凝析氣田單井集輸管道內(nèi)腐蝕特征及防腐技術(shù)

葉帆 高秋英

中國石化西北油田分公司

凝析氣田單井集輸管道內(nèi)腐蝕特征及防腐技術(shù)

葉帆 高秋英

中國石化西北油田分公司

葉帆等.凝析氣田單井集輸管道內(nèi)腐蝕特征及防腐技術(shù).天然氣工業(yè),2010,30(4):96-101.

新疆維吾爾自治區(qū)的雅克拉、大澇壩凝析氣田單井集輸系統(tǒng)管輸介質(zhì)具有“兩高一強一低”(高CO2、高Cl-、強沖刷、低p H值)的特征,腐蝕環(huán)境非常惡劣,系統(tǒng)投產(chǎn)2a就出現(xiàn)了嚴重的腐蝕現(xiàn)象。為此,對雅克拉、大澇壩凝析氣田腐蝕現(xiàn)狀、腐蝕特征進行了總結(jié),對酸性氣體、高礦化度水、流體流態(tài)、焊縫等腐蝕因素進行了分析,有針對性地提出了以下防腐對策:①工藝設(shè)計優(yōu)化;②運行參數(shù)優(yōu)化;③材料優(yōu)選;④金屬內(nèi)表面防腐處理;⑤添加緩蝕劑;⑥應(yīng)用管道外修復(fù)技術(shù)。該研究結(jié)果對類似氣田管道防腐具有較好的指導(dǎo)意義。

雅克拉 大澇壩 沖擊腐蝕 內(nèi)涂層 外補強修復(fù) 玻璃鋼 雙金屬復(fù)合管 緩蝕劑

1 腐蝕現(xiàn)狀、規(guī)律、特征

雅克拉氣田集輸管線于2005年投用,管道規(guī)格型號主要為?76mm×6mm、?114mm×8mm和?168mm×11mm,材質(zhì)為16Mn和20號鋼。

1.1 腐蝕現(xiàn)狀

2007年3月雅克拉氣田 Y1井、Y5單井集輸管線井場埋地彎頭相繼發(fā)生腐蝕斷裂,隨后檢測顯示彎頭腐蝕嚴重,腐蝕速率最高達7.44mm/a,截至2009年5月31日,氣田因腐蝕而報廢彎頭17個、管道178.5m。

2007年1月開始,大澇壩氣田集輸管線開始穿孔并日趨嚴重,截至2009年5月31日,氣田集輸系統(tǒng)累計腐蝕穿孔28次。

1.2 腐蝕規(guī)律

雅克拉氣田單井管道腐蝕主要發(fā)生在井場彎頭及井場地面直管段;大澇壩氣田單井管道腐蝕主要發(fā)生在彎頭、焊縫及管道高程發(fā)生改變的埋地管道[1]。

1.3 腐蝕特征

單井管道腐蝕均為內(nèi)腐蝕。雅克拉氣田管道腐蝕特征為管道底部溝槽狀腐蝕和彎頭均勻減薄腐蝕;大澇壩腐蝕特征為彎頭蜂窩狀腐蝕、管道底部溝槽狀腐蝕、大面積潰瘍狀和焊縫穿孔[2]。

2 金屬內(nèi)腐蝕原因分析

2.1 環(huán)境因素分析

2.1.1 腐蝕介質(zhì)分析

2.1.1.1 酸性氣體因素

雅克拉氣田天然氣中CO2體積分數(shù)為1.88%～4.09%,CO2分壓為0.15%～0.35%;H2S含量為2.18～77.41mg/m3,H2S分壓低于0.3kPa;H2O體積分數(shù)為0～26.86%,礦化度小于15×104mg/L。氣田天然氣含 H2S量較低,CO2/H2S分壓比最小為6689,系統(tǒng)腐蝕主要為CO2腐蝕。據(jù)NACE標準判斷,氣田單井管道腐蝕屬于CO2嚴重腐蝕等級。

