杏北油田聚驱污水腐蚀原因分析

随着杏北油田聚驱开发的不断深入,聚驱污水腐蚀问题日益突出。通过对杏北油田聚驱污水水质的分析,确定了污水的pH值、离子含量、细菌含量、溶解氧含量、CO_2含量及聚合物含量,并对腐蚀原因进行了系统分析。分析结果表明:在溶解氧存在的条件下,Ca~(2+)、Mg~(2+)和Ba~(2+)离子生成沉积物后易诱发垢下腐蚀;杏北油田聚驱污水中氧质量浓度为1 mg/L左右、pH值为中性条件时,可发生吸氧腐蚀;污水中的聚合物为硫酸盐还原菌的生存提供了营养物质,是造成腐蚀的主要原因。     

东辛油田污水缓蚀剂研究与评价

通过对东辛油田腐蚀因素的调研分析,找出了注水设备及管线腐蚀的主要原因系污水矿化度高、地层水温度高以及溶解氧、酸性气体、细菌、流速等综合作用的结果。针对东辛油田污水的腐蚀特征,室内合成了咪唑啉衍生物类缓蚀剂。室内试验证明,合成的缓蚀剂在注入量为10-20 mg/L的情况下,能将腐蚀速率控制在部颁标准0.076mm/sa以下。     

基于正交试验的油田腐蚀结垢主控因素分析

大港油田污水矿化度高、温度高和腐蚀性气体含量高,造成注水系统腐蚀结垢严重,制约了油田开发和生产。通过正交试验开展针对管道及井筒腐蚀结垢的主控因素研究,设计了H₂S和Na₂S两套正交试验方案。试验结果表明：在注水系统现役工况条件下,对碳钢腐蚀速率影响最大的因素是温度,其次是硫酸盐还原菌(SRB)数量,硫化物和CO₂含量影响较小。通过研究明确了腐蚀结垢主控因素,初步了解了腐蚀结垢机理,为油田的水质控制和阻垢剂研究明确了方向。     

基于灰色支持向量机的套管腐蚀速率预测研究

东辛油田套管腐蚀损坏严重,各影响因素相互关联,很难判断各影响因素的主次关系。应用灰关联分析原理讨论了注入水水质、土壤参数对套管腐蚀速率的影响,针对套管腐蚀速率和影响因素之间复杂的映射关系,在套管腐蚀速率预测研究中引入支持向量机算法,建立了基于灰色支持向量机的套管腐蚀速率预测模型。研究结果认为,东辛油田套管腐蚀的主要因素是注入水pH值、土壤pH值、注入水含氧量、土壤含盐量和土壤含水量;采用灰色支持向量机法建立的套管腐蚀速率预测模型简单,计算速度快,预测精度高,预测的最大相对误差为9.09%,平均相对误差为5.96%。     

应用灰色关联理论分析塔河油田污水腐蚀因素

油田污水是造成油田联合站生产系统腐蚀的主要因素。影响污水腐蚀性的因素很多，因素间相互关系复杂，没有确定的映射关系，用传统的方法难以处理。文中应用灰色关联方法，对影响污水腐蚀性的各个相关因素进行关联度分析，得出了关联度排序。结果表明，影响塔河油田二号联污水腐蚀性的主要因素是：总矿化度、pH值、Cl^-含量、Ca^2＋含量、HCO3^-含量和TGB含量。灰色关联方法为研究油田污水腐蚀提供了一种有效的综合分析方法。     

注水管柱结垢分析与预测

油田注入水水源有两种,一种是地下水,另一种是油田采出液经过净化后的污水.管柱结垢与否除受水质影响,还与温度、压力和pH值等环境因素有关.油田注水水质具有CaCO3结垢倾向,但由于流速、压力等因素的影响,具有结垢倾向的水质不一定总结垢,但当条件合适时,结垢现象一定会发生.油田所使用的清水和污水是不相容的两种水质,清水Ca2+含量较高,而污水HCO3-含量较高,一旦混合使用,会产生较为严重的CaCO3结垢,从而影响生产.     

延长油田永宁采油厂双河西区回注水腐蚀结垢控制研究

延长油田永宁采油厂双河西区注水系统腐蚀结垢严重,动态条件下的腐蚀速率大于O．254mm／a。文章通过试验研究了腐蚀结垢的影响因素、影响规律及控制方法,指出导致管道、井筒腐蚀结垢的主要原因是回注水中的溶解氧、细菌以及成垢阴阳离子超标;通过投加pH值调节剂、除氧剂、杀菌剂以及缓蚀阻垢剂,可使回注水对碳铜的腐蚀速率降至0．0304mnda,满足回注要求。     

中原油田回注水结垢问题分析

油田回注水结垢不但会造成井筒堵塞,严重时会影响油气产量.回注水中Ca2+,Mg2+含量高以及外界条件变化(温度、压力、流速、pH值等)是引起结垢的主要因素.中原油田原采用注入石灰乳的方法解决回流水的腐蚀问题,但会使系统Ca2+浓度上升并使污泥量增加,因此最有效的办法是注入化学阻垢剂,同时要保证污水处理系统平稳操作.     

