腐蚀监测在油田污水管道防腐中的应用

长庆油田采出水矿化度高,富含成垢离子、腐蚀性物质含量高,采出水管道腐蚀结垢严重,破漏频繁,造成了很大的安全环保压力。通过安装24套采出水系统在线腐蚀监测挂环,掌握了在用碳钢管道的腐蚀状况。结合室内挂片产物分析、水质离子分析和现场腐蚀因素测试等工作,明确了长庆油田采出水系统腐蚀形态主要表现为以Cl-为主导致的点蚀和钙盐、钡盐为主的垢下腐蚀;腐蚀类型以CO2腐蚀为主,同时还有一定的硫化物腐蚀,应重视采出水中杀菌措施。     

南二注采油污水腐蚀与控制技术研究

以南二注采出水为研究对象,采用静态挂片法系统研究采出水离子组成、pH等因素对腐蚀速率的影响,应用灰关联分析研究影响采出水腐蚀速率的主要因素以及各因素的影响程度。结果表明:水中溶解氧浓度增大、pH降低、水流动速度加快,腐蚀速率升高。静态条件下,腐蚀速率影响较大的因素是:Fe3+、溶解氧、pH、;HCO3-、S2-、∑Fe浓度等与腐蚀速率的关联度较大。采取相应措施后,腐蚀速率可控制在0.043mm/a以下。     

模拟油气田采出水的腐蚀性实验研究

以模拟的油气田采出水对碳钢进行腐蚀实验,通过改变溶解O2含量、溶解盐浓度、H2S浓度、CO2浓度以及腐蚀反应时间等,考察了各种腐蚀介质对碳钢的腐蚀作用,得出了它们对碳钢腐蚀速率的影响规律。碳钢的腐蚀速率随溶解O2含量、溶解盐浓度以及CO2分压的增大而逐渐上升。当H2S浓度增大时,采出水对碳钢的腐蚀速率先增大,后减小,最后趋于稳定。饱和O2的采出水对碳钢的腐蚀速率随腐蚀时间的增加而逐渐降低。而含H2S采出水对碳钢的腐蚀速率受腐蚀时间的影响不大,随腐蚀时间的增加略有降低。同时,文章还对腐蚀介质的腐蚀机理进行了探讨,并对今后的研究工作提出了建议。     

撬装式采出水处理装置工艺优化研究

油田采出水中含有悬浮杂质、油以及溶解性污染物,若不经处理直接回注储层,会造成储层孔隙堵塞、油井产量降低。对于产液量较低、偏远井,一般采用撬装式处理装置进行采出水的处理。本研究通过对陕北某油田采出水处理工艺优化,获得了撬装处理工艺,即气浮选-过滤工艺流程;通过对该站进水进行絮凝处理发现:pH为7.5,无机絮凝剂(PAC)加量为120 mg/L,有机絮凝剂(PAM)的相对分子质量选取1 200万,加量为1.0 mg/L,加药顺序为PAC+PAM时,处理后采出水的含油量、悬浮物含量、二价硫离子含量、二价铁离子含量、腐蚀速率分别降低至3.0 mg/L、1.49 mg/L、1.33 mg/L、0.42 mg/L、0.004 902 mm/a。     

油田采出水结垢离子矿化浮选技术研究

随着油田开发进入中后期,采出液成分日益复杂,部分油田采出液中钙、镁等成垢离子含量高、矿化度高,导致地面管网流程、设施设备等结垢严重,成为影响油田降本增效及开发水平的主要因素之一。在对采出水一般物化特性深度认知的基础上,通过对不同水处理工艺的沉积物成分进行分析及产出机理研究,探索开展油田采出水成垢离子矿化浮选分离技术研究,建立了采出水结垢趋势模型,形成了采出水结垢离子的捕集方法、结垢离子复合体高效捕收方案,开发了泡沫浮选除垢技术及装备,设计并开展现场试验工艺方案优化。通过现场应用,现场连续运行试验达到了成垢离子去除率70%、沉积物产出量与现有技术相比降低30%以上的效果。研究表明,该矿化浮选工艺能有效降低采出水中成垢离子含量,同时实现处理成本低、沉积物产出量少的目标,可广泛应用于采出水处理、锅炉用水处理等方面。     

气田采出水处理设备及管线的腐蚀与防护

苏里格第三天然气处理厂气田采出水主要由含醇气田采出水和处理厂生产污水组成,这些污水经管线输送至污水储罐进行储存、沉降,腐蚀能力极强,含醇污水管线、储罐频繁出现腐蚀穿孔泄漏,严重影响气田采出水处理装置的正常运行。在对第三处理厂气田采出水水质分析研究的基础上,找出气田采出水腐蚀的原因,并采取一系列的防护措施,保障了气田采出水处理单元的安全平稳运行。     