大澇壩氣田天然氣中CO2體積分數(shù)為0.57%～0.73%,CO2分壓低于0.05MPa;H2S含量為2.23～20.6mg/m3,H2S分壓低于0.1kPa;H2O體積分數(shù)為1.8%～26.5%,礦化度為27×104mg/L左右。氣田天然氣含H2S量較低,CO2/H2S分壓比最小為6355,系統(tǒng)腐蝕主要為CO2腐蝕。據(jù)NACE標準判斷,大澇壩氣田單井管道腐蝕屬于CO2輕度腐蝕等級[3]。

我們對 Y6井集輸管線彎管腐蝕產(chǎn)物進行了分析,產(chǎn)物主要為Fe、O、C、P、S以及少量其他元素,其中P、S元素來自凝析油(X射線未發(fā)現(xiàn)硫化物);X射線衍射分析得出腐蝕產(chǎn)物成分為 FeCO3、Fe3O4和SiO2的混合物。腐蝕產(chǎn)物分析結(jié)果驗證了該管線腐蝕主要是CO2腐蝕,腐蝕產(chǎn)物為FeCO3。

根據(jù)Waard公式對雅克拉、大澇壩氣田的CO2腐蝕進行預(yù)測:

式中:T為輸送溫度,K;pCO2為管道內(nèi) CO2分壓, MPa。

經(jīng)計算,雅克拉氣田和大澇壩氣田各管道CO2腐蝕速率如表1、表2所示。

表1 雅克拉氣田管道CO2腐蝕速率預(yù)測表 mm·a-1

表2 大澇壩氣田管道CO2腐蝕速率預(yù)測表 mm·a-1

2.1.1.2 產(chǎn)出水因素

產(chǎn)出水影響主要有兩方面:

1)含水量影響。管道系統(tǒng)腐蝕隨天然氣含水量的增加而增加,室內(nèi)模擬實驗研究也表明,含水大于90%時的腐蝕速度為含水為40%時的10倍,雅克拉、大澇壩氣田最高含水低于27%,一般為2%左右,含水量總體較低。

2)產(chǎn)出水礦化度,尤其是Cl-的影響。目前,國內(nèi)外專家對Cl-腐蝕的影響機制已有較統(tǒng)一的認識,Cl-有3方面的作用:①Cl-半徑小,不到0.1nm,活度高,易穿透、破壞腐蝕產(chǎn)物膜,導(dǎo)致產(chǎn)物膜疏松,腐蝕性介質(zhì)繼續(xù)與金屬基體接觸,導(dǎo)致金屬腐蝕;②當(dāng)Cl-濃度達到一定高度時,降低CO2在水中溶解度,可抑制腐蝕;③NaCl、MgCl2、CaCl2在高溫下水解,導(dǎo)致溶液酸性增強,酸性腐蝕加劇,但MgCl2的水解溫度為120℃,CaCl2的水解溫度為175℃,NaCl的水解溫度為250℃。因此,在集輸系統(tǒng),影響雅克拉氣田、大澇壩氣田管道的Cl-腐蝕因素主要為前兩種。

模擬雅克拉氣田、大澇壩氣田的腐蝕介質(zhì)和工況(溫度為90℃,CO2分壓為2MPa,流速為1.0m/s,實驗周期72h),分別評價1000mg/L、10000mg/L、100000mg/L、200000mg/L4個不同Cl-濃度條件下的腐蝕規(guī)律,發(fā)現(xiàn)Cl-的存在會加劇腐蝕,但Cl-含量增加對腐蝕的影響不明顯,對于普通碳鋼而言,Cl-含量為10000mg/L是最大腐蝕點,之后隨著Cl-含量的增加,腐蝕略有降低。

總體而言,Cl-的存在會加劇雅克拉氣田、大澇壩氣田集輸管道腐蝕,但不是腐蝕的主要因素。

2.1.1.3 含蠟量因素

蠟對管道腐蝕的影響有兩種方式:加速或減速,取決于操作參數(shù),如溫度、流態(tài)及蠟層均勻性等[4]。

若蠟層較厚,分布均勻,則可以隔絕CO2腐蝕,減緩金屬腐蝕,若蠟層較薄,且不均勻,則易形成大陰極、小陽極,加速局部腐蝕,一般形成小孔狀腐蝕。

蠟不是腐蝕元素,但可作為腐蝕催化劑,它的作用機制取決于溫度、流態(tài)等,如果溫度低、流速低、含蠟量高,則蠟易聚集,具有減緩腐蝕作用;若溫度高、流速高、含蠟量適中,則蠟不均勻,局部腐蝕較嚴重,且如果管道高程發(fā)生變化,管道高程較低,管道處于“爬坡”段易受流體沖擊,蠟不致密,易出現(xiàn)穿孔,這與D4井管道底部出現(xiàn)的腐蝕有些相似。

