海上油氣田設(shè)備設(shè)施腐蝕與防護(hù)

第1章海上油氣田生產(chǎn)系統(tǒng)簡介
1.1概述001
1.2生產(chǎn)系統(tǒng)的組成004
1.3油氣開采004
1.3.1井下生產(chǎn)管柱004
1.3.2水下生產(chǎn)系統(tǒng)004
1.4油氣處理006
1.4.1匯集管線006
1.4.2三相分離器006
1.4.3氣相管線008
1.4.4水相管線008
1.4.5油相管線008
1.5外輸009
1.5.1海底管道009
1.5.2立管010

第2章海上油氣田生產(chǎn)系統(tǒng)面臨的腐蝕環(huán)境與挑戰(zhàn)
2.1海上油氣田生產(chǎn)系統(tǒng)的內(nèi)腐蝕環(huán)境012
2.2海上油氣田面臨的外部海洋及海洋大氣腐蝕環(huán)境015
2.3海上油氣田自身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)帶來的腐蝕挑戰(zhàn)015

第3章海上油氣田生產(chǎn)系統(tǒng)各單元的腐蝕特點(diǎn)
3.1井下生產(chǎn)管柱017
3.1.1鉆桿的腐蝕與斷裂017
3.1.2油管柱的腐蝕與斷裂017
3.1.3套管及油套環(huán)空的腐蝕與斷裂019
3.1.4篩管和尾管等其他結(jié)構(gòu)的腐蝕019
3.1.5井下工具的腐蝕020
3.2水下生產(chǎn)設(shè)施020
3.2.1水下井口采油樹的腐蝕020
3.2.2水下管匯及跨接管的腐蝕021
3.2.3水下連接器的斷裂022
3.2.4水下生產(chǎn)設(shè)施結(jié)構(gòu)件的腐蝕022
3.2.5臍帶纜的腐蝕022
3.3海底管道023
3.3.1原油及油氣水混輸海底管道的腐蝕023
3.3.2天然氣海底管道的腐蝕026
3.3.3注水管線的腐蝕027
3.3.4特殊材質(zhì)海底管道的腐蝕027
3.4立管類結(jié)構(gòu)029
3.4.1立管類結(jié)構(gòu)的海水飛濺區(qū)腐蝕029
3.4.2立管水面以下部分的腐蝕031
3.4.3沉箱結(jié)構(gòu)的腐蝕032
3.4.4泵護(hù)管的腐蝕033
3.4.5隔水套管的腐蝕033
3.5導(dǎo)管架結(jié)構(gòu)035
3.6平臺上部設(shè)施037
3.6.1井口采油樹和管匯的腐蝕037
3.6.2工藝管線的腐蝕037
3.6.3容器類結(jié)構(gòu)的腐蝕039
3.7浮式游輪和系泊線纜系統(tǒng)040

第4章海上油氣田面臨的主要腐蝕類型與防護(hù)手段
4.1海洋大氣腐蝕及涂料防護(hù)042
4.1.1海洋大氣腐蝕042
4.1.2涂料防護(hù)043
4.2海水飛濺區(qū)腐蝕及其防護(hù)047
4.2.1海水浪花飛濺區(qū)腐蝕047
4.2.2腐蝕防護(hù)技術(shù)048
4.3海水腐蝕及生物防污052
4.3.1海水腐蝕性052
4.3.2海洋生物污損影響053
4.3.3海洋生物防污技術(shù)053
4.4深水環(huán)境下的腐蝕與氫致應(yīng)力開裂056
4.4.1深水環(huán)境下的腐蝕056
4.4.2深水環(huán)境下的氫致應(yīng)力開裂059
4.5油氣介質(zhì)的CO2-H2S腐蝕及其防護(hù)059
4.5.1CO2-H2S腐蝕概述059
4.5.2CO2-H2S腐蝕影響因素059
4.5.3CO2-H2S腐蝕控制措施063
4.6多相介質(zhì)流動影響下的各類腐蝕063
4.6.1流態(tài)概述063
4.6.2各種腐蝕類型064
4.7油氣生產(chǎn)中的微生物腐蝕與防護(hù)066
4.7.1微生物腐蝕概述066
4.7.2SRB與腐蝕性氣體CO2的關(guān)系067
4.7.3微生物腐蝕控制措施070
4.8開排罐或海水侵入的溶解氧腐蝕070
4.8.1溶解氧的腐蝕070
4.8.2海水溶解氧的去除071
4.8.3氧氣腐蝕控制073
4.9材質(zhì)組合引起的電偶腐蝕與防護(hù)073
4.9.1電偶腐蝕概述073
4.9.2電偶腐蝕的防護(hù)074
4.10結(jié)構(gòu)特點(diǎn)引起的縫隙腐蝕與防護(hù)074
4.10.1縫隙腐蝕概述074
4.10.2縫隙腐蝕原理075
4.10.3縫隙腐蝕防護(hù)076
4.11H2S及其他介質(zhì)引起的環(huán)境敏感斷裂077
4.11.1環(huán)境敏感斷裂概述077
4.11.2硫化氫導(dǎo)致氫損傷腐蝕過程077
4.11.3CO2氣體導(dǎo)致的開裂079
4.11.4硫化物應(yīng)力開裂酸性控制措施079