油田采出水中的硫酸根离子检测方法综述

硫酸根离子是油田采出水中含量较高的离子,由于管道设施和仪器设备的结垢与腐蚀程度均受其含量变化影响,使其成为现阶段管线设备腐蚀研究的热点。油田采出水中硫酸根离子在线监测技术,可以实现离子含量的实时采集和传输,并对管线寿命进行预测及发出危险预警。通过分析石油化工领域中硫酸根离子实验室测定的3种经典方法：滴定法、分光光度法、离子选择电极法,讨论这3种方法应用于在线监测的优缺点。认为离子选择电极法具有操作简单、灵敏度高、测量范围宽的优点,该方法最适用于油田采出水中硫酸根离子的在线监测。最后,对油田采出水中硫酸根离子在线监测的方法选择、实验改进及现场应用前景提出展望。     

油气田采出水在不同温度下对管线的腐蚀

以模拟富昌、盘龙、子长、沐浴、中山川、余家坪、郝家坪七个地方的油气田采出水对碳钢进行腐蚀实验,通过改变采出水的温度,得出了温度对碳钢腐蚀速率的影响规律。     

一种高矿化度采出水配聚合物溶液的增粘方法

驱油应用即能节约用水,又减小外排污染,但高矿化度采出水配聚合物增粘是个难题。通过实验研究,采出水生化处理后的水质较好,悬浮物、油、铁离子含量都大大降低,但矿化度和钙镁离子含量仍较高,配制的聚合物溶液粘度提高小,并且热稳定性差。通过在生化采出水中添加水处理剂,聚合物更容易溶解,粘度也再有提高,聚合物溶液在油藏50℃温度下的热稳定性转好,粘度保留率达到70%以上。     

长庆油田地面管道泄漏原因分析及防治对策

近几年来,油田管道泄漏事件时有发生,主要是因为油田开发水驱后期,采出液含水率逐年上升,组分不断变化,腐蚀因素日趋复杂;部分油田采出水矿化度高,腐蚀性离子和溶解氧含量高,介质腐蚀性较强;多层系叠合开发共用地面系统,导致管道垢下腐蚀严重;此外,自然外力和第三方破坏也成为管道泄漏的重要原因。对管道泄漏原因进行系统分析的结果表明,从腐蚀评价、管材选取、防腐工艺、路由选择、泄漏检测、水工保护等方面采取措施,可降低管道运行风险,延长使用寿命,确保油田可持续发展。     

新疆油田呼图壁储气库气井管柱腐蚀实验研究

新疆油田公司依据中石油股份公司储气库建设要求,启动了＂呼图壁气田改建储气库＂建设工作。储气库的主要气源是从土库曼斯坦进关的天然气,该天然气中CO2≤2%,CO2分压最大为0.68MPa,采出时在井口及井底,天然气的含水量普遍高于对应温度、压力下的天然气饱和含水汽量,即低于露点温度,会导致较为严重的CO2腐蚀。通过分析知道呼图壁气田影响二氧化碳腐蚀的环境影响因素主要有二氧化碳分压、地层水矿化度及Cl-含量、温度、流速等,由此设计了室内模拟实验条件;评价了P110、3Cr110、普通13Cr110、HP1-13Cr110抗CO2（含Cl-）腐蚀性能。得到了室内模拟条件下,不同目标管材的平均腐蚀速率与局部腐蚀速率,根据实验结果确定不同管材的腐蚀状况,为储气库气井管柱的选材提供依据。     

循环水系统铜质换热器腐蚀原因及控制

循环水系统铜质换热器出现腐蚀,将严重威胁生产装置的安全运行。针对中国石化北方某石化企业循环水系统现场监测铜片腐蚀速率超标现象,对循环水水质的腐蚀特性、氨氮、有机磷、微生物d的含量等因素进行了综合分析,结果表明,在这些因素中碱度低、氨氮浓度超标、氯离子浓度高是引起铜质试片腐蚀的主要原因,采取提高M碱度和提高铜缓蚀剂的使用浓度等应对措施,可以有效降低铜质设备的腐蚀速率,避免铜质换热器腐蚀给装置带来的安全风险。     

陕北某油区采油井油管腐蚀影响因素分析及机理

通过失重法对陕北某油区的28口采油井中悬挂的碳钢挂片进行腐蚀监测,并对产出液理化性质进行了分析。应用主成分分析法借助SPSS程序分析了温度、含水率、pH等11个影响因素与腐蚀的相关性,并且对现场腐蚀挂片进行扫描电镜以及能谱分析。结果表明:采出液含水率、氯离子含量以及硫化物含量都比较高,水质偏碱性,而影响油管腐蚀的主要因素为硫化物、温度和含水率;通过灰关联计算得出,三者与腐蚀速率的关联度分别为0.8386、0.8281、0.8281,扫面电镜与能谱分析结果与统计分析结果的基本一致,说明利用采出液性质可以预判油管的腐蚀状况。     

