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。     

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。     

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。     

某油田采出水回注处理系统腐蚀影响因素分析与研究

针对某油田采出水回注处理系统频繁腐蚀穿孔的问题，在水质分析和腐蚀速率监测的基础上，考察了20^#钢和316L不锈钢的挂片腐蚀结果，测试了腐蚀最严重部位的采出水在不同溶解氧、温度、pH值、细菌数量和种类，不同振动频率条件下对20^#钢和316L不锈钢的腐蚀影响。结果显示，该站内各节点的水质矿化度均较高，Cl^-含量也较大，随着处理流程的推进，总铁含量逐渐增加，20^#钢的腐蚀速率不断增大，而316L不锈钢的耐蚀性较好；在50℃、溶解氧浓度为6 mg/L时，20^#钢的腐蚀速率达到最大0.389 9 mm/a；采出水腐蚀速率随pH值的升高而降低，随细菌数量的增加而升高，且SRB对腐蚀的影响大于IB；不同注水泵振动频率也会对腐蚀造成一定影响。通过热能利用、调整工艺流程、调节pH值、除氧、杀菌、更换管材等方式可以有效减轻水处理系统的腐蚀风险。     

甲醇再生装置处理效率提升研究

甲醇再生装置是天然气处理厂的重要组成部分,是气田采出水处理的重要环节。甲醇再生装置运行效率低下,将导致气田采出水不能及时处理,直接影响上游天然气产量。本文以长庆油田第二采气厂米脂天然气处理厂的甲醇再生装置为研究对象,从工艺、设备等方面对甲醇再生装置运行效率的提升空间进行研究。     

高含CO_2气田天然气处理厂腐蚀现象及防控对策

腐蚀问题是高含CO_2气田开发及其天然气处理厂生产的主要风险。为有效控制或减缓腐蚀,通过吉林油田长岭气田高含CO_2天然气处理厂腐蚀案例,结合CO_2对金属腐蚀的成熟理论,对高含CO_2气田腐蚀现象进行分析,明确了该类天然气处理厂存在以CO_2腐蚀为主,同时兼有其他类型的腐蚀情况。进而分析了相关的腐蚀机理和影响因素。在此基础上,提出了针对具体腐蚀情况而采取的防止、延缓或控制措施。该研究结果对高含CO_2气田天然气处理厂的防腐工作具有重要意义。     

甲醇再生装置运行分析评价

甲醇再生装置是天然气处理厂的重要组成部分,主要处理气田生产过程中产生的气田采出水,提取其中甲醇,并在气田生产过程中重复利用,处理合格后气田采出水进入回注系统回注地层。本文对甲醇回收装置进行数据分析,优化操作参数,提高装置处理量。     

气田采出水分析及防腐措施

随着气田开发的持续进行,气田采出水总量不断上升,回注水也随之增加,回注系统需要长期连续运行,但由于采出水成分复杂对回注系统造成腐蚀堵塞等影响。本文通过对子米气田采出水水质进行分析,筛选出适用于工艺系统的缓蚀剂,达到防止回注系统腐蚀的目的。     

曝气法处理二氧化碳驱采出水的试验研究

为进一步探索适合大庆外围低—特低渗透油田有效开发的采出水处理技术,明确CO_2驱采出水水质特点,针对大庆外围低—特低渗透油田采出水开展水质基本特性研究,在40℃常压条件下,采用曝气法进行了室内脱除采出水中CO_2气体试验。研究结果表明,采出水中CO_2含量是水质pH值、矿化度、腐蚀速率等特性参数变化的重要影响因素之一;在40℃常压试验条件下,采用曝气法对CO_2驱采出水的处理效果较为明显,能够有效脱除水中70%的CO_2,从而提高水质pH值至8,同时有效抑制采出水腐蚀速率在0.076 mm/a以下。     

庄一联合站注水系统腐蚀原因分析

以长庆油田庄一联合站采出水为研究对象,对水源井采出水的离子、溶解氧及细菌含量分析、腐蚀速率测定,通过室内模拟水质离子含量进行腐蚀实验,利用差量法确定了引起腐蚀的主要因素.实验结果表明,采出水中HCO3-、SO42-和较低的pH值是造成腐蚀的主要原因.     

天外天气田结垢趋势预测

气田结垢是影响气田正常生产的重要原因。天外天气田在生产过程中已见水,为了防止气田水结垢影响生产,在对天外天气田储层流体特征研究的基础上,选取天外天气田典型水样进行了结垢趋势预测。通过采用实验分析、饱和指数法和scale chem3．0垢化学分析系统,对天外天气田采出水进行了垢物类型的判断和结垢趋势的定性和定量预测,结果表明：天外天气田井简的井底部分结垢最严重,垢物主要为碳酸钙垢。由于温度升高、总压力减小、CO2分压减小、pH值增大、溶解盐量减小等因素可增加碳酸钙垢的生成量,流速下降也会逐步加重结垢现象。图1表4参4     

大庆油田深层气井CO2腐蚀规律及防腐对策

气井防腐是天然气开采过程中的一个重要方面.CO2对管柱钢材的腐蚀主要是由于天然气中的CO2溶解于水中生成碳酸后引起的电化学腐蚀.通过对N80和P110试样的失重法实验分析表明:在60 ℃～110 ℃温度区间内,局部腐蚀突出;CO2分压增加,腐蚀速率呈增大趋势,腐蚀形态以均匀腐蚀为主;流速增加,使腐蚀速率增大;pH值增大可降低腐蚀速度;凝析水的总矿化度与腐蚀速率呈负相相关关系,即矿化度越高,腐蚀速率越低,而部分负离子的存在会增大腐蚀速率;抗腐蚀合金钢(含Cr钢体)依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀,可以降低CO2的腐蚀速率;腐蚀产物膜对钢体有保护作用,也能降低腐蚀速率.在研究庆深气田井下管柱CO2腐蚀规律的基础上,提出了使用耐蚀合金或涂镀层钢管材优化井身结构、加注缓蚀剂、增加pH值以及使用普通碳钢加强腐蚀检测等综合防腐对策.     

