氧细菌, 主要是脱硫弧菌属的细菌, 最适宜生长的温度为20~40℃, 在压力和温度较高时也能生存。在油田中SRB最可能存在于水流不快处或死水区, 此外在低流速的管线, 流动管线中的滞留点均适宜该菌种的繁殖生长。测试分离器的腐蚀穿孔恰处于弯头处, 同时该设备又是间歇式使用, 为细菌腐蚀的发生提供了客观条件。
SRB腐蚀并非它本身对金属的侵蚀作用, 而是微生物生命活动的结果间接地对金属的电化学过程产生影响。其结果, 一方面为电化学腐蚀创造必要条件, 另一方面又对电化学腐蚀的过程产生影响, SRB腐蚀实际上也是电化学腐蚀。关于SRB的厌氧腐蚀机理, 迄今为止已提出了许多机理, 主要有氢化酶的阴极去极化理论, 细菌代谢产物去极化理论, 磷化合物去极化理论等。细菌引起的腐蚀总是以孔蚀的表面形态出现, 这是由于细菌分泌形成粘液或产生硫化物诱发的[4,5]。
4结论
(1) 综合对腐蚀产物的分析、水质分析及分离器SRB检测分析, 结合穿孔管壁的表面特征, 可以判断测试分离器腐蚀失效的主要原因是SRB细菌腐蚀。
(2) 设备内部有一定的冲刷腐蚀痕迹, 结合腐蚀产物分析, 腐蚀产物中砂质硅酸盐含量较高, 这是由于油田有一定的出沙问题, 有明显的冲刷腐蚀因素, 尤其在管道弯头部位冲刷腐蚀表现较为明显。
综合以上因素, 诱使腐蚀穿孔的主因是细菌引起的点蚀, 要预防此类事件的发生, 应尽快采取有效措施抑制硫酸盐还原菌 (SRB) 的滋生。
参考文献
[1]唐和清.水系统中微生物腐蚀蔑其控制[J].腐蚀与防护, 1990, 11 (6) :279-284.
[2]朱绒霞, 马艳玲, 那静彦.油田管材的SRB腐蚀[J].中国腐蚀与防护学报, 2001, 21 (4) :225-228.
[3]郝兰锁, 明云峰, 徐应波, 等.海上油田腐蚀探析及防护[J].工业水处理, 2012, 32 (6) :74-76.
[4]李家俊, 刘玉民, 张香文, 等.油田回注水中硫酸盐还原菌对金属腐蚀的机理及其防治方法[J].工业水处理, 2007, 27 (11) :4-7.
油田集输管道腐蚀检测与防护对策 篇4
1 油田集输管道内的腐蚀检测技术
管道发生腐蚀后, 主要表现为管壁减薄、蚀损斑、腐蚀点坑、应力腐蚀裂纹等。管道内腐蚀检测技术主要是针对管壁的变化情况进行测量和分析, 得出被腐蚀管道的相关数据。目前, 国内外在油气管线内腐蚀方面做了大量的工作, 提出了多种检测技术, 其中部分技术已被应用并取得了良好的效果。这些技术包括:漏磁检测技术、超声波检测技术、涡流检测技术、射线检测技术、基于光学原理的无损检测技术。
(1) 漏磁检测技术。漏磁检测技术是建立在如钢管、钢棒等铁磁性材料的高磁导率这一特性上的。其基本原理如图1所示。钢管中因腐蚀而产生缺陷处的磁导率远小于钢管的磁导率;钢管在外加磁场作用下被磁化, 当钢管中无缺陷时, 磁力线绝大部分通过钢管, 此时磁力线均匀分布;当钢管内部有缺陷时, 磁力线发生弯曲, 并且有一部分磁力线泄漏出钢管表面, 检测被磁化钢管表面逸出的漏磁通, 就可判断缺陷是否存在, 通过分析磁敏传感器的测量结果即可得到缺陷的有关信息。
(2) 超声波检测仪。超声波检测是用灵敏的仪器接收和处理采集到的声发射信号, 通过对声发射源特征参数的分析和研究, 推断出材料或结构内部活动缺陷的位置、状态变化程度和发展趋势。该方法是利用超声波的脉冲反射原理来测量管壁腐蚀后的厚度, 检测时将探头垂直向管道内壁发射超声脉冲, 探头首先接受到由管壁内表面的反射脉冲, 然后超声探头又会接受到来自管壁外表面的反射脉冲, 这两个反射脉冲之间的间距反映了管壁的厚度。
