坪北油田油井腐蚀原因与防护措施

坪北属特低渗透油田,油井低产低液,动液面低,不适宜套管掺水加药防腐。坪北油管腐蚀穿孔十分严重。油井采出液含氧高、SRB多是油井腐蚀的根本原因,采出液的矿化度和Cl-浓度高,以及结垢和偏磨是引起井筒腐蚀的客观原因。JHGH-1固体缓蚀阻垢剂能有效的解决油井井筒的腐蚀结垢问题。     

王场油田改注污水后腐蚀结垢浅析

王场油田部分区块的注入水为清水,而清水对注入系统及地层的损害较大,因此有必要在该区块改注污水。通过清水和污水的腐蚀、结垢试验,证明了清水改污后可以减缓注入水对设备的腐蚀,优送并评价出具有缓蚀,阻垢双重效果的IF21缓蚀阻垢剂。     

油田注水系统腐蚀结垢处理技术室内试验研究

随着油田开发工作的不断深入,鄯善油田腐蚀结垢的矛盾已经越来越突出,由于水质的特殊性,部分管线出现结垢现象,给油田造成了较大损失。通过现场调查,分析了腐蚀原因,并在此基础上进行了室内试验,评选出了适合鄯善油田的防腐、防垢需要的缓蚀剂、阻垢剂。试验表明,所评选的缓蚀剂、阻垢剂可减缓该油田的腐蚀、结垢问题。     

固体缓蚀阻垢剂GHZ系列的室内研究

针对目前油气田缓蚀阻垢的特点,结合胜利东辛油田的实际情况,试验出了固体缓蚀阻垢剂GHZ系列;并对其溶解速度和缓蚀阻垢性能进行了试验研究。     

固体阻垢剂ZGJ-1的室内研制

针对油田结垢特点和液体阻垢剂存在间歇注入、加药不均匀、药效短、消耗大和效果不稳定等缺点,室内合成了母体阻垢剂,研制筛选出了增效剂、粘合剂的配方,固体阻垢剂ZGJ-1的成型方法和工艺,建立了固体阻垢剂平均溶解速率及溶出率的评价方法,80℃时静、动态平均溶解速率分别为0.1308、0.1592g/d·cm2,在加药量为10mg/L时对油田污水的阻垢率达到98.9%.现已在胜利油田推广应用.     

淖尔油田阻垢剂评价实验研究

淖尔油田的结垢问题严重影响了油田的正常生产,针对该油田结垢严重的实际情况,开展了防垢实验研究.实验考查了目前常用的阻垢剂A、阻垢剂HYZ、南京-1、南京-2、南京-3和JL661这几种阻垢剂的阻垢性能,并将阻垢剂A与阻垢剂HYZ进行复配,按1:1复配时其阻垢效果最佳.研究了该复配阻垢剂对淖尔油田部分油水井产出液的阻垢效果,实验结果表明:该复配阻垢剂的加量合适时对钙、镁的阻垢率可达96.00%以上,对钡、锶的阻垢率可达90.00%以上.     

循环水中铁对腐蚀结垢的作用及缓蚀阻垢研究

冷却器中的金属管壁出现腐蚀和结垢后,将影响设备的换热效率和使用寿命。循环冷却水中的铁是导致冷却器腐蚀与结垢的主要离子之一。但循环冷却水系统的特点是水量大、处理比较困难、所需费用高。因此,循环冷却水的处理程度应从技术和经济等方面综合考虑。试验结果表明,投加适当的缓蚀阻垢剂,铜的缓蚀率和阻垢率达到80%以上,铸铁的缓蚀率达到60%以上、阻垢率在80%左右。     

渤中34-2/4油田注入水相容性研究

根据渤中34-2/4油田注入水与地层水特征,通过结垢软件预测了注入水与地层水的结垢趋势,静态结垢实验得到了注入水与地层水的结垢量,动态结垢实验评价了注入水结垢对岩心渗透率的伤害程度。结果表明,该油田注入水与地层水相容性较差,注入过程中会产生碳酸钙垢,最大结垢量为1 199mg/L,结垢量为800mg/L时,岩心渗透率伤害程度较大,达到32%。对比了有机磷酸和聚合物两大类共6种阻垢剂的阻垢效果,确定了针对该油田阻垢效果较好的为PBTCA阻垢剂;加入该阻垢剂后,静态阻垢率达85%,动态实验中岩心渗透率的伤害程度降低到13%。     

新型钡(锶)阻垢剂CD-1的合成及性能评价

针对油田生产过程中地下储层、采油井井筒、地面油气集输设备管线内所产生的无机盐结垢对油田正常生产的严重影响,以顺丁烯二酸酐、丙烯酸、烯丙基磺酸钠、丙烯酸甲酯等为原料合成了一种新型阻垢剂CD-1.并考察了阻垢剂加量、温度、防垢时间及体系pH值对阻垢性能的影响.结果表明,在80℃时,阻垢时间为15h时阻垢率在90%以上,90℃时阻垢率仍可达85%以上.     

