淮北矿区某井田煤层气采出水对J55碳钢的腐蚀试验研究

为评价淮北矿区某井田煤层气采出水对J55碳钢的腐蚀程度,对煤层气采出水的组成进行分析,通过电化学工作站在地层温度(30℃)下进行电化学阻抗谱和Tafel极化曲线测试,并在地层温度(30℃)和地层压力(7MPa)下进行失重法腐蚀速率测定。结果表明:淮北矿区某井田煤层气采出水呈弱碱性,Cl~-含量高,且煤层气中含有CO_2,可能造成井筒腐蚀;30℃下,淮北矿区某井田煤层气采出水对J55碳钢的腐蚀受活化控制,EIS呈单一容抗弧;淮北矿区某井田煤层气采出水对J55碳钢的腐蚀速率达到NACE中度腐蚀程度,需引起重视。     

气提法处理高含CO_2油田采出水的试验研究

气驱油田采出水中大量CO_2的存在导致采出水腐蚀性增强,且造成水中悬浮物浓度增大,影响回注或排放。试验研究了含不同CO_2浓度的采出水中p H值、腐蚀速率、含油量和离子浓度等水质特性参数的变化,考察了气液比、含油量及温度等因素对气提法处理油田采出水中CO_2效果的影响。结果表明:CO_2浓度是影响油田采出水p H值、离子浓度及腐蚀速率等水质特性参数变化的重要因素;气提法去除采出水中CO_2的效果明显,升高温度、降低含油量均有利于提高污水中CO_2去除率;此外,与空气气提相比,氮气气提更有利于降低含油污水的腐蚀速率。在40℃和常压下,氮气气提44 min即可使污水p H值升高到7以上,碳钢腐蚀速率降至0.076 mm/a以下;当以氮气为载气,气液比为26∶1,温度为40℃时,含油污水中CO_2去除率可达100%,气提处理效果最佳。     

苏里格气田某井常用钢材腐蚀规律研究

苏里格气田某井的气质资料为CO_2体积含量为0.127%,本论文通过现场腐蚀挂片测试,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,在现场试验条件下,对四种不同材质的腐蚀行为进行研究,结果表明:该井4种材质J55L、N80T、TP80、N80L腐蚀速率均在0.025~0.125mm/a之间,该气井属于中度腐蚀;腐蚀产物主要由FeS组成,说明该井的腐蚀为H2S的酸性腐蚀。产物中出现较高比例的BaSO_4,腐蚀产物膜中没有FeCO_3,说明BaSO_4的形成抑制了CO_2对钢材的腐蚀;该井的腐蚀可能硫酸盐还原菌起到了一定的作用,在硫酸钡垢下营造的极好的厌氧环境有利于硫酸盐还原菌的繁殖,产生S~(2-)。对于该气井,4种材质的耐蚀结果为:N80LJ55LTP80N80T。     

油田采出水对注水系统腐蚀机理的探讨

目前,我国油田已经进入注水开采中后期,采出水占采出液60%～70%,甚有高达90%以上。采出水中富含H2S、HCO3^-、溶解氧、硫酸盐还原菌（SRB）、Cl^-、CO2这些都是导致腐蚀的主要原因。通过对集输站注水管线腐蚀产物进行电镜扫描（SEM）、能谱（EDS）分析、X衍射及腐蚀产物成分定量分析（容量法）;通过室内静态腐蚀挂片实验,研究具有腐蚀物质不同浓度对腐蚀性的影响,进一步探讨腐蚀机理。     

J55钢在采出水中的腐蚀行为研究

通过单因素实验法和正交实验法对J55钢在志丹采油厂某油区采出水的腐蚀行为进行研究。研究结果表明：氧腐蚀在井下腐蚀中占据重要位置,井温对在部分采出水无氧井的腐蚀占据主要因素。     

东胜气田锦66井区套管腐蚀评价

天然气开采过程中往往会产生伴生水,水中溶解的酸性气体及电解质等物质,会使套管因腐蚀而穿孔并引发一系列严重问题。为了研究东胜气田锦66井区采出水对套管的腐蚀情况,以该区J11P4H井为实验对象,选用N80标准钢挂片,以采出水为腐蚀介质,进行了室内动态腐蚀及缓蚀评价。结果表明在15MPa、60℃条件下,J11P4H井套管存在严重腐蚀,腐蚀速率高达0.946 2 mm/a,且为均匀腐蚀;采用缓蚀剂SWPC-6-1进行缓蚀效果评价,当缓蚀剂浓度为1 000 mg/L时,缓蚀效果趋于平稳,腐蚀速率低于0.020 8 mm/a,缓蚀率高达97.73%。现场实验表明:由于温度和压力的关系,上部套管腐蚀较小,下部套管腐蚀情况明显高于上部套管。SWPC-6-1缓蚀剂应用于现场后,N80套管井和P110套管井的采出水Fe3+离子含量都极大降低,说明缓蚀效果明显。     