(3) CCTV摄像技术。CCTV (Clo se-circuit television) 摄像技术在管道内检测中应用日益广泛, 该技术的基本原理如图2所示。其中, 控制系统控制检测机构在管道内移动, 实现对管壁的全程检测。在检测过程中, 光学投影头在管壁上投射出与管道轴线正交的光圈, 通过数字CCTV摄像头对光圈进行成像。图像保存在计算机中, 借助图像处理技术可进行缺陷定量分析。该技术对管道内检测情况分析的精度取决于图像的质量及图像分析软件对缺陷的识别能力, 光学投影头的引入大大提高了检测精度与自动化程度。
2 油田集输管道腐蚀防护对策
(1) 阴极保护。目前阴极保护使用范围日趋广泛, 地下管道、电缆、储槽、桥梁、热交换器、冷却器等凡是与电解质溶液接触而产生腐蚀的设备都可以用阴极保护法来提高其抗腐蚀能力。阴极保护有两种方法
缓蚀剂。采用缓蚀剂防腐主要是利用缓蚀剂的防腐作用来达到减缓油管腐蚀的目的。该技术成本低, 初期投资少, 但工艺复杂, 对生产影响较大。 (3) 使用玻璃钢或塑料管材。玻璃钢管道在国外已得到广泛使用, 如中东地区的输水及输油管道全部采用玻璃钢, 在日本大口径的输液管以及与水相关的管道已占到25%。目前国内玻璃钢管应用不多, 但已有不少单位在进行该方面的工作。此外, 塑料管材不仅耐腐蚀, 而且制造工艺简单, 有利于环保, 是一种有发展前途的新型油田用管。目前使用最多的是聚乙烯管材, 聚乙烯管因其承载能力低而使其应用受到限制, 但有两种类型的塑料管得到了广泛的应用: (1) 加内衬钢管, 由聚乙烯管在钢管内拔制而成; (2) 强力聚乙烯管, 由缠绕柔韧材料 (金属丝、带、纤维) 的玻璃钢外壳和加金属的内壁制成。塑料管材在油气田上的应用已取得了良好的效果, 今后塑料管材会得到更广泛的应用。
3 结语
任何形式的防腐措施总有失效的时候, 腐蚀是不可避免的, 因此必须通过腐蚀检测来对腐蚀可能造成的事故和可能出现的时间、区位进行预警。因此, 应通过检测分析, 针对每一条管线各区段或部位的具体腐蚀情况, 采取具有针对性的办法进行管道腐蚀的防护, 以期实现效益的最大化。
摘要：本文主要介绍了油田集输管道内的腐蚀检测方法, 如漏磁检测技术、超声波检测仪等, 并对油田集输管道腐蚀防护方面进行了探讨。
关键词：油田集输管道,管道腐蚀,腐蚀检测,腐蚀防护
参考文献
[1]石永春, 刘剑锋, 王文娟.管道内检测技术及发展趋势[J].工业安全与环保, 2006, 32 (8) :46～48.
油田集输管道腐蚀与防腐技术研究 篇5
1油田集输管道腐蚀的机理分析
(1) 油田集输管道的硫化氢腐蚀相较于氧气和二氧化碳来说, 硫化氢有着水溶性更好的特点, 在溶于水的过程中会发生电化学反应, 分解出HS-和S2-两种阴离子, 这两种阴离子会吸附在油田集输管道的金属表面上, 而集输管道材料中存在Fe2+的阳离子, Fe2+与两种阴离子发生反应, 从而产生氢气和含铁化合物, 从而导致油田集输管道遭受腐蚀。
(2) 油田集输管道的硫化钠腐蚀在油田采出水中存在硫化钠等碱性物质, 这种碱性物质在油田环境下会对油田集输管道产生强烈的腐蚀作用[1]。碱性物质在油田采出水中是广泛存在且不可避免的, 其能够对油田集输管道的金属材料产生氧化作用, 进而腐蚀金属材料, 严重时可导致油田集输管道的泄漏。需要注意的是, 硫化钠的氧化作用受到温度和浓度的影响, 如果所处环境的温度较高, 且硫化钠的浓度较大, 则会催化硫化钠对集输管道金属的氧化作用, 氧化反应更加剧烈, 腐蚀程度更加严重。此外, 硫化钠的腐蚀作用海域集输管道金属的材质和质量有关, 其具体的公式如下:
v=w0-w1/S·T
