防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因.近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、"一站双线"的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益.     

双相不锈钢在克拉2气田中的应用

双相不锈钢，由于具有很高的机械强度和优异的抗腐蚀性，特别是抗CO2和Cl^-腐蚀，在化工、造纸、海水系统、电站、船舶等行业得到了广泛的应用，近年来在国外石油天然气行业、特别是海上油田中逐渐推广。克拉2气田属海相沉积气田，气田水矿化度高、CO2和Cl^-含量高，对一般钢材具有强腐蚀性，根据腐蚀试验结果，双相不锈钢是最佳的材料选择。     

关于CO_2对常用管道金属腐蚀的研究

1导言 二氧化碳(CO2)溶于水后对部分金属材料有极强的腐蚀性,由此而引起的材料破坏统称为CO2腐蚀.CO2在水介质中能引起钢铁迅速的全面腐蚀和严重的局部腐蚀.CO2腐蚀典型的特征是呈现局部的点蚀、癣状腐蚀和台面状腐蚀,造成了严重的经济损失和社会后果.随着油气井含水量的增加、深层含CO2油气层的开发日益增多,注CO2强化采油工艺的推广,我国埋地管道80%以上是1978年以前建成的,目前已进入老龄期,漏油事故就日益增多.CO2腐蚀问题越来越突出,已成油田及油管生产设计部门一个急待解决的重要课题.     

在CO_2-H_2S-H_2O系统中表面膜对碳钢腐蚀的影响

在油气生产环境中,碳钢的腐蚀是-个主要的关注点,腐蚀的变化取决于油田生产条件和产出水的性质。产出水中溶解的酸气,如CO2和H2S,增加了产出水的腐蚀性。在50～90℃温度范围内,利用电化学和失重数据研究了在CO2-H2S—H2O系统中碳钢的腐蚀和表面膜或垢的影响。用扫描电子显微镜（SEM）和能量衍射X射线光谱（EDX）对钢片上形成的腐蚀产物进行了研究。通过评价试验后的试片表面开展局部腐蚀研究。     

在C02-H2S-H2O系统中表面膜对碳钢腐蚀的影响

在油气生产环境中,碳钢的腐蚀是一个主要的关注点,腐蚀的变化取决于油田生产条件和产出水的性质.产出水中溶解的酸气,如CO2和H2S,增加了产出水的腐蚀性.在50～90℃温度范围内,利用电化学和失重数据研究了在CO2-H2S-H2O系统中碳钢的腐蚀和表面膜或垢的影响.用扫描电子显微镜(SEM)和能量衍射X射线光谱(EDX)对钢片上形成的腐蚀产物进行了研究.通过评价试验后的试片表面开展局部腐蚀研究.     

安塞油田污水回注防腐工艺研究

安塞油田污水具有严重的腐蚀性,对油田地面管线、污水处理设备等造成了极大的威胁。通过室内及现场试验对安塞油田污水腐蚀速度和类型进行了全面评价研究,认为其腐蚀类型主要为CO2腐蚀、细菌腐蚀和H2S腐蚀。在此基础上,确定了油田地面管线及污水处理设备的防腐措施,完善了加药系统。从而为安塞油田污水防腐工艺提供了有效的参考。     

濮城油田一矿注水系统腐蚀影响因素及机理研究

采用电子探针、X－射线衍射、腐蚀失重和极化电阻等分析测试法，对采油一矿注水系统的腐蚀原因、影响因素及机理进行了研究。认为注水系统的腐蚀主要由注入水中的游离CO2和高矿化度所致，而CO2是其腐蚀的决定因素。其主要腐蚀机理是游离CO2与注入水作用形成H2CO3导致注入水pH值下降，H 含量上升，氢的去极化作用增强，注入水腐蚀性上升。试验还发现，温度在50～90℃的范围内，CO2腐蚀产物对腐蚀无抑制作用。     

管道破乳及防腐技术现场应用研究

濮城油田于 1980年正式投产 ,随着油田的开发 ,含水率逐年上升 ,现集油管线内的综合含水为 6 0 %～ 90 %。原油脱水所用的破乳剂费用在整个原油集输过程中占相当大比重。承担油气集输的金属管道是 80年代初敷设的 ,未进行内防腐处理 ,随着原油含水的不断上升 ,油包水型乳状液变成了水包油型。液体中的腐蚀介质对金属管道具有很强的腐蚀性 ,管道内腐蚀穿孔频繁。在联合站内加药 ,不仅集油管道得不到防腐保护 ,而且由于时间的延长 ,原油乳状液流到联合站后已“老化” ,不易化学破乳。乳状液与破乳剂作用时间短 ,破乳效果差 ,用量大 ,成本高。…     