分析雅克拉氣田、大澇壩氣田的含蠟量可知,大澇壩氣田含蠟量較高,管道腐蝕受蠟含量的影響相對較大,而雅克拉氣田含蠟低,管道腐蝕受蠟含量的影響較小。

2.1.2 流體流態(tài)分析

在不同流型中,沖擊流對管道腐蝕影響最大,有沖擊流出現(xiàn)的直管段和彎頭處,易產(chǎn)生沖擊腐蝕、空泡腐蝕和流體促進腐蝕。

2.1.2.1 流體流態(tài)判定

經(jīng)計算及查曼德漢流型圖,雅克拉氣田集輸管道內(nèi)介質(zhì)流態(tài)主要為沖擊流,僅Y9、Y11、Y12、Y13為分層流。因此,流態(tài)對雅克拉氣田集輸管道的影響巨大;大澇壩D2、D4、D9井為段塞流,其余為分層流。詳見表3、表4。

2.1.2.2 沖擊流對水平管道的腐蝕影響[5]

表3 大澇壩氣田氣液兩相流速計算表m·s-1

表4 雅克拉氣田氣液兩相流速計算表 m·s-1

沖擊流水平管道易形成段塞體,產(chǎn)生沖擊腐蝕、流體促進腐蝕,從而與電化學(xué)腐蝕交替作用促進局部腐蝕。

氣體流速大,波浪加劇,波峰不時高達管頂,形成液塞,阻礙高速氣流通過,進而被氣體吹開并帶走一部分液體,被帶走液體可能吹散成液滴,也可能與氣體形成泡沫,段塞后端底部由于段塞作用形成低壓區(qū),故在該處形成強力的液擊現(xiàn)象,產(chǎn)生極強沖擊力和剪切力,撕裂腐蝕產(chǎn)物膜,加速金屬管道腐蝕,其腐蝕形貌為在管底形成較深的溝槽,見圖1。

圖1 沖擊流腐蝕示意圖

在剪切力、CO2條件下對腐蝕速率的預(yù)測:

式中:τw為管壁剪切應(yīng)力;λ為液體與管壁的摩擦系數(shù);ρs為段塞密度,kg/m3;vs為段塞速度,m/s。

式(2)中段塞密度可取原油密度,段塞速度可取流體混合流速,因沖擊流處于水力粗糙區(qū),在該流態(tài)區(qū)內(nèi),λ僅與管壁相對粗糙度(ε)有關(guān),可用尼古拉茲公式求水力摩擦系數(shù),計算公式見式(3):

在求解管壁剪切力后,可根據(jù)剪切力、CO2分壓模擬計算管道在流體流態(tài)和CO2共同作用下的腐蝕速率,計算公式見式(4):

式中:RCOR為腐蝕速度,mm/a;τw為管壁剪切應(yīng)力, N/m2;b為指數(shù),b=0.10;p為CO2分壓,MPa;c為指數(shù),c=0.83;k為常數(shù),k=15.5。

經(jīng)計算,雅克拉氣田沖擊流水平管的段塞段腐蝕速率將達到5.57～8.59mm/a。由于雅克拉氣田集輸管道的壁厚為11mm,按管道的平均沖擊腐蝕速率為6mm/a計算,管道運行2a就會出現(xiàn)腐蝕穿孔,這與現(xiàn)場腐蝕穿孔時間十分吻合。

經(jīng)計算,大澇壩氣田D2、D4井的腐蝕速率將達到2.1mm/a左右。由于大澇壩氣田集輸管道的壁厚為6mm,按管道的平均沖擊腐蝕速率為2mm/a計算,管道運行3a就會出現(xiàn)腐蝕穿孔,這與現(xiàn)場D2、D4井腐蝕穿孔時間十分吻合。

