靖边采油厂注水井筒腐蚀结垢防治及现场应用

针对延长油田靖边采油厂注水井筒存在的腐蚀结垢影响生产的问题,进行了注水区块基本情况调研、注入介质的特性分析及规律研究,确定了影响注水井筒腐蚀结垢的主要因素,结合现场实际情况制定了井筒防护方案。通过联合站投加pH调节剂及除氧剂,控制氧腐蚀及腐蚀垢的生成;通过现场投加杀菌剂控制细菌腐蚀;通过缓蚀阻垢剂控制无机盐结垢等方式改善水质性质,并对现场加药工艺进行优化,通过加药位置前移扩大药剂防护范围及受益注水井数量,实现综合防蚀防垢。现场实施及监测结果表明,腐蚀速率和结垢程度均降低了70%以上,达到行业标准要求。     

卫58块油井结垢腐蚀因素分析及防护措施

油田开发到中后期,含水率高,油井结垢及垢下腐蚀加重。通过结垢腐蚀原因分析,规律研究,制定防护方案,有针对性地解决油井结垢及垢下腐蚀问题。并以中原油田卫58块为例,通过投加缓蚀阻垢剂及加药工艺优化控制结垢腐蚀问题。现场监测表明,油井结垢腐蚀程度明显减弱,结垢腐蚀速率降低60%以上,采出液总铁含量降低超过70%,且波动减小。     

荆邱油田油井缓蚀阻垢剂的筛选

荆邱油田油井腐蚀严重部位多发生在1000~1600 m之间。平均检泵周期为190.4天。根据现场腐蚀、结垢特点,用正交试验法进行药剂筛选,通过交叉配伍性试验,找到了有针对性的缓蚀阻垢剂。现场应用取得了很好的效果:铁离子下降率最高达99.8%,腐蚀速率也明显下降,缓蚀率平均达87.0%,钙离子较加药前上升了89.3%。     

宝浪油田供热系统腐蚀和结垢的原因及其控制

对宝浪油田供热系统腐蚀物和垢样进行了分析，锅炉回水管线腐蚀主要为氧腐蚀，锅炉结垢系HCO3^-受热分解生成CO3^-，与其它离子结合形成。采取热力除氧和亚硫酸钠除氧，加强停用保护，投加阻垢剂等措施后，收到了缓蚀和阻垢的良好效果。     

一种HAP型高效缓蚀阻垢剂的研制及应用

目的通过对延长油田JX区块腐蚀结垢情况分析,针对性地研制并筛选缓蚀阻垢剂配方,获得阻垢、缓蚀效果最佳的HAP缓蚀阻垢剂。方法采用EDTA滴定法、称重法和腐蚀挂片分析技术,在温度为90℃时,对缓蚀阻垢剂的缓蚀效果和阻垢性能进行评价,通过反复对比分析,筛选配方,并进行了现场试验。结果与未添加缓蚀阻垢剂时相比,油井产出液分离水的腐蚀速率由0.125~0.161 mm/a下降到0.023~0.034 mm/a,缓蚀率达到了80%以上;混合结垢量由130~290 mg/L下降到7~15 mg/L,阻垢率达到了91%以上。结论应用EDTA滴定法、称重法和腐蚀挂片分析技术优选了缓蚀阻垢剂配方,在高温环境下,缓蚀阻垢剂综合性能优良,现场试验中的缓蚀阻垢效果显著。     

油田污水回用注汽锅炉缓蚀阻垢剂研究

针对油田污水回用注汽锅炉所造成的腐蚀结垢问题，介绍一种高温高压缓蚀阻垢剂的研制过程，其中包括原因分析、防蚀阻垢机理研究、室内及现场试验等。该项目的完成与应用保证了注汽系统应用污水的安全运行，并带来良好的环境效益。     

油田硫酸钡、锶垢的高效阻垢剂研究

在油田的开发生产过程中结垢情况复杂,结垢会严重影响油田的生产.本工作针对油田生产系统结垢问题,尤其是硫酸钡、锶垢的防治,开展了复配阻垢剂的评价试验,筛选出了一种钡、锶垢的高效复配阻垢剂,其室内阻垢率可达90％以上,为提高油刚的安全生产提供技术保障.     