坪北油田污水系统防垢技术研究

坪北油田P73污水系统站内结垢严重,其注水泵出口垢物以硫酸钡为主,间杂碳酸钙、腐蚀产物及无机盐等,输水管线垢物则以腐蚀产物及碳酸钙为主。开展注水药剂评选研究,认为采用投加"50mg/L的锶钡阻垢剂+50mg/L的缓蚀阻垢剂4号"方案可有效缓解垢堵问题,延长管线使用寿命。     

油气田开发中CO2腐蚀研究进展

综述了油气田开发中CO2腐蚀的存在形式及影响因素,分析了不同腐蚀状况的机理,针对超临界流状态下CO2的性质及腐蚀实际,提出超临界腐蚀的观点.     

CPI-5缓蚀剂的小鼠急性经口毒性分析

为适应油气田现场化学剂使用时QHSE发展趋势,确保油气田现场用化学助剂安全无毒无污染的性能特点,采用小白鼠毒性测试研究了现场用化学剂的毒性。通过采用灌胃的方法,研究了CPI-5缓蚀剂对小鼠的急性毒性。一次性给药后连续观察7天,检测CPI-5缓蚀剂对小鼠的急性毒性作用,包括最小致死剂量和半数致死量。实验结果表明：CPI-5缓蚀剂灌胃给小鼠的最小致死剂量约为14．9v,／kg体重,半数致死剂量约为30．45g／kg体重,因此CPI-5缓蚀剂属于无毒或微毒的化学剂,能够适用于油气田现场推广,同时无毒无害缓蚀剂运用于现场对于改善现场操作环境和保证员工的健康具有重要的意义。     

工业循环冷却水水质稳定新技术开发与应用

系统地阐述了近年来工业循环冷却水水质稳定领域高效低毒阻垢剂、缓蚀剂和杀菌剂及春复合配方等新技术的应用开发情况，并分析了今后的主要发展方向和趋势。     

高温高压含O2溴盐完井液中13Cr不锈钢的腐蚀行为研究

随着越来越复杂开发工艺的应用,油气田现场服役环境也变得更加复杂苛刻,一些现场操作环节（如井下回注CO2、回注采出水、药剂加注、环空注氮、管道试压、维修操作等）不可避免会将O2引入井下环境。O2的混入会导致井下管材发生不可预期的腐蚀风险,尤其对以13Cr不锈钢为代表的耐蚀油套管材,潜在局部腐蚀风险很高。针对溴盐完井液中O2混入导致井下管材腐蚀风险加剧的问题,本文采用高温高压腐蚀模拟实验,结合扫描电镜、能谱分析等微观表征手段,研究了高温高压含O2环境下不同浓度溴盐完井液中普通13Cr和超级13Cr两种典型不锈钢油套管材的腐蚀行为及机理。结果表明：在高温高压含O2溴盐完井液环境下,两种13Cr不锈钢的腐蚀速率均较高,尤其局部腐蚀速率;参照NACE PR-0775标准,普通13Cr在1.01 g?cm-3浓度的溴盐溶液中就已经属于严重腐蚀,并且随着溴盐质量浓度的升高,腐蚀程度不断加剧,在1.10 g?cm-3达到极严重腐蚀;当溴盐质量浓度达到1.40 g?cm-3时,两种材料的最大局部腐蚀速率均已超过5 mm?a-1;微观形貌分析结果表明,溴盐完井液中O2混入对13Cr不锈钢管材的耐蚀性能具有显著影响,这主要是由于O2混入降低了材料表面钝化膜的稳定性,点蚀萌生于材料基体表面致密富Cr钝化膜的破损处,向基体深部发展,蚀坑周边区域有大量腐蚀产物堆积,蚀坑与周边区域存在局部的电偶效应,进一步加速蚀坑的发展。     

清河采油厂广北区块防腐防垢技术探讨

针对清河采油厂广北区块管线和油井的严重腐蚀及输油管线的结垢问题,通过水质、垢物及腐蚀产物的分析与测定,寻找出腐蚀结垢的主要原因。在室内评选出了适合清河采油厂广北区块使用效果良好的缓蚀剂、阻垢剂和一套现实可行的现场加药方案。     

基于正交实验的水源井水腐蚀影响因素及腐蚀预测

针对SZ36-1油田水源井水对油管腐蚀穿孔的影响日益严重的问题,在现场工况下研究了管材的腐蚀规律并对腐蚀进行了预测。设计5因素4水平的正交实验,分析了温度、压力、流速、CO₂质量浓度和矿化度等5个因素对腐蚀速率的影响,确定了SZ36-1油田水源井腐蚀环境下的主控因素是温度和CO₂质量浓度。通过多元线性回归分析方法和BP神经网络方法,建立腐蚀预测模型并进行了对比分析。对比分析结果表明,基于多元线性回归方法的腐蚀预测模型预测精度更高,更适合目前油田水源井水的腐蚀预测。     

新沟油田防腐研究治理

新沟油田原油H2S含量高,对钢材的腐蚀极为严重,导致油田开发成本居高不下,制约了油田的发展。通过对H2S腐蚀原理的研究,分别对地面集输管网及井下生产管柱采取了不同的防腐措施,有效地延缓了H2S对钢铁的腐蚀,取得了较好的经济效益。     

植物油厂循环冷却水的净化

工业企业利用循环冷却水是节约水源、减少排污的有效方法,但循环水容易产生腐蚀、结垢、污泥和生物繁殖等问题,与循环水同步进行的水净化措施可以保证水质澄清,缓蚀阻垢。植物油厂常用的方法有：共聚物高效阻垢分散法;共聚物缓蚀剂法;全有机配方法;臭氧法;生物净化法;酸化法;石灰软化法等。