2.1.2.3 沖擊流對彎管的腐蝕影響

彎頭內(nèi)壁處的腐蝕主要為沖擊腐蝕和空泡腐蝕,如圖2所示,彎管內(nèi)壁受力如圖3所示。

介質(zhì)流動到彎頭處,彎頭內(nèi)壁受到兩個力的沖擊:一是流動介質(zhì)對管道的剪切力,另一個是流動介質(zhì)對管道彎頭的沖擊力。假設(shè)介質(zhì)在彎頭處流速不變,則彎頭處的剪切力τ也不變。

經(jīng)計算,當(dāng)流體攻擊角度θ>3°的時候,液相介質(zhì)的沖擊力即為剪切力的10倍。因此,彎頭的沖擊力為直管段剪切力的10倍。彎頭曲率半徑越小,沖擊流攻角越大。當(dāng)攻擊角為90°時,彎管內(nèi)壁所受沖擊力最大,此時彎頭的材料基體沖刷最嚴重,彎頭在腐蝕和沖刷的同時侵蝕下快速減薄。因此彎頭處的腐蝕速度要遠大于直管[6]。

圖2 彎頭處沖擊腐蝕和空泡腐蝕示意圖

圖3 彎頭沖擊力示意圖

2.1.3 凝析水析出率因素

統(tǒng)計雅克拉氣田單井集輸管道腐蝕情況可知,腐蝕穿孔或整體減薄均發(fā)生在井場彎頭和井場地面直管段,初步分析原因為凝析水析出率較大。

井場地面管道存在較大溫度降,凝析水析出率高,溶解了CO2的酸性水膜附著在管壁上,形成 FeCO3腐蝕產(chǎn)物膜,同時因流體的強烈沖刷導(dǎo)致腐蝕產(chǎn)物膜破裂,加劇腐蝕。

井場管道凝析水析出率高的原因有兩方面:一方面為采氣樹針閥或油嘴的節(jié)流膨脹效應(yīng);另一方面由于井口管道沒有埋地,雖然有黃夾克保溫層,但仍然存在較大的晝夜溫度差,最高可達20℃,夜晚由于溫度低,冷凝水析出,加劇腐蝕,由于井口段管道大量的過飽和水已析出,進站段管線雖然也有少量管道暴露在地面上,但已很難再形成冷凝水。因此,進站彎管腐蝕較輕。

2.2 材料因素分析

2.2.1 材質(zhì)因素

雅克拉氣田、大澇壩氣田管道材料為16Mn、20號鋼,材料耐蝕性能差。在模擬雅克拉氣田介質(zhì)條件下,對20號鋼、16Mn等4種材料進行了實驗評價,實驗結(jié)果見圖4[7]。

圖4 模擬實驗結(jié)果圖

2.2.2 焊接因素

焊接工藝對管道焊口抗腐蝕能力的影響十分巨大,管道焊接后,若存在焊渣、焊瘤等,將從兩方面加劇焊口及其附近管道的腐蝕:①焊渣、焊瘤為活性點,電位較本體更負,更易發(fā)生腐蝕;②由于焊渣、焊瘤存在管道內(nèi)存在凸出部分,造成焊口附近形成紊流,產(chǎn)生強烈的液擊現(xiàn)象,從而形成空泡腐蝕和沖擊腐蝕,加速焊口和焊口附近區(qū)域的腐蝕。大澇壩氣田D3井管道腐蝕穿孔9次,其中7次均為焊縫處穿孔。

2.3 固體雜質(zhì)因素

X射線衍射分析腐蝕產(chǎn)物含有微量SiO2,分析為地層產(chǎn)出物,地層產(chǎn)出砂對管道底部,尤其是彎管產(chǎn)生磨損腐蝕,在高流速沖刷下磨蝕尤為嚴重。