式中:自重V为失重时集输管道金属材料被腐蚀的速率;w0为集输管道金属材料的初始重量;w1为在剔除腐蚀物之后的集输管道金属材料的重量;S为集输管道金属材料与腐蚀物的接触面积;T为整个腐蚀进行的时间。
从上述的分析可知, 选择金属材料作为油田集输管道材料不仅面临着酸性物质腐蚀, 还会面临着碱性物质腐蚀, 这就对集输管道的防腐技术提出了更高的要求。
2油田集输管道防腐技术探讨
(1) 选择防腐管材对于油田集输管道来说, 其主要面临的酸性腐蚀物质为碳酸、硫化氢等, 其中硫化氢对于油田集输管道的腐蚀性更强。相较于母材来说, 硫化氢对于集输管道的腐蚀更大, 且腐蚀速度更快, 但对于不同的集输管道金属材料来说, 酸性腐蚀会产生不同的腐蚀效果, 相较于碳钢材料和低合金钢材料的油田集输管道来说, 采用不锈钢材料制作的油田集输管道酸性腐蚀速度更慢, 不锈钢集输管道在应用的过程中会在表面形成一层含有金属镍和金属铬的物质, 这就实现了对酸性腐蚀材料的隔离作用, 从而降低酸性腐蚀的概率, 而不锈钢本身也是一种不易遭到腐蚀的材料, 即使遭遇腐蚀其腐蚀深度也不会很大, 不容易出现集输管道泄露的重大事故[2]。但油田集输管道的材料选择不仅要考虑到防腐性, 同时还要考虑到抗压性、耐磨酸性以及材料强度等, 因此在实际的应用中经常采用奥氏体不锈钢作为集输管道材料。
此外, 还可以通过在集输管道表面设置防腐层的方式来实现防腐, 例如可以利用3PE、FBE等金属材料设置防腐保护层, 可以在集输管道表面镀一层其他金属, 如电镀法、热喷镀等, 此外, 还可以对集输管道金属材料进行氧化处理, 形成一层氧化膜来实现防腐。
(2) 合理使用缓蚀剂在油田集输管道的腐蚀介质中加入缓蚀剂能够有效降低油田集输管道的腐蚀速率, 就目前来看, 当前主要用到的缓蚀剂有有机缓蚀剂和无机缓蚀剂两种, 对于油气田的集输管道来说, 一般选用有机缓蚀剂来进行防腐。
(3) 电化学保护技术通过上述的分析可知, 无论是油田集输管道的酸性腐蚀还是碱性腐蚀都属于电化学腐蚀, 可以对症下药, 选择合适的电化学保护技术来实现防腐, 例如当前比较常用的牺牲阳极保护法、强制电流保护法等[3]。
(4) 做好防腐管理, 实现有效预防防腐管理指的是对油田集输管道的日常维护和管理, 利用科学的设备定期检查集输管道, 查找腐蚀威胁, 制定检修策略, 在检查之后记录检修的位置, 在下次检查的过程中针对性检查曾经出现腐蚀的位置, 避免二次腐蚀出现, 通过防腐管理实现防患于未然, 有效的预防集输管道腐蚀问题, 从而保证运输的安全和稳定。
3结语
综上所述, 油田集输管道的腐蚀是比较复杂的, 本文简要分析了硫化氢腐蚀和硫化钠腐蚀两种主要的腐蚀方式, 并针对性的提出了选择防腐管材、合理使用缓蚀剂、电化学保护技术以及防腐管理等油田集输管道防腐技术, 旨在提升油田管道的防腐水平, 促进原油运输的稳定和安全, 从而促进油田开发的可持续发展。
摘要：近年来, 我国油田开发的步伐不断加快, 在保证可持续发展的前提下有效缓解了我国能耗问题。油田技术管道腐蚀是制约油田开发的一个重要问题, 本文简要分析了油田集输管道腐蚀的类型, 并针对性的提出了几种防腐技术, 旨在为解决我国油田集输管道的腐蚀问题提供参考。
关键词：油田,集输管道,腐蚀,防腐技术
参考文献
[1]孟建勋, 王健, 刘彦成, 刘志梅, 刘培培.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2010, 03:21-23.
[2]卢智慧, 何雪芹, 何昶.塔河油田集输管道腐蚀因素及防腐措施[J].油气田地面工程, 2015, 07:18-20.