油井缓蚀剂研究与应用

油井缓蚀剂研究与应用崔忠兴(中原油田设计院,濮阳457001)1.前言中原油田已进入高含水期,油井系统腐蚀严重,直接影响了油田的正常生产l’].为了解决油井系统腐蚀问题,在中科院腐蚀所的专种“基础f,联合开发研制了!MC—SDeZS油井缓蚀剂.该剂以合成炔氧甲基胺和炔氧甲基季法盐衍生物,以这两种衍生物为主体成分复配辅助成分而成的水溶油分散吸附成股型缓蚀剂l’1.通过室内高温高压模拟评价试验.ZI口油井加药试验及测试表明l‘],平?...     

某海上油田精细过滤器结垢原因分析及防护研究

针对某海上油田注水流程中精细过滤器结垢现象,在分析结垢物、结垢水质、流程基础上,采用电化学方法、化学滴定方法进行腐蚀、结垢试验研究,探讨结垢原因;采用电化学方法、化学滴定方法等进行缓蚀剂、防垢剂、除垢剂效果评价试验,制定行之有效的治理方案,取得较好效果。     

有机氯转移剂在塔河油田的应用

原油中有机氯含量升高,对油田的生产和效益造成极大影响,为提高油田效益,降低外输原油有机氯含量,通过多组室内实验和现场试验,优选出了有机氯转移剂脱除原油有机氯最佳的试验条件和现场工艺参数：充分搅拌,加药浓度204℃馏分有机氯含量的2～3倍,对有机氯含量高的原油,可采取多次加药的方法脱除有机氯至合格水平。说明有机氯转移剂是控制原油有机氯含量的一种经济、可行的方法。     

油田产出水的腐蚀及防护研究

本文在对长庆油田的靖北、吴旗、油房庄和大水坑区块采油装置发生腐蚀原因分析的基础上,开展了产出水的缓蚀和杀菌试验研究。结果表明,引起井下管柱及集输管线腐蚀的因素主要有产出水矿化度高、H2S和SRB含量高、部分水质溶解氧超标以及井下存在CO2伴生气和不均匀结垢;优选的CI-2缓蚀剂具有较好的缓蚀效果,加量为50mg/L时,可使产出水的腐蚀速度由0.125mm/a降至0.012mm/a,缓蚀率达90%以上;经杀菌剂筛选,BI-2和BI-3对SRB、TGB具有较好的杀菌效果,为了防止产生抗药性,采用BI-2和BI-3交替加药。     

西部油田油管腐蚀结垢机理研究

通过对西部某油田油管腐蚀结垢现状调查、单井采出液成分分析和垢样XRD分析，结合油管结垢趋势预测及室内高温高压腐蚀试验，探讨了油管腐蚀结垢机理。结果表明：垢物主要是CaCO3、CaSO4和铁锈产物，在结垢出现的同时伴随油管腐蚀的发生。影响油管腐蚀结垢的主要因素是采出液中含有丰富的的Ca^2＋、HCO3^-,Cl^-以及原油伴生气中的CO2含量较多。该油田存在严重的腐蚀结垢趋势。     

海上某油田高温高压水蒸汽对热采井管柱腐蚀问题研究

随着稠油开采的投入逐年增大,稠油热采技术成为石油行业研究的热门。稠油热采中,蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式。但是,高温高压蒸汽进入油管后,可能会对油管造成腐蚀和结垢。尤其在氮气纯度不够时,会携带有氧气,这样会对热采井管柱造成严重腐蚀。再者,考虑到热采井套管承受高温、高压引起的交变热应力的影响,腐蚀后的管柱管壁减薄或者局部穿孔,这些情况极易造成管柱形变和断裂。因此对高温高压氧腐蚀研究的开展就显得尤为重要。本文从不同氧含量、不同高温、不同水质情况等因素研究了高温高压蒸汽对热采井管柱腐蚀问题。     

CO2对碳钢腐蚀影响的模拟试验及缓蚀剂评价

对CO2在油田模拟采出水中碳钢的腐蚀情况和影响因素进行了试验分析和讨论。分别对型号为HJF-94和WSL-1的两种油田常用缓蚀剂的性质和缓蚀效果进行了测试。结果表明,HJF-94缓蚀剂,在较低和较高的浓度范围内,有较好的缓蚀效果;WSL-1缓蚀剂,在较低和较高的浓度范围内,有很好的缓蚀效果,尤其在较高浓度时缓蚀效果非常好。     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