2.4 腐蝕原因綜合分析

雅克拉、大澇壩氣田由于具有“兩高一強一低”(高CO2、高Cl-、強沖刷、低p H值)特征,氣田地面集輸管道腐蝕嚴重。腐蝕產(chǎn)物均為 FeCO3,腐蝕原因均為CO2腐蝕、流體力學(xué)腐蝕。同時,雅克拉、大澇壩氣田腐蝕又有各自的特點和主要影響因素。

2.4.1 大澇壩氣田集輸管道腐蝕主要因素

1)流態(tài)因素。D2、D4井管道為沖擊流,存在嚴重的沖擊腐蝕,平均沖擊腐蝕速率可達2mm/a,在管道高程發(fā)生變化的區(qū)域易形成段塞。

2)材料因素。腐蝕管材均為16Mn、20號鋼,大澇壩氣田28次腐蝕中有11次發(fā)生在焊口及附近。

2.4.2 雅克拉氣田集輸管道腐蝕主要因素

1)CO2因素。雅克拉氣田含 CO2體積分數(shù)1.88%～4.09%,CO2分壓0.15%～0.35%,屬于CO2中度至嚴重腐蝕,CO2腐蝕影響較大。

2)流態(tài)因素。因雅克拉氣田 Y1、Y2、Y5、Y6、Y10、Y14井集輸管性均為沖擊流型,沖擊腐蝕和CO2腐蝕相互促進,腐蝕嚴重,目前已更換彎頭17個,更換水平直管段超過180m。

3)凝析水析出率因素。雅克拉氣田單井管道井場段凝析水析出率高,腐蝕嚴重。

3 防腐技術(shù)研究及應(yīng)用

結(jié)合雅克拉、大澇壩氣田單井管道腐蝕環(huán)境和腐蝕特征,從新建工程和已建工程兩方面著手,研究開發(fā)了6項防腐技術(shù)。

3.1 新建工程防腐技術(shù)

3.1.1 工藝設(shè)計優(yōu)化

雅克拉氣田單井管道腐蝕主要發(fā)生在井場部位,因此,縮短井場地面管段,加強管道保溫(增加保溫層厚度);大澇壩氣田D4井埋地管道受高程影響,導(dǎo)致流態(tài)發(fā)生變化,從而腐蝕較為嚴重。因此,新建管道應(yīng)盡量保持低高程差。

氣田集輸管線彎管處有3處易發(fā)生嚴重腐蝕,因此,可從安裝工藝上緩解彎管腐蝕。

1)可考慮改變彎管曲率半徑,降低流體攻角。目前,雅克拉集輸管線曲率半徑為6D。因此,可增大曲率半徑,減小攻角,同時應(yīng)增加彎管的壁厚,增加腐蝕余量。

2)可考慮在彎管前增加流體流態(tài)改變發(fā)生器。由圖2可知,在彎管內(nèi)壁外側(cè)后段和內(nèi)壁內(nèi)側(cè)前段易形成湍流,產(chǎn)生空泡腐蝕。因此,可在流體進入彎管前增加一個流體流態(tài)改變裝置,預(yù)先給流體增加一個反向旋渦,避免在彎管處產(chǎn)生強烈的渦流,減緩腐蝕,工作原理見圖5。

圖5 流態(tài)改變發(fā)生器工作示意圖

3.1.2 內(nèi)表面防腐

使用金屬管道內(nèi)表面涂料防腐在國外油氣田已應(yīng)用較為成熟,在國內(nèi)油氣田井下管柱和容器也應(yīng)用較多,但在油田集輸管道應(yīng)用較少。

篩選適用于雅克拉、大澇壩氣田的防腐涂料,優(yōu)選小口徑補口技術(shù),并加強施工管理,是防腐涂料應(yīng)用的前提,室內(nèi)評價了6種涂料,其中 HS52-2和PH52-2的效果較好;在現(xiàn)場試驗應(yīng)用了環(huán)氧涂料+UB滑套內(nèi)補口技術(shù)。

3.1.3 材料優(yōu)選

實驗研究和現(xiàn)場腐蝕穿孔統(tǒng)計均表明,16Mn管材在雅克拉、大澇壩氣田的適應(yīng)性較差。因此,對于新建工程可考慮優(yōu)選耐蝕管材。經(jīng)研究,13Cr、雙金屬復(fù)合管、高壓玻璃鋼管較適宜用于雅克拉、大澇壩氣田單井管道[8]。