油田注汽锅炉腐蚀及控制 篇6
Fe+2NaOH=Na Fe O+H↑ (多年来, 随着油田的开发, 稠油热开式如 (3) 所示。2221) 解情况更加严重, 水的电导率降低;温度采技术的发展, 注汽锅炉的应用也越来越越高氧气的氧化速度也越快, 平均每升高广, 注汽锅炉各个管线由于腐蚀而造成的2H 2+Fe3CΔ3Fe+CH4↑ (式3) 30℃, 氧气的 (3反) 应速度就会成倍的增长。爆管事故也越发的频繁, 直接影响油田员1.3氧阴F腐极e蚀:+O的2N+原2a理HOOH+4=e=N4OaH-22;工的健康安全和油田的安全生产。因此, 2Fe O2+H2↑注汽锅炉的不同部位的温度不同会产生温 (14) 注阳极汽:锅F炉e-2中e=如Fe果2+含有溶解性氧, 会形成差腐蚀, 温度高的部分为阳极。研究油田注汽锅炉的腐蚀机理并采取针对Fe⎧和性的措施对油田稠油的安全开采起着重要Fe氧2++这2O两H个-=电2 H Fe (OH) ⎪2+Fe3CΔ极从3Fe+而产生C2H4↑原电池腐蚀。该2.2溶解性盐对注汽锅炉腐蚀的影响 (3) 原电池的化学反应方程式如 (4) 所示。的作用, 并提高油田的经济效益。⎨4Fe (OH) 阴极:2+O2+H2O=4Fe (OH) 3↓注汽锅炉的炉水中不可避免的还有一定 (5) ⎪OOe OH-2+2H2+4=4;的溶解性盐, 其对注汽锅炉的腐蚀会产生很1油田注汽锅炉腐蚀的原理分析⎩Fe (OH) (4) 阳极:2+2Fe (OH) 3=4H2O+Fe3 O4↓Fe-2e=Fe2+ (式4) 大的影响其腐蚀的主要形式为点腐蚀。如硫离子会在高温的水中被还原, Br-和Cl-1.1注汽锅炉碱腐蚀原理⎧Fe2++-会侵=⎪亚原油注汽锅炉炉管的主要原材料主要⎪⎧Fe铁2O (O离H子+和Fee=氢 (OFe H (氧) OH2根) +离OH子-发生反应生成⎨H氢4F氧e⎨ (O⎪化H) 亚2+) 入和破坏碳钢的氧化膜, 硝酸离子具有高强32铁O2和+H氢2O氧=化4F铁e (O, H) 而3↓氢氧化亚 (6) (5) 是由碳钢卷制而成。当给注汽锅炉供水中⎪⎩Fe2O3+H2O+2e=2Fe O+OH-度的氧化性会产生可溶性腐蚀产物。铁⎩和Fe氢 (OH氧) 化2+铁2F都e (O极H不) 3=稳4定H2进O+一Fe步3 O反4↓应生成2.3介质的流速对腐蚀的影响还有较高的碱性, 且不经过适当的处理, Fe3O4, F而e F+e23NOa 4 O在H注=汽Na锅2F炉e O的2+内H部2↑表面生大 (1多) 就会形成一定浓度的游离的氢氧化钠, 而是情况下, 注汽锅炉的腐蚀速成许多直径在1-25mm之间鼓包而导致碳钢在会在氢氧化钠水溶液中受到氢氧化⎪⎧Fe (OH) 3+e=Fe (OH) 2+OH-碳钢度和介质的流速呈正比关系, 蒸汽的流速腐蚀加⎨剧2 H。2+溶Fe解3CΔ氧3F腐e+C蚀H主4↑要发生在注汽锅 (3) (6) 钠和拉应力的综合作用下产生腐蚀, 导致⎪⎩Fe2O3+H2O+2e=2Fe O+OH-越快, 锅炉的腐蚀速度也越快。正常情况炉的给水阴管极:处O2。+2H其2O中+4e涉=4及OH的-;主要化学反应碳钢发生脆性裂化产生裂纹。该腐蚀的化下, 当 (蒸4) 汽的流速达到30m/s时, 注汽锅炉方程式如阳 (极:5) Fe-所2e=示Fe。2+学反应方程式如公式 (1) 所示。会开始剧烈的腐蚀反应。