循环水腐蚀影响因素的研究

采用旋转挂片腐蚀实验对影响腐蚀的因素进行了研究，实验结果表明：实验方法、水质、循环水温度、转速、pH值、铁离子浓度、细菌个数等因素，对缓蚀剂的缓蚀效果有影响；冷态实验方法比热态实验方法腐蚀速率低，且受循环水温度影响较小，热态实验方法随循环水温度的升高，腐蚀速率加大；循环水中钙加碱的浓度或pH值提高时，腐蚀速率下降，铁离子浓度升高或细菌个数增加时，腐蚀速率升高。     

渤海油田油管腐蚀规律及剩余强度研究

近年来,部分老油田地层能量衰减,产量持续降低,需要通过注水进行二次开采,导致油田进入高含水开采期。高含水率的产出流体加速了CO2对油管柱的腐蚀,使油管柱壁厚减薄,强度降低,甚至引起油管柱穿孔、断裂,严重威胁了安全生产。为此,考虑含水率、CO2含量、温度、产量、压力等影响因素,基于ECE腐蚀预测模型,计算了不同条件下油管的腐蚀速率,建立了腐蚀后剩余强度及服役寿命计算方法。最后,运用此模型方法对实例井不同的生产阶段腐蚀规律进行了研究,并利用剩余强度理论对该井油管服役寿命进行预测。同时,分析了主控因素对油管柱腐蚀速率的变化规律。结果表明,CO2含量较低时,含水率成为油管腐蚀的主控因素。通过该模型计算得到的腐蚀速率与现场实测油管柱的腐蚀速率较符合,能有效指导安全生产。     

东辛油田注水系统腐蚀结垢机理研究

文章对影响东辛油田注水系统腐蚀结垢的因素进行了分析,研究表明影响结垢的主要因素有温度、压力、pH值和盐含量,影响腐蚀的主要因素是pH值、盐含量、溶解氧、温度、CO_2含量和H_2S含量。对东辛油田污水来讲,盐含量、溶解氧和细菌是腐蚀的主要影响因素；结垢的主要因素是盐含量和pH值。应用饱和指数法可预测碳酸盐结垢的趋势及腐蚀的大致趋势,用热力学模型可以预测硫酸盐结垢的大致趋势。油田污水系统的腐蚀属电化学腐蚀,可用自由能和标准电极电位判断腐蚀发生的倾向。     

碳钢在土壤中的腐蚀及影响因素

采用正交设计法研究了碳钢在土壤中的腐蚀和某些环境因素的影响。试验结果表明，在该试验条件下，土壤中的含水量和Ｃｌ＾－离子含量是影响碳钢在土壤中腐蚀的主要因素。同时，对加速碳钢在土壤中的最佳强化条件进行了探讨。     

注水管道内腐蚀影响因素分析的新方法——二层改进遗传神经网络法和灰色关联分析法

将遗传算法和传统的BP神经网络有机结合起来,提出了一种对注水管道水质腐蚀影响因素进行大小排序的新方法,即二层改进遗传神经网络法。对某实验区注水水质腐蚀的影响因素进行示例分析,结果表明,二层改进遗传神经网络法得到的影响因素排序结果比灰色关联得到的排序准确一些,更能反映腐蚀的实际情况。提出的二层改进遗传神经网络法和灰色关联分析法具有相同的应用范围。该试验区注水水质的主要影响因素排序为:溶解氧(0.877)>pH值(0.856)>SRB(0.84)>温度(0.811)>压力(0.78)>CO_2(0.76)>流速(0.736)>0.7。     

天然气井中碳钢的腐蚀因素研究

利用灰关联分析理论研究11口气井碳钢腐蚀的主要影响因素。研究结果表明,产气量大的气井腐蚀严重,而气体流速、CO_2分压和产出水中HCO_3~-离子含量是影响腐蚀的主要因素。探讨这些因素对腐蚀的具体影响,发现腐蚀速度的对数与流速及CO_2分压的对数之间分别存在着线性关系。     

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根据国内某高含硫气田集输管线内高含H₂S（8%～16%）、CO₂（5%～10%）的高压腐蚀环境，分析了可能存在的腐蚀影响因素，并采用静态高温高压釜研究了H₂S、CO₂、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对20#钢的作用规律。结果表明，在试验研究的范围内，20#钢的腐蚀比较严重，腐蚀速率在0.348～2.559 mm/a之间，但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响20#钢腐蚀程度的主要因素：水中Cl-含量越高，20#钢的腐蚀速率越大；温度为40 ℃时20#钢的腐蚀速率相对较大；元素硫的存在会加速20#钢的失重腐蚀和点蚀，最大点蚀深度为4.867 mm/a。通过室内研究，建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫，而且最好不要让集输管线的温度停留在40 ℃左右，以减轻对管线的腐蚀；此外，还要加强对高Cl-含量地层水汇集的集输管线的防腐蚀工作。