3.1.3.1 13Cr適應(yīng)性

室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗證明,13Cr適應(yīng)雅克拉、大澇壩氣田。雅克拉 Y1井井場地面管線2001年開始使用13Cr油管,應(yīng)用至今未出現(xiàn)腐蝕穿孔。Y14井、Y2、Y5井單井管道部分相繼于2008年更換為13Cr油管,至今未出現(xiàn)穿孔,還未取出評價。

3.1.3.2 雙金屬復(fù)合管適應(yīng)性

普通碳鋼為基體管材,內(nèi)襯304、316等不銹鋼材料,這種管材稱為雙金屬復(fù)合管。雙金屬不銹鋼具有耐腐蝕、整體價格較低的優(yōu)點。因此在油氣田應(yīng)用較多。

牙哈氣田YH23-1-H26井等單井管道于2005年現(xiàn)場試驗應(yīng)用雙金屬復(fù)合管(基體材料為20G,內(nèi)襯材料為AISI316L不銹鋼)。2006年4月26日,進行井口解剖觀察分析,雙金屬復(fù)合管管體與焊縫結(jié)構(gòu)完整,不銹鋼內(nèi)襯光亮,無明顯腐蝕痕跡,耐蝕性能較好。

目前,已在雅克拉 Y5井試驗應(yīng)用雙金屬復(fù)合管(16Mn+316不銹鋼),2008年5月投入運行,至今未發(fā)現(xiàn)異常,還未取出評價。

3.1.3.3 玻璃鋼適應(yīng)性

玻璃鋼由環(huán)氧樹脂和增強玻璃纖維組成,具有防腐、防垢減阻等優(yōu)良的性能,但具有耐溫性能差、強度較低的特點。因此,玻璃鋼在油氣田中低壓系統(tǒng)已有廣泛應(yīng)用。

2009年4月,Y6井單井管道高壓玻璃鋼試驗管道投用,該管道設(shè)計壓力10MPa,設(shè)計溫度85℃,運行壓力8.5MPa,運行溫度60℃,采用承插式連接,管件均為玻璃鋼,目前運行正常。

玻璃鋼是一種較為理想的材料,但應(yīng)用時必須注意以下幾點:

1)優(yōu)選適宜介質(zhì)環(huán)境的非金屬,考察其耐油性、耐污水性。

2)嚴控施工質(zhì)量,避免安裝期間的人為損傷,穿越河流或水域、及穿跨越必須套管保護。

3)注意連接方式,非金屬與非金屬的接頭應(yīng)為由壬絲口連接、螺紋連接或承插連接,非金屬和金屬碰頭連接應(yīng)為法蘭連接(非金屬法蘭片和金屬法蘭片)。

4)介質(zhì)運行溫度不應(yīng)超過90℃。

3.2 已建工程防腐技術(shù)

3.2.1 運行參數(shù)優(yōu)化

溫度對CO2腐蝕影響較大,實驗表明,90℃以下,隨著溫度降低,腐蝕程度降低。因此,可以在確保不形成天然氣水化物和不凝固的條件下,適當(dāng)降低水套爐運行溫度。經(jīng)研究,雅克拉氣田單井管道天然氣水化物形成溫度為18℃,大澇壩氣田單井管道天然氣水化物形成溫度為17.5℃[9],雅克拉氣田天然氣凝固點溫度低于-6℃,大澇壩氣田天然氣凝固點溫度低于18℃。

3.2.2 應(yīng)用緩蝕劑

緩蝕劑是國內(nèi)外應(yīng)用最多的一種防腐技術(shù)。由于雅克拉、大澇壩氣田介質(zhì)流速高、沖刷作用大,緩蝕劑附著力是否足夠強、成膜性是否足夠好十分重要,因此,緩蝕劑的篩選十分重要,而目前國內(nèi)常用的高溫高壓動態(tài)反應(yīng)釜很難模擬沖擊流下的腐蝕,且雅克拉的流速最高達6m/s,而反應(yīng)釜的線速度最高只能達到3m/s。因此,適應(yīng)于雅克拉、大澇壩氣田的緩蝕劑很難在室內(nèi)準確篩選評價出來,需加強現(xiàn)場的跟蹤評價。

