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油气田开发中的CO2腐蚀与监测 总被引:2,自引:1,他引:1
论述了油气田开发过程中的CO2腐蚀类型和腐蚀机理及其影响因素。影响CO2腐蚀的主要因素包括:介质中水的质量分数、温度、CO2分压、pH值、腐蚀产物膜和流速等。油气田开发过程中的CO2腐蚀机理、影响因素、腐蚀监测、腐蚀预测模型等方面的内容将成为今后研究的重点。 相似文献
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在油气田开发中,CO2腐蚀是一个不容忽视的严重问题。鉴于江苏草舍油田CO2混相驱先导项目也面临着防腐问题,本文就CO2腐蚀的机理、影响因素及防护措施等几方面进行了探讨。关于CO2的腐蚀机理,从阴阳两极的电化学反应出发,进行了阐述;影响因素主要讨论了温度、CO2分压、pH值、流速、阳离子等几方面,最后给出二种可行的防护措施,并在现场得到很好的应用。 相似文献
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CO_2气田开发的腐蚀预测与控制措施 总被引:1,自引:0,他引:1
腐蚀是CO2气田开发遭遇的难题之一,CO2腐蚀的预测和控制措施对设计和管理特别重要。综述了油气田CO2腐蚀机理及其影响因素,介绍了常见的CO2腐蚀模型和防护技术。在CO2气田环境,水的润湿性、温度、分压、pH值以及流速流态是影响CO2腐蚀速率的关键因素,CO2腐蚀预测过程中也逐渐将考虑这些影响因素,分析比较了各种预测模型和防护措施的特点,提出了基于完整性理念的CO2腐蚀控制设计原则,以期为CO2气田的设计和管理提供帮助。 相似文献
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为了提高原油储罐的使用寿命,对储罐内不同部位的腐蚀机理进行了分析,并对现有防腐技术现场应用效果进行了评价。结果表明:沉降罐罐底局部腐蚀最为严重,以局部点蚀、坑蚀为主,腐蚀机理主要为电化学腐蚀和微生物腐蚀;罐顶气相空间腐蚀次之,以片状腐蚀为主,腐蚀机理主要为化学腐蚀;罐壁腐蚀程度相对较轻,以均匀腐蚀为主,腐蚀机理主要为电化学腐蚀。根据研究结果提出了相关防护措施:在储罐罐底及以上5 m位置采用EEC弹性环氧复合涂层+阴极保护装置相结合的防腐工艺;通过安装负压排泥装置、研究新型低温破乳剂等技术有效延长储罐服役寿命;进一步排除储罐渗漏等安全隐患,提高站库运行安全系数。 相似文献
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雅克拉凝析气田腐蚀状况与分析 总被引:5,自引:4,他引:1
雅克拉凝析气田油管的腐蚀部位主要集中在油管的公扣端、丝扣部位和350-3500mm的油管内壁。油管内壁腐蚀形态呈密布的蚕豆、绿豆大小的蚀坑,腐蚀严重的部位呈纵向排列沟槽状坑蚀;油管外壁呈虫蛀状孔群。腐蚀产物以FeCO3为主,占70%,表明油管以CO2腐蚀为主。腐蚀的主要原因:天然气中CO2含量高,其分压远远超出CO2的临界分压(0.02MPa);生产井的井筒温度高,一般为65-135℃;地层水中Cl-质量浓度高达6.5×104mg/L;工作制度不合理,采气量过大,井内气液流速高并携带有固体颗粒。从曾用的防腐方法的效果看,采用13Cr钢油管防腐效果最好。建议针对性地对各种防腐方法进行综合评估,建立有现场腐蚀监测系统,为采取综合防腐措施提供技术数据。 相似文献
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《石油机械》2015,(8):87-92
油套管CO2腐蚀是目前我国海上油气田开发中的难点,常用的腐蚀预测模型多存在适用范围的局限性。机理研究表明,碳钢和低合金钢的腐蚀机理存在温度转变点,腐蚀机理的转变是导致预测模型适用范围受限、超出范围后精度较低的主要原因。针对这一问题,基于目前海上油套管设计使用的半经验腐蚀预测模型,建立了分段腐蚀预测模型。在大量腐蚀试验数据的基础上,建立了碳钢、1Cr、3Cr、9Cr和13Cr钢的腐蚀速率预测模型。误差分析结果表明,分段腐蚀预测模型能有效提高腐蚀速率预测的精度,可为海上油气田CO2腐蚀条件下的油套管选材与防腐策略制定提供技术支持。实例分析展示了分段预测模型的实用性和有效性。 相似文献
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四川气田腐蚀特征及防腐措施 总被引:16,自引:4,他引:12
四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题,气田开采过程中存在多种腐蚀环境,70%以上的气井是含硫气井,如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境,四川气田在开发过程中不断总结经验,逐渐形成了一系列有效的防腐措施,包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等,保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境,建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置,为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施,对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。 相似文献
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