⎧FFe e2+++22OHN-a=FO e (OHH) ⎪2=Na 3注汽锅炉腐蚀的控制措施⎨2Fe O2+H2↑ (1) 4Fe (OH) 2+O2+H2O=4Fe (OH) 3↓Fe+2NaOH=Na 2Fe O2+H2↑ (5) (式1) (⎪⎩F1e) (OH) 2+2Fe (OH) 3=4H2O+Fe3 O4↓ (式5) 3.1适当的p H值1.4停2炉H腐2+蚀F的e3C原Δ理3Fe+CH4↑在加炉水前需要 (对3) 2H该碱腐蚀主要是往往只是发生的注汽2+Fe3CΔ3Fe+CH4↑炉水的p H值进行测 (3) 注阴汽⎪⎧F极:锅e (O炉OH+在) 3+2H停e=FO炉e (O+期H) 24e间+O=4由H-锅炉的受热部位的少数钢管, 腐蚀后会形⎨OH于-结构的原因量, 如 (6果) 炉水的p H值在不当的范围内, 可以⎪导致炉中⎩F的e2;2O水3+H蒸2O气+2e不=2能Fe O正+O常H-成阴极体:积O2在+25H02Om+m4e3到=44O0H-0m;m3的排出干净, 采用加化学药品使炉水 (的4) 之间的皿性腐蚀阳 (极4) :p H值保持在正常的Fe-2e=Fe2+内阳极坑:, Fe腐-2e=蚀后Fe2+形成具呈黑色有磁性的Fe3O会在锅炉的管壁上形成一层水膜, 该水膜水平, 一般炉水的pH值最好在8-9之间。4Fe2且++表2O面H有-溶⎧F解e空2++气2中OH的-=一Fe点 (O的H) 氧2化铁。二=F氧e化 (O碳H) 和氧气会产生电化3.2除去炉水中的氧气学⎪24F1e (.O2 H注) 2汽+O锅2+炉H氢2O腐=4蚀Fe原 (O理H) 3↓⎨腐蚀。由于该腐蚀产生氧化铁和氢氧化4Fe ( (O5H) ) 由于炉水中的氧气是注汽锅炉腐蚀的铁中的3价铁2+O离子2+H具有2O=4Fe (OH) 很到的氧化性3↓ (, 能进5) Fe (OH) 2如+2果Fe注 (O汽H) 3锅=炉4H的2O原+F料e3 O水4↓⎪呈酸性, 水溶主要原因之一, 所以需要对炉水进行除氧。一⎩F步e (在OH注) 汽2+锅2F炉e (运OH行) 时3=代4H替2O氧+气F的e3 O作4用↓造液中的H+的含量会很高。会与锅炉的原材常用的除氧方法包括过滤式除氧、热力除氧成原电池腐蚀。反应方程式如 (6) 所示。料碳钢产生电极反应, 氢离子得到电子生和化学除氧法。其中热力除氧主要是由于温⎪⎧Fe (OH) 成⎨氢气, 3+e=Fe (OH) Fe失去电2+OH-子形成亚铁离子, 其化 (度越高氧气的溶解度就越低。化学除氧法可⎪⎧6F) e (OH) 3+e=Fe (OH) 2+OH-⎪⎩Fe学反2O应3+H式2O+2e=2Fe O+OH-如公式 (2) 所示。⎨以结合调整溶液的p (H6值) 综合使用。⎪⎩Fe2O3+H2O+2e=2Fe O+OH- (式6) 阴极:2H++2e=H2↑;3.3温度的控制1.5注汽锅炉空泡腐蚀的原理阳极:Fe-2e=Fe2+ (式2) 由于温度越高, 锅炉的腐蚀情况就约注汽锅炉的氢腐蚀主要有氢鼓泡、氢空泡腐蚀由称为气蚀, 主要是指注汽锅严重, 所以就需要加强对注汽锅炉的管理脆、氢蚀这三种腐蚀形式。氢鼓泡主要是炉中的气泡破变而产生的冲击波和电化学腐使锅炉的温度处于适当的范围内, 同时也因为氢原子的体积比较小而扩散到钢的结蚀的综合作用而导致对炉管的破坏作用。注要避免局部温度差的出现。构中而结合成氢分子, 氢分子的体积大不汽锅炉的炉水中的气泡由于各种运动和压力3.4停炉的管理能扩散到钢结构的外部从而对钢产生压迫差的作用而导致瞬间的破灭会产生巨大的冲击波和高温, 该冲击破的强度可达到几百个通过前文的分析可知, 如果不加强停而造成钢管表面鼓泡。氢脆主要是因为氢兆帕而使碳钢发生形变导致钢管的变形甚至炉的管理同样会使注汽锅炉产生严重的腐原子进入钢结构中使金属晶格发生变化, 造成钢管的破裂。注汽锅炉的介质主要是水蚀, 笔者推荐氮气保护法对注汽锅炉进行降低了钢的韧性, 使碳钢变的更加的清蒸气属于液体和气体两种状态, 从而注汽锅保护。