目前,雅克拉、大澇壩氣田已有10條單井管道投加緩蝕劑,整體均勻緩蝕效果較好,但井場管道和彎頭等強沖刷管段的緩蝕作用有限,還需進一步篩選適合的緩蝕劑[10]。

3.2.3 管道外修復(fù)技術(shù)

對于已建集輸管道,當(dāng)管道腐蝕減薄量過大或穿孔嚴重時,可采取外防腐+補強的復(fù)合工藝。在管道外壁襯一層不銹鋼,再采用碳纖維補強,實現(xiàn)防腐和補強的雙重功能。但該工藝存在需動火作業(yè)的風(fēng)險,不宜在生產(chǎn)狀態(tài)下作業(yè)。該技術(shù)適用于不停產(chǎn)條件下對管道進行修復(fù)和延長壽命,尤其適用于油田集輸干線。施工工藝簡介如下:剝離防腐層→管道表面清理→基層處理→缺陷填平處理→涂刷粘浸膠→鋪設(shè)不銹鋼襯層→涂刷粘浸膠→鋪設(shè)玻璃纖維材料→作業(yè)區(qū)域養(yǎng)護固化。

該技術(shù)已在大澇壩氣田單井管道和進站匯管試驗應(yīng)用。

綜合對比以上6種防腐措施,雅克拉、大澇壩氣田較適應(yīng)選用雙金屬復(fù)合管和13Cr管防腐措施,增加彎管的曲率半徑,同時彎管處應(yīng)采油厚壁管,增大腐蝕余量;對于已建管道,可投加緩蝕劑和優(yōu)化工藝參數(shù)延長管道使用壽命。

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(修改回稿日期 2010-02-07 編輯 何 明)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.04.024

Ye Fan,engineer,was born in1980.He holds a B.Sc.degree,working for the Engineering and Technology Research Institute of Sinopec Northwest Oilfield Sub-company,and is mainly engaged in research of oilfield corrosion and protection technologies.

Add:B405,Sinopec Northwest Oil Scientific Research and Production Park,Chunnan Rd.,Urumqi,Xinjiang830011,P.R.China

Tel:+86-991-3161112 Mobile:+86-13667542720 E-mail:yefan558814@163.com

Internal corrosion characteristics andanti-corrosion techniques of gathering and transportation pipelines of a single well in gas condensate fields

Ye Fan,Gao Qiuying
(Northwest Com pany,Sinopec Corporation,Urumqi,Xinjiang830011,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE4,pp.96-101,4/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)

Abstract:The medium of the single-well pipeline gathering system in Xinjiang Yakela and Dalaoba condensate gas fields is characterized by high CO2content,high Cl-content,strong erosion and low p H value.Obviously,the pipelines there are being in service under a strong corrosive condition,and serious corrosion started to occur in the gathering and transporting system only two years after commissioning.Therefore,the paper summarizes the corrosion status and characteristics of gathering pipelines in Yakela and Dalaoba condensate gas fields.The corrosion factors are analyzed,including acid gases,high-salinity water,fluid flow patterns,and welding zones,etc.Six anti-corrosion techniques are demonstrated,including process design optimization,operational parameter optimization,optimal selection of materials,anti-corrosion treatment toward the internal metal surfaces,the utilization of inhibitors,and pipeline external repair techniques.This research has a great significance to the pipeline anti-corrosion in similar gas fields.

Yakela,Dalaoba,impact corrosion,internal coating,external reinforcement repair,glass fiber reinforced plastic,double metal composite bend pipeline,inhibitor

book=96,ebook=424

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.04.024

葉帆,1980年生,工程師,學(xué)士;現(xiàn)就職于中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院,從事油田腐蝕與防護技術(shù)研究工作。地址:(830011)新疆維吾爾自治區(qū)烏魯木齊市春南路中石化西北石油科研生產(chǎn)園區(qū)B405。電話:(0991)3161112,13667542720。E-mail:yefan558814@163.com