芳香希夫碱在油田采出水中的缓蚀性能研究

目的研究不同复配型芳香希夫碱缓蚀剂在油田采出水中对N80碳钢的缓蚀效果。方法采用静态失重和旋转挂片实验比较四种芳香希夫碱的缓蚀速率,采用电化学测试、扫描电镜和EDS手段对N80碳钢进行表征和分析。结果在油田采出水中添加芳香希夫碱复配型缓蚀剂后,试样表面生成以铁、碳、氧元素为主的保护膜,当四种缓蚀剂的添加量达到90 mg/L时,N80碳钢的腐蚀速率下降趋势变化缓慢,a型缓蚀剂的缓蚀效果最好,其用量为90 mg/L时,N80碳钢的腐蚀速率降低到0.0087 mm/a,自腐蚀电位由-0.8112V提高到-0.7345 V,自腐蚀电流由77.79μA下降到5.410μA,缓蚀率可达到93.05%。结论四种希夫碱复配缓蚀剂均有较好的缓蚀性能,缓蚀剂的缓蚀效果顺序为abdc。     

M24油井采出液系统的腐蚀行为与缓蚀剂的研究

本文通过EDS法分析静态挂片表面的元素组成,将动电位扫描极化曲线和滞后环等电化学实验相结合,对实验室和现场垢样的SEM和XRD的形貌和组成进行分析,研究了Q235钢在M24油井采出液系统中的腐蚀行为,用旋转挂片法对缓蚀剂进行了筛选,参照GB/T6324.1做了水溶性测定实验,参照SYT5273-2000实验方法进行了乳化倾向测定。结果表明M24油井采出液系统中引起腐蚀穿孔的原因是垢下腐蚀而不是点蚀,腐蚀的速度受腐蚀反应的阳极过程控制;用旋转挂片仪筛选出的自制缓蚀剂用量50mg/L,缓蚀率超过90%,缓蚀剂起到缓蚀作用的根本原因是抑制了电极反应的阳极过程;缓蚀剂在水中溶解性好;有轻微乳化现象,但在水相中的有效成分没有减少。     

海上油田注水开采中H2S成因及油管腐蚀分析

目的探究海上油田注水开采中H_2S成因及油管腐蚀机理,对H_2S有效防治和油管防腐材质优选具有重要意义。方法首先对现场取得的气样、注水样、油样及井口缓蚀剂进行化学检测,然后进行硫酸盐还原菌(SRB)培养验证试验、SRB生长特性研究,最后对废弃L80油管进行腐蚀行为分析。结果气样中存在H_2S,部分生产井H_2S的体积分数高达0.03%,但注水样、油样的水相组分和井口缓蚀剂均未检测到硫化物,排除注入过程中携带H_2S的可能性。PGC培养基中生长了SRB菌落,证明地层产出水中含有SRB。该油田SRB菌株的最佳生长温度为55~65℃,p H为5.5~6.0。添加Na NO2后,H_2S质量浓度一直极低(0.5 mg/L),192 h后菌浓才开始增加,抑制效果良好。废弃L80油管裂纹宽度为20~50μm,裂纹宽度较窄,硫化物应力开裂(SSC)的风险较小。点蚀坑深度小于50μm,表面没有较大较深的点蚀坑,腐蚀速率较低。结论 SRB在厌氧条件下通过生物膜内产生的氢将SO42-还原为H_2S,所以注水开采过程中的H_2S为次生,注水井水质不达标是导致该油田H_2S产生的根本原因。L80油管在SRB-CO2腐蚀体系中发生了微生物腐蚀(MIC),且次生H_2S对油管腐蚀较初生H_2S轻微。推荐该油田在后期开发中按照次生H_2S进行油管防腐材质优选,适当降低防腐级别,节约作业成本,该研究成果具有良好的推广价值。     

塔河油田油气集输管网腐蚀现状及防腐技术的研究与应用

塔河油田在近年的开发过程中,地面集输管网不同程度的出现腐蚀穿孔,严重影响油田的正常生产。从油井采出来的原油中含有大量的H2S、CO2以及地层水和其它杂质,对采油设备及集输管网的腐蚀破坏性极大。对其腐蚀机理进行分析,找出防腐措施极为重要。本文通过对塔河油田已建地面管网的腐蚀监测及油、气、水的分析,找出了管线腐蚀的机理,并提出了相应的防护措施,提高了油田的开发效率。