H2S介质中常用钢材焊接处腐蚀的研究

着重研究在H2S介质中316L、16MnR、20^#钢三种常用材质焊接部位的应力腐蚀及应力腐蚀过程中的电化学行为。通过应力腐蚀试验方法,对上述三种材质在H。s介质中的应力腐蚀开裂的敏感性进行评定,同时测定其在H2S介质中发生的电位变化。为选用适于H2S介质的抗应力腐蚀容器材质提供依据,也为采用电化学方法提高H2S介质中材质的抗应力、腐蚀性能提供依据。     

延迟焦化装置缓蚀剂评价方法探讨

延迟焦化工艺是目前渣油深度加工的主要手段,但在加工过程中会产生大量硫化氢气体并溶解于焦化酸性水中。在湿硫化氢环境中,硫化氢会电离,并与单质铁发生原电池反应,从而对设备造成严重腐蚀,常采用添加缓蚀剂的方法来减缓其对装置的腐蚀。目前评价缓蚀剂性能的指标是检测焦化酸性水中的铁离子含量,通常规定焦化酸性水中铁含量应小于3.0 mg/L。通过Fe S的溶度积,计算了不同p H值、不同H2S含量的水溶液中Fe2+的含量。结果显示:即使不添加缓蚀剂,焦化酸性水中Fe2+的理论最大浓度也不会高于现行标准中所规定的3.0 mg/L。比较可靠的缓蚀评价方法是将腐蚀挂片或腐蚀探针悬挂于管道设备内部,其监测数据能够比较真实体现腐蚀状况。     

H2S-CO2-H2O（Cl-）体系对气井管材腐蚀分析

靖边气田已建气井采用的油管材质主要为N80,部分H2S含量较高的气井采用SM80SS抗硫管柱,本文通过模拟气井中流体介质和腐蚀环境,研究不同气井管材腐蚀规律及各种环境因素对腐蚀行为的影响规律。试验发现．两种油管钢的腐蚀形态以均匀腐蚀为主。N80钢表面腐蚀明显。有局部腐蚀特征：SM80SS钢对H2S环境的适应性优于N80,有较好的抗CO2／H2S腐蚀性能,在同一介质同等条件下,SM80SS油管钢的平均腐蚀速率要比N80低。     

长庆油田中集站腐蚀因素分析及防腐措施研究

以长庆油田中集站采出水为研究对象,通过离子、溶解氧及细菌含量分析、腐蚀速率测定,并运用灰色关联分析方法,研究了引起腐蚀的主要因素,对腐蚀产物进行了扫描电镜能谱分析(SEM/EDX)。结果表明,引起中集站腐蚀的主要因素是TGB含量、pH值、S2-含量、HCO3-及溶解氧含量;适当提高油田采出水的pH值、加大除硫力度、投加杀菌剂等措施后,系统的腐蚀速率由原来的0.083 5 mm/a以上降低到0.008 8 mm/a。     

二氧化氯用于油田采出水处理的研究

微生物诱导腐蚀（ＭＩＣ）是油田采出水处理系统腐蚀的主要原因之一。为了减少ＭＩＣ,一般采用投加杀菌剂的方法。二氧化氯是一种广泛用于循环冷却水和饮用水的高效杀菌剂,作者对二氧化氯用于油田采出水杀菌处理的可能性进行了研究探讨。实验证明,在采出水中还原物质含量较低时,二氧化氯对油田采出水有较好的杀菌效果,而且其破胶互沉作用有助于水质净化     

海上某油田油井管柱腐蚀影响因素及防治措施研究

针对海上某油田油井管柱腐蚀严重现象,采用静态挂片失重法研究了采出水中硫化物含量、pH值、腐蚀温度以及氯离子含量等因素对腐蚀速率的影响,在分析油井管柱腐蚀影响因素的基础上,提出了相应的防治措施,评价了缓蚀剂S T B-11对目标油田油井管柱钢片的缓蚀性能.结果表明,腐蚀速率随采出水中硫化物含量、腐蚀温度以及氯离子含量的升...     