氮气保护法主要是在注汽锅炉的压脆、引起局部的裂纹。氢蚀主要是由于氢炉的空泡腐蚀情况更加严重。力开始下降到0.05兆帕时向注汽锅炉内输入原子进入钢结构的内部由于高温高压的作氮气以阻止外部的空气进入锅炉内部从而用和钢的其他成分发生了化学反应而造成2注汽锅炉腐蚀的主要影响因素避免腐蚀的发生。对钢性能的破坏。如碳钢可以和氢原子在2.1温度的影响200摄氏度以上产生反应, 其产物为CH4占参考文献有很大的体积使钢产生更大的破坏, 这种温度越高, 注汽锅炉的腐蚀情况就越严重, 主要是由于温度高溶液中的物质水[1]李三胜.注汽锅炉炉管弯头腐蚀原因分破坏是致命的毫无征兆的, 反应化学方程析及机理研究[D].东北石油大学, 2010
参考文献
[1]李三胜.注汽锅炉炉管弯头腐蚀原因分析及机理研究[D].东北石油大学, 2010
浅谈油田集输管道的腐蚀行为 篇7
1 加强油田集输管道防腐研究的意义
油田集输管道是石油输送的重要通道, 因此, 加强管道防腐的研究工作有重要意义。总其意义主要包括以下两点:⑴是社会安定的重要保证。由于管道受腐蚀行为的作用, 易引起石油泄露行为, 不仅会造成资源的浪费, 给环境造成污染, 而且会加重国家, 甚至世界能源紧张的局势, 从而给社会的安定造成威胁。而加强集输管道的防腐, 有利于减少石油资源的浪费行为, 这对为维护社会的安定有积极意义。⑵有利于进一步了解石油集输管道的腐蚀特点, 从而有益于找到更好的防腐方法。据不完全统计, 我国由于金属腐蚀行为造成的经济损失占国民生产总值2%以上[2]。而加强油田集输管道的防腐研究工作为减少这一损失有重要作用。
2 造成油田集输管道腐蚀的主要原因
2.1 海水、土壤对集输管道的腐蚀作用
海水和土壤是造成油田集输管道腐蚀的重要原因之一。
(1) 海水属于电解质溶液, 能与金属管道表面发生直接作用。因为集输管道金属表面的不同部位存在较大的差异性, 因而易产生电极电位, 海水所拥有的电解质溶液与金属管道形成电流回路, 也就是腐蚀原电池。在此作用下, 即会对集输管道的金属表面造成腐蚀作用。久而久之, 越来越多的集输管道表面遭受腐蚀作用, 腐蚀的面积和程度也越来越大, 最终可能造成集输管道的断裂, 从而引起石油的泄露。
(2) 土壤也会对油田集输管道起到腐蚀作用。因为土壤中含有水分和空气, 因此形成了一个电解质导体, 形成的这一电解质导体能与集输管道发生电化学反应而引起腐蚀现象。另外, 土壤中含有氧气, 因而易形成氧浓差电池, 这在很大才程度上加快了油田集输管道的腐蚀行为。
2.2 污水的恶性循环对集输管道的腐蚀
当不合格的水二次进入地下时, 会形成恶性循环, 这会加速集输管道的腐蚀, 从而造成管道的穿孔, 影响油田的正常生产。为更好地说明问题, 现通过实验说明:取已被腐蚀的集输管道 (规格为lcm×lcm×4mm) 表面作为样本, 打磨干净该样本, 并将其吹干, 然后放入4%的硝酸酒精中[3]。使用激光扫描、电子显微镜、共焦显微镜等观察样本的腐蚀形貌, 同时测定腐蚀坑的深度, 然后检测腐蚀水液, 通过该实验表明, 污水的恶性循环是加速集输管道腐蚀的重要因素之一。
2.3 管道防腐材料出现恶化对集输管道的腐蚀作用
为防止管道腐蚀, 一般会在油田集输管道上涂一层防腐材料, 以隔开管道内部和外界介质, 从而避免发生化学反应而产生的腐蚀现象。但受多种因素的影响, 该防腐材料易受到破坏, 从而影响了其保护管道的功效, 不仅如此, 恶化了的防腐材料还会反过来加速管道的腐蚀和损毁。
3 提高油田集输管道防腐性能的措施
3.1 提升金属管道本身的质量, 以提高其抗腐蚀的功能
