J55套管在含H2S油井采出水中的腐蚀行为研究

分别对J55钢的材质与油井采出水水质进行分析，确定试样材质及不同采出水中的离子含量，并通过失重法研究试样在不同条件下的腐蚀规律及机理。结果表明：J55管材在含H2S的采出水中，随着腐蚀时间的增长，腐蚀速率先增大后减小，三种采出水腐蚀性由强到弱依次为1采出水、2采出水、3采出水，腐蚀程度均属于中度腐蚀。造成腐蚀的主要因素为矿化度，其次是S2-、Cl-含量，腐蚀主要表现在H2S气体在湿性环境附着在管壁造成的腐蚀。     

陇东油田里37区采出水回注管网防腐防垢治理技术研究

针对里37区采出水回注管网结垢腐蚀严重的问题,对里37区采出水水质进行了物化性能、腐蚀速率以及腐蚀结垢产物的分析,找出造成该区结垢腐蚀的主要因素,室内针对该水样进行了水处理药剂的研究与筛选。现场应用结果表明,通过除硫絮凝、杀菌过滤和缓蚀阻垢处理,可以解决该站采出水的腐蚀结垢问题。     

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。     

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。     

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。     

油田水腐蚀机理及防治对策研究

在油田采出水系统中,腐蚀环境（介质）是由水质状况所决定的,环境不同,所引起的腐蚀状况也不相同。因此要控制腐蚀,就必须对油田采出水水质采取措施使其达标回注。针对樊学区油田采出水水质情况,防腐措施应通过采出水回注新工艺新技术、化学手段配合来改变腐蚀环境,以期达到理想的防腐效果。     

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。     

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。     

鲁克沁油田控制管线腐蚀增量的措施及效果评价

鲁克沁采油厂自成立以来没有对集输管线腐蚀穿孔的机理及影响因素进行过系统地研究,但随着油田含水逐步上升和采出水回注区块不断扩大,管道内腐蚀速率逐渐加快,地面管网内腐蚀加剧,导致管线腐蚀破损频繁,严重影响油田正常生产。     

含硫油田采出水系统腐蚀机理及防腐技术研究

对含硫区域采出水系统开展腐蚀机理研究,首先对含硫区域站点采出水系统进行水质分析并对腐蚀产物进行分析,发现采出水系统腐蚀主要受到水中较高的矿化度、CO₂浓度、H₂S浓度、Cl^-含量及水型等因素决定的。其中,对腐蚀影响较小的是氯化钠型水系中硫化物,这是由于偏碱性条件下生成致密的Fe_xS_y,抑制了钢材与腐蚀介质的接触;当水体系中存在CO₃^2-、HCO₃^-和Ca²⁺后,腐蚀速率增加;基体铁与腐蚀产物膜的界面处,在Cl^-的催化作用下,导致界面区域阳极溶解加速形成蚀坑。最后,对在用除硫剂和缓蚀剂等进行室内评价,发现除硫剂TL-10具有优异的除硫效率和较高的吸附容量;缓蚀剂MH-46具有良好的缓蚀效率。     

淖尔油田采出水呈弱酸性机理分析研究

油田采出水酸碱性是油田水物理化学性质的综合反映,是水一岩相互作用、油田水长期化学演化的结果;它对油田生产系统腐蚀、结垢具有重要影响。分析油田采出水酸碱性形成机理可为腐蚀、结垢治理方案选择提供理论基础.     

油田采出水回注系统用缓蚀剂产品的研发

由于油田采出水水质不稳定,大量金属离子、溶解氧和细菌等存在加快地面管道、设施设备的腐蚀,严重影响了三次采油技术的实施.本文主要分析了油田采出水回注系统腐蚀因素,同时对滨港公司研发的缓蚀剂系列产品的设计思路进行简述.通过室内对比实验数据表明,滨港公司研发的缓蚀剂系列产品可将腐蚀速率有效控制在0.035 mm/a之内,且与...     

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。     

致密气采出水回注处置技术探讨

针对致密气在开采过程中产生的采出水成分较复杂、盐度高、处理成本高等问题,对采出水的处理处置方式进行了对比分析,其中采取回注地层方式处置高盐采出水得到业界普遍认可。针对采出水回注过程可能出现的腐蚀、结垢问题及其成因进行分析,并综述了近年来回注处理的防腐降垢策略。最后对致密气采出水回注地层的处置技术的发展趋势进行了展望。     

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。     

绥靖油田采出水系统腐蚀结垢机理研究与对策

本文针对绥靖油田采出水系统存在的主要问题,在对大路沟一区、三区和化子坪区水质组成性质特点进行大量分析和监测的基础上,详细研究了绥靖油田采出水腐蚀、结垢的原因及影响因素,确定出了有效的防腐阻垢方法和对策,筛选评价出了适应采出水组成性质特点的水处理剂,研制适用各区块的套管保护液,并在现场推广应用,有效缓解采出水系统的腐蚀结垢,确保采出水系统长期、安全、稳定运行和注水效果.     

含CO2油田采出水中S2-对碳钢腐蚀行为的影响

针对高含CO_2油田采出水的腐蚀问题,利用腐蚀电化学方法,分别研究了采出水中由硫酸盐还原菌(SRB)繁殖产生的S~(2-)及开发过程由地层携带的S~(2-)对碳钢的腐蚀行为,通过研究认识到SRB繁殖产生的S~(2-)和开发过程由地层携带的S~(2-)对碳钢腐蚀行为的影响差别不大;且少量的S~(2-)对碳钢的腐蚀有抑制作用,但当污水中S~(2-)质量浓度大于0.5 mg/L时,随着时间的延长S~(2-)对腐蚀起一定促进作用。     

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。     

胜利油田污水回注井管线腐蚀因素研究

针对胜利油田回注污水引起的管线腐蚀及结垢问题,通过对现场失效部位进行X射线衍射(XRD)及扫描电子显微镜(SEM)分析技术,探讨了管线腐蚀的可能性因素,通过室内静态挂片实验法,确定了回注污水引起管线腐蚀的主要原因。结果表明,溶解氧、二氧化碳、pH值、硫酸盐还原菌(SRB)及高矿化度离子组成是管线腐蚀的主要因素,造成腐蚀主要因素是高矿化度离子、碳酸钙结垢与溶解氧的协同作用。建议今后采取适当的加药措施及定期进行水质检测,减少结垢和细菌腐蚀的风险。     

延长油田C油区油井腐蚀产物分析研究

对油区现场腐蚀产物膜进行采集,进行化学法分析及EDS分析,细菌培养研究,根据油井腐蚀影响因素,判断其主控因素。对腐蚀产物化学分析的结果表明,钙镁合量占比高达45%～60%,判断其主要成分为无机离子成垢产物,且主要成分为碳酸钙。对细菌的分析结果表明,部分油井存在硫酸盐还原菌和铁细菌,腐生菌在采出水中广泛分布存在,实验设计应重视细菌腐蚀。对现场化验的结果表明,将氧腐蚀、硫化氢和二氧化碳腐蚀影响因素纳入室内实验设计。