二氧化氯用于油田彩出水处理的研究

微生物诱导腐蚀（ＭＩＣ）是油田采出水处理系统腐蚀的主要原因之一。为了减少ＭＩＣ,一般采用投加杀菌剂的方法。二氧化氯是一种广泛用于循环冷却水和饮用水的高效杀菌剂,作者对二氧化氯用于油田采出水杀菌处理的生进行了研究探讨。实验证明,在采出水中还原物质含量较低时,二氧化氯对油田采出水有较好的杀菌效果,而且其破胶互沉作用有助于水质净化。     

ASP驱采出水稳定性影响因素研究

通过模拟油田现场采出水组成,以采出水处理后水中含油量与固体悬浮物含量为指标考察了采出水中聚合物、表面活性剂、碱对油水分离的影响。实验结果表明:模拟采出水处理后水中悬浮物含量和含油量随着聚合物浓度的增大先降低后增加;随表面活性剂浓度的增大均增加;随碱浓度增大先增大后降低。ASP采出水中,残留驱油剂存在均增加了采出水的处理难度。     

酸洗作业油井投产初期产出液对三元复合驱采出水悬浮固体含量的影响

井筒酸洗作业油井投产初期,大庆油田北二西三元复合驱试验区处理后回注采出水悬浮固体含量大幅度升高。以北二西试验区混合采出水、模拟北二西试验区混合采出水、模拟井筒酸洗作业油井投产初期产出水为介质,研究了酸洗作业油井投产初期产出水中的酸洗液添加剂、固体颗粒和成垢离子对北二西试验区三元复合驱采出水悬浮固体含量的影响,确定悬浮固体含量显著升高的主要原因是酸洗作业油井投产初期产出水中含有大量Ca2+、F-、Fe2+,与地面掺水中的S2-和CO2-3作用产生硫化亚铁、碳酸钙、碳酸亚铁、氢氧化亚铁、氟化钙等新生矿物微粒;另外作业油井投产初期产出水中的Al3+与地面掺水中的部分水解聚丙烯酰胺作用形成聚合物微凝胶,也对采出水的悬浮固体含量有一定的影响。     

油田污水腐蚀影响因素研究

为研究各种因素对油田污水腐蚀的影响,采用室内静态挂片失重法试验了A3碳钢在不同H2S、CO2、溶解氧、SRB浓度及不同pH值和矿化度的模拟油田水中的腐蚀行为。结果表明,碳钢的腐蚀速率随H2S、CO2、溶解氧、SRB浓度的增加而增大,溶解氧会促进H2S和CO2的腐蚀,H2S会抑制CO2的腐蚀;碳钢的腐蚀速率随矿化度的增加先增大后减小,在矿化度为40 000 mg/L时达到最大;碳钢在碱性环境下的腐蚀速率比酸性环境下的腐蚀速率小的多。     

氧化性采出水处理剂的协同除硫作用

为解决回注采出水中S2-去除困难、腐蚀严重等问题,以FeCl_3、聚合氯化铝和KMnO_4制成氧化性除硫剂CS-1,并通过正交试验及现场应用研究了除硫剂组成的影响、空气及氧化性杀菌剂的协同氧化作用。结果表明,各影响因素排序为曝氧时间聚合铝含量KMnO_4含量CPAM浓度。在最佳参数组合下,当除硫剂为30 mg/L时,室内模拟试验的除硫率达到91.97%;现场应用效果更好,除硫率达到97.9%,采出水的S2-低至0.7 mg/L,腐蚀速率同样达到采出水的回注标准要求。     

浅谈油田采出水处理的发展概况分析

从目前我国油田生产过程来看,水驱采油已经成为了一种重要的采油方式。在这一生产过程中,采出水的处理成为了重要的生产环节。如果不对采出水进行有效的处理,采出水会因为含杂质过多、腐蚀性过大、含油和添加剂过多而对采油管线造成一定腐蚀,甚至会堵塞采油管线,影响油井的正常生产和运行。基于这种状况,油田生产中必须对采出水进行有效处理,尽可能的降低采出水中的杂质,将采出水中的石油和添加剂有效分离出来,并降低其腐蚀性,使油田采出水能够达到相关标准,并实现循环利用。因此,我们有必要对油田采出水处理进行深入的研究。     

浅析长庆安塞油田王十六转采出水处理系统管线的腐蚀原因与防护措施

由于油田采出水中含有不定量的石油、机械杂质、悬浮物和细菌等组分,故采出水对水处理设备以及采出水回注管线存在一定的腐蚀作用。王十六转2011年六月份对站内注水管线进行全部更换,但是采出水腐蚀的隐患依然存在,所以降低管线的腐蚀速率,提高管线使用寿命尤为重要。     

输油管道的防垢与防腐

我国目前油田采出油成分中，油仅点到５％￣１０％，其他主要为水。由于采出油中水分含量较高，且采出水的水质很差，经常会造成输油管道的结垢与腐蚀。文章介绍了输油管线水处理药剂及ＰＩＧ在油田输油管线中防垢与防腐方面的研究。