为提高金属管道本身的防腐作用 (主要预防海水和土壤对管道的腐蚀作用) , 应加大对管道本身材料的研制力度, 以在最大限度上减少管道与外界介质发生化学反应的现象。为此, 可根据不同条件, 寻找不同的集输管道材料。随着科学技术水平的不断发展, 复合管的研制取得了良好成果。复合管具有很强的操作性, 其耐腐蚀的功效明显优于钢材。另外, 复合管的内壁比较光滑, 因此, 其摩阻力也远小于钢材。不过其价格也稍高于钢材, 但从长远考虑, 采用复合管的效果远优于钢材, 因此, 建议使用复合管。
3.2 使用更高效的防腐保护层, 以防止管道的腐蚀
通过对油田集输管道腐蚀原因的分析, 可知为提高管道的防腐高效, 除了提高管道本身材料的防腐功能之外, 还可通过在管道表面设置高效的防护层以提高管道的防腐作用。采取防腐保护层的工艺包括表面氧化处理、金属类保护层、非金属类涂层等几种常用方法。表面氧化处理办法主要是指在金属管道表面喷涂氧化膜, 如环氧涂层, 以防止管道和外界直接接触, 从而减少管道与外界发生化学反应的现象, 达到防腐的作用。金属类保护层的方法指的是在金属管道表面镀上另一种金属镀, 以起到防腐作用的方法, 该方法主要包括真空镀、热镀、电镀等化学处理方法。非金属类涂层方法的保护效果显著, 一般多采用煤焦油瓷漆、三层聚乙烯等喷涂材料, 起到防腐的作用。
3.3 改善管道周围环境, 以减少周围环境对管道的腐蚀作用
实践证明, 再好的防腐技术都有失效的时候。腐蚀是绝对的, 而防腐则是相对的。因此, 在进行防腐工作中, 不单需要提高防腐技术, 还需要寻找到经济实用的防腐方法。从以上对集输管道腐蚀原因的分析中可知, 周围环境包括空气、水、温度、光等是影响管道防腐蚀性能的重要因素。因此, 改善管道铺设周围的环境, 是减少管道腐蚀作用的重要举措。为此, 可通过尽量减少管道与空气的直接接触几率、控制环境中水含量、减少阳光直接照射管道、喷施缓蚀剂、控制透气度等办法来改善管道周围的环境, 从而减少环境对管道的腐蚀作用。
4 小结
总之, 重视油田集输管道的腐蚀问题, 正确认识集输管道腐蚀产生的原因、防腐的意义和重要性、加强防腐措施的研究等, 对减少油田集输管道的腐蚀行为有重要意义。通过以上对油田集输管道腐蚀行为的探讨, 以期能够引起人们对油田集输管道腐蚀现象的重视。
摘要：随着社会经济的不断发展, 对石油的需求量也不断增大。石油的开采工作也越来越重要。在开采石油的过程中, 集输管道发挥着至关重要的作用。但实际上, 由于各种原因油田集输管道的腐蚀情况较为严重, 不仅缩短了集输管道的使用寿命, 而且影响了输送石油的安全性和稳定性。因此, 应十分重视油田集输管道的腐蚀行为。本文分析了油田集输管道防腐的意义, 并详细分析了造成油田集输管道腐蚀的原因, 并提出了加强油田集输管道防腐措施的几点建议以供参考。
关键词：油田,集输管道,腐蚀,原因,防腐
参考文献
[1]张瑞庆, 尹海丽, 任彬, 赵秋岚.油田集输管道腐蚀行为探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 33 (13) :291
油田集输管道腐蚀与防腐技术探讨 篇8
1.1 硫化氢腐蚀
同二氧化碳、氧气相比, 硫化氢的水溶性更好, 对于硫化氢而言, 其在水中会发生电化学反应, 呈现酸性, 在硫化氢进行水解后, 分解出HS-以及S2-, 两种阴离子在集输管道的金属表面吸附, 与集输管道材料中的阳离子Fe2+产生电化学反应, 获取阳离子, 产生氢气以及其他化学物, 进而导致金属集输管道的腐蚀现象。
1.2 硫化钠腐蚀
