延长油田油井管柱腐蚀原因分析及防腐措施研究

为了找出延长油田油井管柱腐蚀的主要原因,室内采用挂片失重法实验对影响管柱腐蚀的主要因素进行了评价,主要包括采出液含水率、矿化度、pH 值、CO₂含量、温度以及流速,并根据实验结果优选了适合延长油田油井管柱的高效缓蚀剂 ND- F。实验结果表明,油井采出液的含水率越高、矿化度越高、CO₂含量越高、温度越高以及流速越大,其对油井管柱钢材的腐蚀速率就越大,而采出液的 pH 值越高,腐蚀速率则越小。当采出液的含水率为 80%,矿化度为 25000mg·L^{- 1},pH 值为 6,CO₂分压为 0.5MPa,实验温度为 50℃,实验流速为 0.5m·s^{- 1}时,钢片的腐蚀速率可以达到 0.557mm·a^{- 1},腐蚀速率较大。咪唑啉类缓蚀剂 ND- F 对目标油田油井管柱钢材的防腐效果较好,当其加量为 900mg·L^{- 1}时,缓蚀效率就可以达到 95%以上,能够显著降低油井管柱的腐蚀速率,延长其使用寿命,保障延长油田油井的安全高效生产。     

油井管硫化氢腐蚀研究进展

油井管的防腐蚀工作是油田事业发展的关键,正确认识管道腐蚀产生的原因对油田的发展至关重要。导致油井管腐蚀的因素有很多,其中含硫化氢介质流动引起的腐蚀和应力集中等问题会加速管柱壁厚减薄,降低管柱强度。概述了在硫化氢环境下油井管腐蚀的影响因素,讨论了硫化氢分压、介质温度、介质流速等因素对硫化氢腐蚀的影响。     

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。     

油田集输管材耐蚀性评价及腐蚀因素分析

为揭示各因素对腐蚀发展的影响程度,测定了不同采出水质下不同制管标准的管材腐蚀速率,借助SPSS软件计算了各因素之间的Pearson相关系数,探究了油田集输管道的耐蚀性及物理、化学和生物因素对腐蚀的影响。结果表明,不同制管标准下的20#钢耐蚀性差异很小,304L不锈钢因Cr和Ni含量较高,表现出良好的耐蚀性;矿化度、悬浮物含量和流速与腐蚀速率呈显著正相关,油含量与腐蚀速率呈显著负相关;S^2-小于60 mg/L时,S^2-与腐蚀速率呈显著正相关,S^2-对腐蚀的影响存在临界值;影响该油田腐蚀原因的主要为水中Cl-和细菌,在冲蚀腐蚀的影响下,电化学腐蚀与细菌腐蚀交互作用,共同影响腐蚀发展趋势。今后应重点从添加杀菌剂、水质软化等方面进行腐蚀防控。     

正交实验法对20~#碳钢在油田采出水中的应用研究

为了研究20#碳钢材料在油田上的适用范围,采用室内静态腐蚀挂片正交实验法,模拟油田采出水腐蚀性因素对20#碳钢在油田采出水中的应用进行了探讨。根据腐蚀失重法及试片的腐蚀速率分析,利用正交实验考察ρ(Ca2+)、ρ(HCO3-)、ρ(Cl-)、温度、pH值对20#碳钢腐蚀行为的影响。结果表明,对20#碳钢腐蚀性影响的强弱程度为温度pH值ρ(Cl-)ρ(HCO3-)ρ(Ca2+)。温度对20#碳钢起主要的影响,其腐蚀速率随温度升高而升高。同时,腐蚀速率随pH值增大而降低。其次,ρ(Cl-)的增加使低碳钢腐蚀加重,ρ(Ca2+)、ρ(HCO3-)对20#碳钢也有一定程度的腐蚀作用。     

延长油田高含水油井井筒腐蚀影响因素分析及防护措施

针对延长油田高含水油井井筒腐蚀比较严重的问题,采用挂片失重法,以目标区块油井井筒钢材和采出液为研究对象,系统评价了油井采出液含水率、试验时间、试验温度、溶解氧(ρ)以及采出液pH值对井筒钢材腐蚀速率的影响,并有针对性地提出了适合延长油田高含水油井的缓蚀剂防腐蚀措施。试验结果表明：随着油井采出液含水率、试验温度以及溶解氧质量浓度的升高,延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率逐渐升高;而随着试验时间的延长和采出液pH值的升高,井筒钢材的腐蚀速率则逐渐降低。缓蚀剂HSR-2能够有效降低延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率,当其加量为800 mg/L时,缓蚀效率可以达到95%以上,缓蚀效果较好,能够显著降低油井井筒钢材的腐蚀速率,延长作业周期,提高油田的整体开发效率。     

渤海某油田井下管柱腐蚀原因分析

渤海某油田采用聚合物驱油作为油田三次采油的主要方式,2013—2017年修井期间共发现一批注聚受益井井下管柱腐蚀穿孔14井次,其中分离器腐蚀断裂7井次。本文通过对入井液分析、氯离子腐蚀预测、SRB含量分析、天然气成分分析、采出液腐蚀评价、腐蚀产物分析等,对腐蚀穿孔原因进行了分析,并提出一些指导性建议。     

腐蚀介质浓度对油井管材料的电化学腐蚀影响的研究

基于腐蚀电化学理论,以油井管材料为研究对象,在CS电化学工作站实验装置上,利用电化学方法,测试不同温度、不同Cl-浓度环境对油井管材料的电化学腐蚀。结果表明,Cl~-在较低浓度下促进了腐蚀,但在高浓度下抑制腐蚀,在浓度为3.5%的NaCl溶液中,腐蚀效果最明显。P110钢在同一种氯离子浓度下,随着温度的增加腐蚀速率也逐渐增大,可见温度促进P110钢的腐蚀,温度越高腐蚀速率越快。     

