油田注水管道防腐

油田注水管道防腐（精选4篇）

油田注水管道防腐 篇1

随着国民经济的发展, 石油能源渐渐深入人们的生活, 石油成了我国重要的能源资源, 但目前我国的大型油田逐渐进入了开发后期, 含水量的上升导致了产油量的下降。当前石油已经成为了我国很重要的能源, 但资源紧缺的情况下我们必须提高石油的产量, 更充分的考虑到资源的节约。于是通过对油田进行二次采油, 对此采用了注水开发方式, 平均每生产一吨原油约需要注入两吨到三吨的水, 增加原油含水率从而来提高原油在处理过程中分离出的污水量。

增加石油能源的开发与利用, 还有一个原因是不可忽视的。这个原因就是油田注水管线的腐蚀, 随着油田开采时间的增长, 注水水质的恶化, 腐蚀日益严重。腐蚀情况已经严重的影响到了油田的安全生产。近几年, 长庆油田针对腐蚀情况已经制定了相应的防腐措施, 大大的延长了管线的使用寿命。

1 油田注水管线腐蚀的主要影响因素

油田回注水水质的调控指标主要包括两类, 为:堵塞类和系统腐蚀类。有效的解决系统腐蚀类问题是很重要的, 腐蚀情况减弱后, 腐蚀产物就会减少, 从而也在一定的程度上有效的避免了堵塞问题。使得回注水达到注水水质标准, 从而增高石油产量。

油田注水管道的腐蚀情况也与金属的腐蚀情况大致相同, 主要原因大概有以下几种: (1) ph值 (2) 溶解盐 (3) 溶解氧 (4) 二氧化碳 (5) 硫化氢 (6) 温度 (7) 电磁场 (8) 细菌。众多的因素对油田注水管线的腐蚀有着很密切的因素, 影响了油田注水管线的使用寿命, 在一定的程度上影响了油田的产量。而如今石油能源的紧张, 为了更好的利用资源, 我们应当采取一定的措施来防护油田注水管道的腐蚀, 使其寿命更长。使资源更多更好的服务人们。

2 油田注水管线的防腐措施

2.1 使用杀菌剂

自从二十世纪八十年代初期开始, 我国的主要的处理方式之一就是使用杀菌剂的化学处理方法, 杀菌剂一般为沿用民用水和工业循环水的药剂, 其杀菌机理为有氧型杀菌剂和非有氧型杀菌剂。但是杀菌剂的弊端就是由于管线里的细菌具有极其强的生命力和适应能力, 为此使用杀菌剂必须增大药量, 增大用量后不但是成本变得更高而且还会造成严重的环境污染, 所以杀菌剂适合在初期使用。

2.2 缓蚀剂

缓蚀剂分为有机缓蚀剂和无机缓蚀剂两种, 而且缓蚀剂可以不用增加设备, 不改变管道环境的优点。对于不同金属的管道, 还可以通过复配几种缓蚀剂和增加缓蚀剂用量来保证多种金属同时免于腐蚀破坏。

2.3 重防腐蚀环氧粉末涂料

环氧粉末涂料是一种热固型粉末涂料, 主要成分有环氧树脂、固化剂、颜料、添加剂。具有很好的防腐作用。它不仅防腐性能好, 而且还具有硬度高、柔韧性强、附着力强、无溶剂挥发和无针孔的优点, 可以很好的防止油田注水管线的腐蚀情况。

2.4 H87环氧耐温涂料

H87环氧耐温涂料是一种新型的无机材料的改性环氧涂料。这种涂料的一大特色就是隔热耐热, 而且还有一定的耐水耐油等性能。有效的组织各种介质对管线的腐蚀作用。

2.5 钛纳米防腐涂料

钛纳米聚合物防腐涂料采用先进的纳米包覆技术, 使用高分子合金材料研制出了一种耐溶、抗渗、超级抗腐蚀, 并且有着一定的修复能力的涂料。此防腐涂料还有增加管道强度, 长期保存的好处。是一种具有很好防腐效果的防腐涂料。