酮苯脱蜡装置溶剂系统腐蚀和防护

酮苯脱蜡装置的腐蚀常发生于溶剂回收系统，针对溶剂回收系统的腐蚀介质进行了温度、pH值的相关试验，研究腐蚀规律。研究发现：循环溶剂中存在小分子有机酸，溶剂系统的腐蚀可能是由小分子有机酸导致；脱酮塔底排水的腐蚀速率随温度升高而增大，循环溶剂的腐蚀速率则随温度升高呈现先增大后减小的趋势，且腐蚀产物为铁的氧化物，易被冲刷带走；脱酮塔底排水的腐蚀速率随pH值的增大呈现出先减小后增大再减小的趋势。针对小分子有机酸的腐蚀，建议可将pH值控制在6～9,以控制溶剂系统的腐蚀程度。     

降低天然气处理厂回注水油分机杂对策分析

某天然气处理厂采出水回注系统设计选用"一级沉降除油"工艺,利用2具200 m3的沉降除油罐对气田管输或拉运至处理厂的采出水进行油水分离处理,再经回注系统注入地层。在实际生产过程中,由于沉降除油罐罐内介质始终处于动态,接收的采出水得不到有效的沉降,导致回注水油分机杂含量超标;当上游采出水含有泡排剂乳化物时,沉降除油罐也无法将乳化物与油水分离,造成大量乳化物收入污油罐。本文通过对该天然气处理厂采出水处理工艺进行分析,制定出降低回注水油分机杂含量的解决对策。     

Fe~(2+)含量及pH值对气田回注污水腐蚀的影响

针对气田回注污水水质复杂,导致设备发生腐蚀现象,在详细分析气田回注污水的水质特点的基础上,重点分析研究了亚铁离子含量及pH值对气田回注污水腐蚀的影响,试验结果表明:Fe~(2+)及pH对气田回注污水的腐蚀性有一定影响。随着Fe~(2+)的浓度升高,污水的腐蚀速率呈降低趋势,当Fe~(2+)浓度为0时腐蚀速率最高;污水pH值等于7时Fe~(2+)对污水腐蚀速率影响最大,pH值等于6次之,pH值等于8时最小。     

腐蚀套管剩余强度数值模拟分析

套管腐蚀损坏是油气田开发过程中的重要问题之一.国内外研究主要集中在套管腐蚀速率预测及防护技术方面,对于腐蚀套管剩余强度的分析研究较少.采用数值模拟的方法对圆弧形和半月形这两种套管腐蚀后的主要形态进行分析.结果表明：套管剩余抗拉强度随圆弧形腐蚀缺陷长度的增加而增加,剩余抗挤、抗内压强度随圆弧形腐蚀缺陷长度的增加而减小;套管剩余抗拉强度随半月形腐蚀缺陷长度增加而增加,剩余抗挤强度随缺陷长度增加而减小,套管剩余抗内压、抗拉强度随缺半月形腐蚀陷深度的增加而线性减小,套管剩余抗拉、抗挤和抗内压强度都随套管壁厚的增加而增加,与圆弧形腐蚀缺陷规律相同.     

南堡油田N80、P110套管CO_2静态腐蚀评价与应用

分析了南堡滩海堡古2区深层油气藏生产套管的服役环境,模拟实际采出水和温度压力,实验研究了CO_2分压、温度、含水量等因素对N80、P110套管的腐蚀规律。结果表明,在实验参数范围内,普通钢在液相中的腐蚀速率远高于在气相中的腐蚀速率,且变化规律不同。在液相中,腐蚀速率随CO_2分压的增大而增大,随温度的升高而降低,在含水量低于50%时,腐蚀速率随含水量的增加而急速变大,当含水量超过50%时,腐蚀速率趋于稳定。总体上,N80钢较P110钢耐腐蚀,该区块采用N80钢级生产套管能够满足生产要求。     

P110碳钢在CO_2多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO_2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO_2分压为0.3 MPa,水的质量分数为60%的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO_3分压为0.3 MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60%的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO_2分压增加而增大。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

不同焊接工艺下钢管焊接接头的CO_2腐蚀行为研究

采用高温高压反应釜和电化学技术对GTAW+SMAW和GTAW两种不同焊接工艺下焊接接头的CO2腐蚀行为进行了研究。结果表明,GTAW+SMAW工艺焊接接头的腐蚀速率小于GTAW工艺焊接接头;两种焊接工艺所得焊缝腐蚀速率均随腐蚀时间的增加而减小;腐蚀产物膜随时间的增加表面致密,横截面厚度增加且更为紧密;腐蚀产物的主要成分为(Fe,Ca)CO3复合盐和Fe3O4。