L80油管腐蚀失效原因分析

西江油田某油井井管出现腐蚀穿孔现象,根据现场工况并结合SEM、EDS、XRD等技术手段对其腐蚀失效原因进行了系统分析。结果表明：油管材质的各项性能指标均符合标准要求,其失效的主要原因是CO2腐蚀、氧腐蚀和Cl-联合作用使得油管管体穿孔,油管内部的腐蚀性介质进入套管和油管的环空导致油管外壁的CO2腐蚀和氧腐蚀。     

CO2驱油气井的腐蚀预测与防护

干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的.CO2较易溶解于水,当CO2溶于水时,会使钢铁表面发生电化学腐蚀.CO2对设备及管道的腐蚀可形成均匀腐蚀,也可形成局部腐蚀.影响CO2腐蚀的因素很多,包括温度、CO2分压及合金元素等.温度对CO2腐蚀的影响主要表现为通过化学反应过程与腐蚀产物成膜机制来影响CO2的腐蚀速率,其影响程度与CO2分压、介质流速及钢材种类有关.改变钢材的组成是提高管材抗腐蚀能力最直接、最有效的途径,在100~150℃时,Cr的含量至少应达到13%.现场可采取的配套防腐工艺措施有:优化气井的井身结构;使用耐蚀合金钢管材;加注缓蚀剂;严防油气井产水等.     

老油田开发后期油田地面集输工艺优化

华北油田榆科油田经过30年的开发,目前已经进入高含水开发期,油井平均含水达81%以上,单井集油仍然采用传统的三管伴热方式,地面油气集输系统存在着腐蚀穿孔严重、设备老化等制约油田生产发展的瓶颈问题。在深入分析油田开发状况和现有地面集输工艺现状的基础上,针对站外单井集油管线腐蚀严重、能耗高等问题,采用端点掺水、环状集油的新工艺,对地面集输工艺进行简化优化,实现节能降耗。     

H2S-CO2-Cl-共存体系下的腐蚀状况

塔河油田具有CO2，H2S和高矿化度水共存特征，腐蚀性介质复杂。在油气水的采、储、输各生产环节中，金属管道容器的内腐蚀穿孔均有发生，并随着含水量上升，腐蚀日趋严重，已成为阻碍油气田持续发展的突出矛盾。文章针对塔河油田H2S—CO2-Cl^-共存体系环境，对腐蚀原因、防腐蚀措施进行了浅析。     

FCC再生烟气中CO2捕集技术的试验研究

根据FCC再生烟气特点,应用化学吸收法对烟气中CO2进行捕集。在 2 m3/h烟气中CO2捕集试验装置上对烟气中CO2捕集技术进行试验研究,结果表明：FCC再生烟气中CO2捕集的适宜工艺条件为：吸收剂质量分数15%～30%,吸收温度60~70 ℃,解吸温度90~120 ℃,气液体积比70~250,吸收液为全回流状态。在上述条件下,采用开发的新型吸收剂CHA,烟气中CO2的捕集率达95%,解吸率达80%。与单乙醇胺吸收剂相比,CHA的吸收速率相当,解吸能耗低,对设备的腐蚀性小,腐蚀速率仅为0.013 6 mm/a,同样条件下MEA的腐蚀速率为0.032 5 mm/a。烟气中的SO2对CO2的捕集效果影响较大,在CO2捕集前应先脱除。     

K气田集输管道焊缝腐蚀失效研究

K气田天然气中主要腐蚀介质为CO2和气田水中的氯离子。采用碳钢管道进行气田内部集输,使用1年左右碳钢管道发生了严重腐蚀。通过腐蚀调查和对典型管道腐蚀样品剖析检查,对腐蚀产物进行检测分析,采用了电化学测量方法测量在腐蚀环境中焊缝不同区域金属的腐蚀电位。分析结果表明：在发生腐蚀的阶段没有发现地层水参与腐蚀的证据,CO2是导致气田内部集输碳钢管道腐蚀失效的主要腐蚀介质;由于化学成分和微观结构的差异,焊逢与钢管母材金属在湿流体介质中形成了电位差,导致气田碳钢管道焊接区域发生严重腐蚀。焊接材料和焊接工艺对碳钢管道的CO2腐蚀有重要影响,对于含腐蚀性流体的气田,在进行内部集输工程建设设计和施工时,应开展焊接焊头抗腐蚀性评价试验研究。     

耐CO2腐蚀固井水泥浆的研究及应用

CO2与水泥石反应会导致固井水泥环封隔失效,缩短油井寿命,影响油气田开发.针对该问题,开发了耐CO2腐蚀的固井材料,对加入该材料的水泥浆进行了研究,结果显示在水泥浆中加入该材料可以提高水泥石的耐CO2腐蚀性能；同时对耐CO2腐蚀的水泥浆的施工性能进行了研究,形成了施工性能良好的水泥浆技术.该技术在长深XX井中得到了应用,取得了良好的效果.     