2.6 环氧玻璃鳞片重防腐涂料

环氧玻璃鳞片重防腐涂料的主要成份为环氧树脂、玻璃鳞片和各种添加剂组成的厚浆型涂料。玻璃鳞片具有很好地屏蔽作用, 热胀冷缩效果也差, 而且具有很薄但拥有很好耐磨性的特点, 内壁使用环氧玻璃鳞片重防腐涂料使得防腐蚀作用达到一定高度。

2.7 8701环氧树脂涂料

8701环氧树脂涂料的主要组成成分有环氧树脂、改性胺类固化剂、溶剂、助剂和颜料组成。这种涂料分为了面漆和底漆两种, 此涂料不仅气味小其污染也小, 并且耐油耐水性能也十分的好。此涂料在长庆油田也发挥了不小的作用, 取得了了很好的防腐作用。

2.8 电磁场物理防腐

除了上边一系列的涂料防腐和药剂防腐, 还有一种高效节能、绿色环保的防腐措施, 即电磁场回注水物理防腐。这种防腐方法不仅可以节省药剂杀菌剂的使用, 而且同样能达到杀死细菌的目的。并且这种物理方法安装操作简单方便, 节省人力物理, 且无污染, 明显的提高了经济效率。这种方法在油田注水管线防腐上有着很好地发展前景。

结语

以上分析可以看出, ph值、溶解盐、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、温度、电磁场、细菌是影响长庆油田注水管线腐蚀的主要原因。但经探讨研究出的措施更是不少。主要措施有:杀菌剂、缓蚀剂的化学方法, 电磁场的物理方法和各种涂料来防腐。措施虽然很多但是不能乱用, 应根据不同的腐蚀情况来确定相应的措施。而且上述的各种防腐蚀措施各有利弊, 所以在使用的过程中英针对不同油田的实际情况来判断, 采用更经济适用的防腐技术。提高石油产量, 从而缓解石油能源危机。使得石油能源更好的服务于人类。

摘要：随着时代的飞速进步, 工业产业的迅速发展, 石油能源在人们的生活中有着必不可少的作用。随着油田的大量开发, 石油能源的消耗, 为了提高石油的产量, 所以本文针对长庆油田的特点以及注水管道的腐蚀情况进行了分析, 进一步的探讨了长庆油田注水管线防腐原因和一系列措施, 使得石油能源能更好的服务于人民。

关键词：长庆油田,油田注水,管线防腐,措施

参考文献

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[3]陈冠良, 李雪松, 万留法.文南油田注入水水质处理新技术[J].江汉石油学院学报, 2001, 23 (04) :52-55.

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[5]杜元龙, 雷良才, 闫一功, 高立群, 彭海泉.注水管线钢局部腐蚀速率规律的研究[A].中国石油和石化工程研究会第八届年会文集[C].2004.

油田注水管道防腐 篇2

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.

油田注水管道防腐 篇3

1 存在的问题

1.1 无功损耗增加，系统效率降低

由于注水管道结垢压损大，管道末点压力低，为保证配注泵站需提高运行压力，因此造成注水系统无功损耗增加，系统整体效率降低。另外，由于管道结垢压损大，造成部分水井采取单井增注，能耗增加，管理及维修工作量增加。

1.2 水质二次污染严重

多年来，只重视污水处理系统表面的运行，对污水处理系统的运行过程控制及日常管理不到位，储罐定期清砂、排污的制度没有形成，大部分储罐沉砂、积油，造成水质严重的二次污染(表1)。

1.3 形成安全隐患

由于管道结垢，压损增大，系统运行压力升高，造成地面注水设施承压升高，形成安全隐患。

2 除垢技术研究与应用

为了解决南部油田注水管道结垢问题，对不同管道、不同垢质进行了深入细致的研究分析，制定出不同的技术方案，优选了3种除垢技术即注水管道通球除垢技术、化学清洗除垢技术、“射流”(物理)除垢技术，解决了南部油田注水管道结垢问题，取得可观的经济及社会效益。