某油田油井采出水腐蚀因素研究

我国油田油井生产中采油井管柱腐蚀现象十分普遍,所以在注CO_2驱进行开采过程中要进行采出水的质量分析。对现阶段的油田生产腐蚀及防腐技术进行论述,提出相对应的防腐措施,进一步为油田生产作业提高产量。     

温度对P110钢在饱含CO_2/H_2S水介质中腐蚀行为影响

利用高温高压釜失重实验、电化学阻抗谱、Tafel曲线以及扫描电镜等技术,研究了温度对P110钢在饱含CO_2和H_2S气体的吉林油田采出水中的腐蚀行为影响。结果表明,随着温度的升高,P110钢的腐蚀速率首先增大;当温度高于50℃后,腐蚀速率又呈现下降的趋势。这主要是由于低温下所成腐蚀膜的致密性较差,当温度高于50℃后腐蚀膜由明显的晶态FeCO_3组成,且温度越高,腐蚀膜的晶态特征越明显、晶粒越细,膜对基体的腐蚀保护作用越强。     

太阳能系统中软化水腐蚀不锈钢波纹管机理研究

通过对太阳能集热系统中不锈钢波纹管组份检测和系统软化水的水质分析,确定不锈钢304波纹管的腐蚀原因,并对各个因素的腐蚀机理进行了研究。氯离子在高温软化水中极性大、活性高,对不锈钢有很强的腐蚀能力。同时温度、溶解氧、盐浓度以及水中的微生物等因素都可以影响不锈钢的腐蚀速率。提高进水的水质要求,控制合理的流速以及采用耐腐蚀性高的材料在一定程度上能够防止不锈钢的腐蚀。     

油田采出水配制聚合物溶液脱硫技术进展

油田采出水处理后回用于配制驱油聚合物溶液,可以解决采出水污染问题,并节约清水资源。但是,采出水中含有大量硫化物,会腐蚀管道和设备,并导致聚合物黏度降低,影响回用配聚驱油效果。本文中主要介绍油田采出水含硫现状及危害,综述国内外油田采出水的脱硫技术及优缺点,并重点分析曝气法对除硫的影响,最后对将来的脱硫处理方法提供建议。     

L245M碳钢在含CO_2油田采出水中的腐蚀速率影响因素分析

L245M是常用的油气集输管线使用管材,在流动的含CO_2、Cl~-的油田采出水中容易发生严重腐蚀。采用高温高压反应釜、环境扫描电子显微镜和挂片失重实验法,测试了CO_2分压为0.02～1 MPa,Cl~-浓度为52 000～104 400 mg/L,温度为25～55℃,流速为0.1～0.75 m/s条件下的L245M碳钢的腐蚀速率和腐蚀产物形貌,分析了各因素对腐蚀速率的影响。在上述工况条件下,L245M碳钢腐蚀速率范围为0.72～3.44 mm/a。     

采出液中氯离子含量检测影响因素研究及测定方法改进

采出液中氯离子含量变化是判断油田开发过程中新油层动用情况的重要参考依据。目前油田检测采出液中氯离子含量执行《SY/T 5523-2016油田水分析方法》。随着化学驱油技术的深入推广,采出液成分日益复杂。受各种杂质的干扰,氯离子含量检测标准无法正常执行。通过研究体系中各种无机离子、聚合物、表面活性剂、总碱度对氯离子含量检测的影响程度,完善采出液中氯离子含量检测方法。     

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。     

含CO2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果.结果表明:随着采出液含水率、温度、...     

含CO_2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO_2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO_2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果。结果表明:随着采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度以及流速的增大,油管钢材的腐蚀速率均呈现出逐渐增大的趋势;抗CO_2缓蚀剂RYH-301能够对目标油田采油井油管钢材起到较好的防护作用,当其质量浓度为150 mg/L时,缓蚀率可达98%以上。     

油井管材料的腐蚀特性研究综述

由于原油特性、采油方式的不同,油田采出液中通常会存在各种腐蚀性离子及酸性气体。比如具有腐蚀性的阴离子(Cl~-、SO_4~(2-)、CO_3~(2-))、易结垢性阳离子(Ca~(2+)、Mg~(2+))、酸性气体(CO_2、H_2S)等。这些离子、酸性气体的存在及浓度变化,在温度与压力的作用下,影响管材的电化学腐蚀行为,造成油井套材料不同程度的腐蚀。针对常用油井管材料在不同影响因素条件下腐蚀行为展开论述,通过对比在不同影响因素下油井管材料的腐蚀规律,得到不同影响因素下的腐蚀特点,为防腐措施的选择、石油安全生产提供理论依据。     

大港南部油田回注水硫化物来源研究分析与治理

对大港南部油田回注污水中的硫化物来源进行了室内试验研究,研究结果证实,地层自身存在的伴生气和水中硫酸盐的高温还原、细菌等作用产生的硫化氢是回注水硫化物来源的主要因素。在同等条件下对南部油田污水中的硫化物进行了脱硫化物实验,脱硫率大于80%,腐蚀速率降为0.0510mm/a。     

大港南部油田回注水硫化物来源研究分析与治理

对大港南部油田回注污水中的硫化物来源进行了室内试验研究,研究结果证实,地层自身存在的伴生气和水中硫酸盐的高温还原、细菌等作用产生的硫化氢是回注水硫化物来源的主要因素.在同等条件下对南部油田污水中的硫化物进行了脱硫化物实验,脱硫率大于80％,腐蚀速率降为0.0510mm/a.