碱性物质主要是指油田采出水中的硫化钠等物质, 硫化钠在油田环境条件下, 对集输管道集输管道具有强烈的腐蚀性, 而且腐蚀速度和腐蚀效果都很严重。而碱性物质在油田中也是广泛存在且对金属材料的性能产生影响, 主要是氧化作用, 使得金属材料失去金属材料的效果。而且在不同浓度和温度下的硫化钠对金属材料的影响也不同。硫化钠在温度高、浓度大的条件下, 对金属材料的氧化作用会随着温度和浓度的增加而变得快速和强烈;而硫化钠在温度低、浓度低的条件下, 对金属材料的影响不是什么明显, 但是根据不同的材质会产生增大或减小质量的情况, 主要利用的公式是V=W0-W1/S*T, 其中V表示失重时的腐蚀速率, W0 金属材料的初始重量, W1 消除腐蚀物的金属重量, S金属材料都额面积, T腐蚀进行的时间。这就使得在油田环境中选择金属材料, 会面临着酸性物质和碱性物质共同作用的问题。
2 油田集输管道防腐技术
2.1 集输管道材料方面进行防腐
油田中的酸性物质主要是硫化氢、碳酸等物质, 而且硫化氢在油田中存在的量要比碳酸多得多, 还比碳酸在腐蚀金属材料上更为强烈, 硫化氢的腐蚀效果要强于碳酸。酸性物质对集输管道产生的影响比母材要大的多, 而且酸性物质对集输管道的腐蚀速度也要快得多。酸性物质对这些材质的集输管道产生的影响不同, 不锈钢腐蚀的速度要慢于碳钢和低合金钢, 这是因为不锈钢的集输管道在进行应用时, 表面会形成一层富含镍、铬等物质, 不容易受到腐蚀, 而且不锈钢本身就含有一定的镍和铬, 以及一层保护层, 因此, 对于酸性物质的耐腐蚀好一些, 而且腐蚀深度也不大, 但是, 在实际油田环境的实验中, 往往使用锰钢, 即奥氏不锈钢, 也就是奥氏体不锈钢 (304) , 这种具有抗压、抗磨损以及耐腐蚀的特点, 广泛应用在油田开发过程当中, 具有其他材料不能比拟的优点和优势, 除此之外, 一些抗腐蚀的新型材料也被广泛应用在油田工程中, 而这种材料在集输管道也会表现出很好的性质和作用。
2.2 对缓蚀剂进行科学合理的使用
对于缓蚀剂而言, 其主要指的是将少量的该物质加入到腐蚀介质当中, 进而对合金以及金属原有的腐蚀破坏速率造成减缓的物质。现今来说, 通常使用的缓蚀剂主要分为两大类, 第一类是有机缓蚀剂, 第二大类是无机缓蚀剂, 通常情况下, 在油气田所使用的都是有机缓蚀剂。
2.3 防腐管理预防腐蚀
所谓的防腐管理, 实际上指的是通过定期对于集输管道进行检修, 相关工作技术人员, 对相关的设备进行科学合理的使用, 将隐藏在集输管道体系内的潜在威胁进行查找, 并加以处理, 形成一套完成的检修体系, 而且, 在每次检修后, 都要将检修的部位进行及时的记录, 并且针对性的进行固定检查, 防止二次腐蚀的现象发生。同时, 在构建检修体系的过程中, 还要安排相关的技术人员定期的对集输管道进行养护, 提升集输管道的防腐蚀管理力度, 确保集输管道能够更好地被使用, 进而延长集输管道的使用寿命。
通过大量的试验, 我们也可以看到, 不同质地、材料的金属材料所形成的集输管道在油田环境中, 耐腐蚀的性能也表现出不同的特点, 其中, 不锈钢在油田环境中所表现出来的耐腐蚀性能较其他材料的碳钢、低合金钢耐腐蚀性能要较好, 而且, 对不锈钢所表现出来的其他性能, 如抗压、耐磨等特点也较为认可, 除此之外, 加强防腐管理添加缓蚀剂都能够在一定程度上降低集输管道的腐蚀效率, 增加集输管道的使用寿命, 所以在油田环境下所表现出来的腐蚀特性要根据不同材料的集输管道以及所处在的不同油田环境区域来加以分别对待, 根据油田环境的实际进行不同防腐技术的甄别使用。
参考文献
[1]孟建勋, 王健, 刘彦成, 刘志梅, 刘培培.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2013, 03:21-23.