2.1 通球除垢技术及现场应用效果

2.1.1 除垢器（球）除垢技术原理

聚氨酯软体除垢器是由优质进口聚氨酯原料和独特的发泡工艺制造而成，经过特殊的加工工艺，对于垢质较硬的管道，可在软体除垢器的基础上，加上带有高强度的钢钉组成加强型软体除垢器。除垢过程中，除垢器在压力的作用下，对管道内壁的垢进行刮削，达到除垢的目的。此种方法简单易行，安全环保，投资低(图2、图3)。

2.1.2 除垢器的特点

通过能力强，可通过1.0 D弯头，用于结垢较厚、结垢不规则的管线，其最大变形大于等于50%，当卡阻时可通过提高输送压力将其涨碎而不会堵塞管线。安装方便，通球过程中容易控制，操作简便、安全，可实现白天通球、晚上继续注水的间断方式，不影响正常注水。

2.1.3 注水管道通球除垢情况及效果分析

1）除垢工作量完成及效果

自2006年开始应用新型注水管道除垢器技术以来，总计对29条注水干线、25条单井注水管道实施了通球除垢。29条系统干线除垢后，平均压损由3.5 MPa降至1.1 MPa，净降压损2.4 MPa;25条单井注水管道除垢后，平均压损由4.0 MPa降至1.2MPa，净降压损2.8 MPa。

2）节能效果分析

注水泵的输出功率为

在井口压力不变时，泵输出功率只与克服管道摩阻消耗能量有关，即

在流量不变的情况下，通过管道除垢降低泵出口压力，可以达到节能降耗的目的。其节能效果如下：

◇注水管道实施通球除垢后，有4个注水站因除垢而实现降压运行，平均降低压力2.6 MPa，实现年节电157.2×104kWh;

◇共停运2台增压泵，有16台在用增注泵因进口压力升高而降低了增注压力，实现年节电338.7×104k Wh;

◇注水管道除垢后因末点压力升高，注水井实现正常配注，从而取消了增加12台增注泵的计划，实现年间接节电326.9×104k Wh。

注水系统通球除垢年节电822.8×104kWh，投资246.5万元，投入产出比1∶2.6，投资回收期4.6月(表2)。

3）有效解决注水井欠注问题

注水管道实施通球除垢后，由于管道压损降低，末点压力上升，解决欠注井28口，增加注水量870 m3/d。

4）有效降低水质的二次污染

注水管道实施通球除垢后，有效地解决了管道结垢对回注水产生的二次污染(表3)。

2.2 化学清洗除垢技术及现场应用效果

2.2.1 技术原理

派迪清洗液主要由有机络合物(母本载体)和水系统运行除垢清洗液组成。根据配位场化学最新理论：金属离子的d轨道在某些配位化合物静电场影响下可发生分裂而形成能量不同的轨道。当配位体给出的孤对电子与中心金属元素形成α键时，若该配位体分子中存在空的π分子与轨道或空的pd分子轨道，且对称时，中心元素d轨道上的孤对电子可与配位体形成反馈π键，从而形成稳定配位化合物——络合物。基于以上原理，首先选用能使Ca2+、Mg2+d轨道发生能级分裂，且有π分子轨道的化合物作为π接受配位体，当这些化合物与钙、镁水垢作用时，可与Ca2+、Mg2+形成稳定的化合物，从而破坏结垢化合物的分子结垢，将垢中含Ca2+、Mg2+的物质溶解;其次选用油污清洗剂溶解各种油污、灰泥等污垢(图4)。

2.2.2 技术特点

派迪清洗的技术特点为：溶解垢、油污彻底，不燃不爆，无毒、无腐蚀，对于垢质坚硬、通球无法解决的管道，该技术可轻易解决，适于所有结垢管道。

在清洗施工过程中，针对化学反应产生H2S气体造成的安全隐患，利用酸碱中和原理及活性碳吸收特性，改进了H2S气体处理设备。经过现场应用和检测，排放气体指标均在安全允许范围之内(图5)。