油气混输管道的内壁腐蚀

较之单相输送管道，油气温输管道的内壁腐蚀要严重得多。其内壁腐蚀主要是CO2腐蚀和H2S腐蚀。混输管道的腐蚀与流型有关，以段塞流和分层流流型下的腐蚀最具代表性。通常认为，当系统中CO2分压超过20kPa时，该烃类流体是具有腐蚀性的，且CO2腐蚀速度与CO2分压的0．67次幕成正比；当合H2S的天然气输送系统的总压大于0．448MPa、H2S分压高于0．34kPa、介质pH值＜6时，将会发生硫化物应力腐蚀开裂。在油田油气集输系统中，允许的CO2浓度可通过腐蚀诺漠图及计算确定；多相流管道管径的确定亦应当考虑腐蚀问题。     

FCC再生烟气中CO_2捕集技术的试验研究

根据FCC再生烟气特点,应用化学吸收法对烟气中CO2进行捕集。在2m3/h烟气中CO2捕集试验装置上对烟气中CO2捕集技术进行试验研究,结果表明,FCC再生烟气中CO2捕集的适宜工艺条件为:吸收剂质量分数15%~30%,吸收温度60~70℃,解吸温度90~120℃,气液体积比100~250,吸收液为全回流状态。在上述条件下,采用开发的新型吸收剂CHA,烟气中CO2的捕集率达95%,解吸率达80%。与单乙醇胺吸收剂(MEA)相比,CHA的吸收速率相当,解吸能耗低,对设备的腐蚀性小,腐蚀速率仅为0.013 6mm/a,同样条件下MEA的腐蚀速率为0.032 5mm/a。烟气中的SO2对CO2的捕集效果影响较大,在CO2捕集前应先脱除。     

含CO2段塞流对X60钢的腐蚀

通过CFL-1型动态腐蚀试验环道进行室内模拟,研究了某海上油田采出水介质含CO2段塞流对X60钢的腐蚀规律.研究结果表明,试验介质含CO2段塞流对X60钢的腐蚀性较强,均达到了"极严重腐蚀"程度;CO2分压增大或介质温度升高均对舍CO2段塞流的腐蚀有促进作用,只是这种促进作用的趋势随CO2分压或温度数值的增大,而变得平缓;腐蚀产物主要为FeCO3,在试片表面形成疏松的膜;流动介质及介质中所舍C1-与疏松产物膜的联合作用,引起了试片表面局部腐蚀.     

固井水泥石抗腐蚀性能的研究

许多油田在开发过程中,都遇到了地层中含有的诸如CO2和H2S等腐蚀性介质影响油井水泥环密封效果的问题,加强抗腐蚀水泥外加剂和水泥浆体系的研究变得至关重要.从水泥石腐蚀机理的研究出发,通过试验优选出了抗腐蚀性水泥填充料WG.WG的主要成分为非晶态SiO2,具有粒细(平均粒径约为0.1 μm)、比表面积大、活性高等特点.另外,选用不渗透剂G60S和硅粉,可以提高水泥石密实度,降低水泥石渗透率,从而提高水泥石的抗腐蚀性.通过对9种配方水泥浆固化体进行不同龄期的CO2、H2S腐蚀,测定水泥石腐蚀后的抗压强度、渗透率和腐蚀深度,进行反光显微镜、X-射线衍射分析,比较了填充料WG水泥浆、现场水泥浆、纯水泥浆固化体的抗腐蚀性,优选出了抗腐蚀高密度和低密度水泥浆配方.该抗腐蚀水泥浆体系不但具有抗腐蚀性,还具有良好的防气窜、降低自由水、稳定浆体等综合性能,可以满足不同井深条件下的固井作业需要.     

腰英台油田地面系统管线腐蚀穿孔原因及对策

随着腰英台油田的不断开发,地面管线的腐蚀穿孔日益严重,每年穿孔维修费用达到数百万元。根据腰英台油田腐蚀特征,分别从注入水水质、注入方式、设备和管线材质等方面研究,综合分析腰英台油田高频次腐蚀穿孔的原因,找出腐蚀穿孔主要因为水质达标率低、管线老化、管线内CO_2含量高等因素所致。针对以上问题采取了联合站设备检修,形成了加药制度、定期清洗及维护等措施,逐步优化注水系统流程,提高注水水质达标率;在管线性能方面有计划地更换管线并提高管材防腐蚀级别,来延缓沿程腐蚀穿孔问题。经过2 a改造和运行,集油管线穿孔次数降低了36.6%,掺水管线穿孔次数降低了73.8%,节约维修费近300×10~4RMB$,经济效益明显。