第5章海上油氣田的腐蝕監(jiān)/檢測技術(shù)
5.1腐蝕監(jiān)測技術(shù)080
5.1.1腐蝕掛片080
5.1.2電阻/電感探針082
5.1.3電化學(xué)方法086
5.1.4腐蝕電位監(jiān)測法087
5.2腐蝕檢測技術(shù)089
5.2.1現(xiàn)場調(diào)查法089
5.2.2紅外熱成像法090
5.2.3交流阻抗法091
5.2.4其他無損檢測方法093

第6章海上油氣田的緩蝕劑技術(shù)
6.1井下管柱的緩蝕劑技術(shù)097
6.1.1注入工藝097
6.1.2室內(nèi)評價098
6.1.3效果評價098
6.2原油及混輸系統(tǒng)的緩蝕劑技術(shù)101
6.2.1注入工藝101
6.2.2室內(nèi)評價102
6.2.3效果評價104
6.3天然氣系統(tǒng)的緩蝕劑技術(shù)107
6.3.1注入工藝107
6.3.2室內(nèi)評價108
6.4緩蝕劑現(xiàn)場應(yīng)用管理111
6.4.1藥劑類型111
6.4.2藥劑添加作業(yè)方案要求111
6.4.3作業(yè)準(zhǔn)備工作111
6.4.4作業(yè)過程111
6.4.5防腐藥劑評價112
6.4.6防腐藥劑變更112
6.4.7緩蝕劑現(xiàn)場評價方法112
6.5化學(xué)藥劑配伍性112

第7章海上油氣田的陰極保護(hù)技術(shù)
7.1陰極保護(hù)技術(shù)原理與標(biāo)準(zhǔn)要求114
7.2導(dǎo)管架陰極保護(hù)技術(shù)應(yīng)用與優(yōu)化118
7.2.1基于數(shù)值模擬技術(shù)的陰極保護(hù)有效性評價方法119
7.2.2基于數(shù)值模擬技術(shù)的陰極保護(hù)有效性評價結(jié)果121
7.2.3基于數(shù)值模擬技術(shù)的優(yōu)化改造124
7.3海底管道及水下設(shè)施的陰極保護(hù)126
7.3.1海管及其陰極保護(hù)系統(tǒng)126
7.3.2某海管及其陰極保護(hù)系統(tǒng)定期ROV檢測及效果分析128
7.3.3陽極塊更換方案設(shè)計133
7.4船體外殼的陰極保護(hù)技術(shù)141
7.5壓載水艙陰極保護(hù)技術(shù)142
7.6系泊纜陰極保護(hù)技術(shù)143
7.7容器內(nèi)壁陰極保護(hù)技術(shù)143
7.8陸地管線的陰極保護(hù)技術(shù)148
7.8.1油田管線陰極保護(hù)148
7.8.2陸上陰極保護(hù)有效性152

第8章海上油氣田的腐蝕完整性管理
8.1完整性管理體系與標(biāo)準(zhǔn)158
8.1.1完整性管理體系158
8.1.2腐蝕完整性管理標(biāo)準(zhǔn)165
8.2腐蝕完整性的數(shù)據(jù)采集與風(fēng)險評估167
8.2.1數(shù)據(jù)采集167
8.2.2腐蝕風(fēng)險評估169
8.3海底管道的完整性檢驗(yàn)評估172
8.3.1完整性檢驗(yàn)評估要點(diǎn)172
8.3.2實(shí)施流程172
8.3.3完整性管理關(guān)注重點(diǎn)及管理策略174
8.3.4數(shù)據(jù)采集與整合174
8.3.5高后果區(qū)識別175
8.3.6風(fēng)險評估176
8.3.7風(fēng)險控制措施與基于風(fēng)險的管理計劃179
8.3.8內(nèi)檢測181
8.3.9外檢測183
8.3.10完整性評價185
8.3.11維修與維護(hù)188
8.3.12效能評價190
8.4工藝設(shè)施的完整性檢驗(yàn)與評估191
8.4.1工藝設(shè)施的對象191
8.4.2完整性檢驗(yàn)評估要點(diǎn)191
8.4.3實(shí)施流程191
8.4.4風(fēng)險識別191
8.4.5風(fēng)險分析與評價193
8.4.6制定風(fēng)險控制措施199
8.4.7制定風(fēng)險控制措施199
8.4.8績效考核202

第9章腐蝕完整性管理平臺建設(shè)與應(yīng)用
9.1背景204
9.2概述204
9.3功能介紹205
9.3.1用戶管理205
9.3.2密碼管理206
9.3.3油田業(yè)務(wù)基礎(chǔ)信息配置207
9.3.4腐蝕管理208
9.3.5腐蝕預(yù)警管理212
9.3.6報告查詢214
9.3.7油田腐蝕信息查詢管理217
9.3.8行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)220

參考文獻(xiàn)221