油田污水处理技术应用探讨

中国石油化工股份有限公司华东分公司采油厂草舍油田污水腐蚀问题很严重,尤其是陶思庄区块,在其污水进158站区分离器后仅三个多月就发生穿孔现象,不但增加了运行成本,同时也严重影响了生产的正常运行.草舍油田污水水性复杂,具有较高的矿化度和温度,Cl-,SO2-4和 HCO-3等质量浓度高,造成腐蚀和结垢严重.随着草舍油田CO2驱开发的进行,油田采出水的pH值不断降低,腐蚀更趋严重.为从根本上解决腐蚀问题,拟对油田污水进行改性,提高污水体系pH值至8.5~12. 5,此时为铁的钝化区,铁的腐蚀较低.     

常减压装置塔顶低温系统露点腐蚀及铵盐沉积研究

炼油厂常减压装置塔顶低温部位的腐蚀和铵盐沉积是影响装置长周期安全运行的主要因素,腐蚀薄弱环节发生在露点区域,而影响露点腐蚀的关键因素是pH值。选用Aspen软件中的电解质模型,根据塔顶的组分及腐蚀气体的含量,对此低温系统的pH值进行了模拟计算,确定了露点区域溶液中的pH值,并对工艺防腐措施中的注氨和注水进行模拟计算,研究其变化对pH值的影响。利用氯化铵盐的结晶曲线分析塔顶系统的氯化铵结晶趋势,得到了沉积温度,同时探讨塔顶系统的操作压力、注氨量和注水量等变化对氯化铵盐沉积温度的影响,得到了沉积规律。     

净化厂锅炉水系统腐蚀与防护

分析了中国石油天然气股份有限公司长庆气田净化厂锅炉水系统腐蚀原机理,研究结果表明,锅炉水系统腐蚀主要为氧腐蚀、混入腐蚀产物引起的电化学腐蚀、碱腐蚀、二氧化碳腐蚀和电偶腐蚀等;影响腐蚀的主要因素有水中的溶解氧、碳酸盐、重碳酸盐、腐蚀性离子和pH值。应及早对蒸汽锅炉系统进行有效的水质稳定处理,彻底解决锅炉水系统存在的腐蚀、结垢危害,保证锅炉系统的安全、稳定运行。防腐措施包含清洗处理、炉内日常处理及停炉保护等三个方面。     

宝浪油田联合站污水腐蚀性研究

通过对宝浪油田联合站污水水质、腐蚀产物进行分析,指出宝浪油田污水的腐蚀主要由CO_2,O_2和硫酸盐还原菌(SRB)引起,并在试验室对影响污水腐蚀的因素进行了研究。选用耐蚀材料,控制污水pH值,注入缓蚀剂和杀菌剂,采用阴极保护和渗铝、渗镍等措施,可减轻有关设备、管道的腐蚀。     

集输系统热回水管线腐蚀分析

中国石油天然气股份有限公司华北分公司第三采油厂油气集输系统热回水管线普遍存在着腐蚀问题,影响原油生产和集输的正常运行。介绍了腐蚀较严重的13个站点的水质普查、水质结垢倾向和腐蚀性情况,并在水质分析的基础上进行了热水管线腐蚀因素的试验研究,确定腐蚀主要因素为水中的溶解氧含量高,从而造成腐蚀。     

坪北油田油水系统腐蚀性研究

通过对坪北油田清水、污水水质进行分析及现场挂片试验,指出坪北油田油水系统设备腐蚀主要是溶解氧、硫酸盐还原菌和高矿化度水质引起。进行了室内和现场试验研究,评选出了CYD1021B杀菌剂和F21缓蚀剂,现场应用表明:从地面到油水井井筒,整个油水系统的极化电阻上升,细菌含量、腐蚀速度下降,取得了明显的效果。特别是加药后的注入水进入油层后,在全油田油水系统形成了一个良性循环。     

稠油污水回用锅炉结垢的清洗

在对新疆油田稠油污水回用锅炉炉管内生成垢的成分进行分析和锅炉水质分析的基础上,研制了相应的清洗锅炉污垢的清垢液配方。通过溶垢试验和腐蚀速率试验证明,清垢液对稠油污水回用锅炉炉管内产生的污垢能完全溶解,对炉管的腐蚀速率远低于标准要求的6 g/(m2.h)。     

吉林油田英台注水系统结垢与腐蚀防治对策

吉林油田英台采油厂近年来处于增产阶段,向地层注水是提高油气采收率的重要措施,但在注水系统存在严重的结垢与腐蚀问题。对结垢与腐蚀机理进行了探讨,采取注水加缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂的方法,筛选合理配方,合理控制工艺指标,基本解决了严重结垢与腐蚀问题,并取得较大经济效益。     

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.     

CO2吞吐对储层结垢趋势的影响研究

在采用CO2吞吐采油过程中,由于CO2的注入,对储层可能造成结垢伤害。室内实验表明:在地层高压条件下,产生CaCO3垢的可能性较小,在温度有明显升高的部位可能形成CaCO3垢;随着水中溶解的CO2减少,pH值升高,CaCO3结垢的趋势增大;高矿化度油田水能促进CaCO3溶解,可抑制CaCO3垢的生成;CaCO3优先于MgCO3,CaSO4成垢。用东辛地层水试验表明,CO2的注入对其三口井岩心的渗透率影响不大。