2.2.3 注水管道化学清洗及效果分析

1）清洗工作量及效果

自2006年开始应用新型注水管道化学清洗技术以来，总计对29条单井注水管道实施了化学清洗除垢，平均压损由5.9 MPa降至0.8 MPa，净降压损5.1 MPa。

2）节能效果分析

注水管道除垢后因末点压力升高，注水井实现正常配注，从而取消了增加7台注水泵的计划，实现年间接节电194.6×104kWh。

单井注水管道化学清洗除垢年节电194.6×104kWh，投资121万元，投入产出比1∶1.25，投资回收期9.6月(表4)。

3）有效解决注水井欠注问题

注水管道实施化学清洗除垢后，由于管道压损降低，末点压力上升，共计解决欠注井27口，增加注水量843 m3/d。

2.3 射流（物理清洗）除垢技术及现场应用效果

2.3.1 技术原理

清洗仪器上设计安装了内振系统和射流喷嘴，将清洗仪器投入管道中，在水力的推动下旋转行进，水流自尾翼压入内振系统，猛烈收缩又急剧膨胀，生成无数空泡，汇入喷嘴后，在清洗仪器周围形成爆破性冲击射流，击打前方的管垢，然后与冲击清洗下来的碎垢一道汇聚成湍流，向前窜动，直达排污口(图6)。

2.3.2 技术特点

射流除垢是物理清洗过程，施工过程中不产生任何有毒气体，安全可靠;操作简便，一旦清洗仪器卡阻，用泵车反打水，一般情况下清洗仪器能顺利退出，不会卡堵管道;通过能力强，可通过1.0D弯头;管道除垢较彻底，除垢率达90%以上。

2.3.3 注水管道射流除垢及效果分析

1）除垢工作量及效果

截至目前，总计对18条注水干线、81条单井注水管道实施了通球除垢。18条系统干线除垢后，平均压损由3.0 MPa降至1.0 MPa，净降压损2.0MPa;81条单井注水管道除垢后，平均压损由2.5MPa降至0.6 MPa，净降压损1.9 MPa(图7)。

2）节能效果分析

停运增压泵1台，取消增注泵1台，有3台在用增注泵因进口压力升高而降低增注压力，实现年节电82×104kWh。

注水管道实施射流除垢年节电82×104kWh，投资180万元，投入产出比1∶0.36，投资回收期2年10个月(表5)。

3）有效解决注水井欠注问题

注水管道实施通球除垢后，由于管道压损降低，末点压力上升，共计解决欠注井8口，增加注水量570 m3/d。

4）有效降低水质的二次污染

注水管道实施通球除垢后，有效解决了管道结垢对回注水产生的二次污染(表6)。

3 主要成果及认识

3.1 注水系统整体效果及经济效益

2006年至今，南部油田注水管道通过采取通球、化学清洗、射流(物理清洗)等除垢技术，共完成除垢管道187条，除垢总长度144 650 m。

注水系统年节电1 099.4×104kWh，年节电费857.5万元，投资547.5万元，投入产出比1∶1.57，投资回收期7.7月(表7)。

3.2 技术创新点

1)通球除垢技术、化学除垢技术、射流除垢技术的应用有效解决了不同注水管道除垢难的问题，实现了注水管道实施除垢的技术新突破，达到了节能降耗的目的。

2)化学清洗技术能够有效清除管道结垢，效果较好，但因存在产生硫化氢气体的安全隐患，需进一步改进。

3)从结垢的严重程度和垢质成分方面考虑，对于垢质较软、结垢厚度小于管道内径30%～40%的管道可采用费用较低的通球技术;而垢质较硬、结垢厚度超过管道内径50%的管道则以射流除垢技术为主。

油田集输管道腐蚀与防腐技术探讨 篇4

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.