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。     

高凝油掺水管网阻垢工艺现场试验

针对油田高凝油掺水管网系统特定水质,分析了掺水系统污水的水质特点和垢样组成成分,明确其腐蚀结垢原因。通过开展药剂配方的筛选复配,筛选出了具有缓蚀、阻垢和乳化分散功能的高效阻垢剂,为验证其现场应用效果,完成了现场试验工艺设计和加药装置的制造安装,开展了油田掺水管网现场阻垢试验,设计了高凝油掺水管网缓蚀阻垢方案。通过现场试验,减化了管道及加热炉的结构,降低掺水压力1%左右,提高加热炉热效率5%以上。     

新疆油田采出水水质稳定技术

针对新疆油田采油二厂81#联合站采出水处理回注系统腐蚀结垢严重的情况,对该站采出水水质及腐蚀结垢产物进行了分析。采用静态阻垢法评价了药剂的阻垢性能,采用静态挂片法和动电位极化法评价了药剂的缓蚀性能。经水质净化平衡复合药剂处理后水质明显改善,当平衡调控剂浓度为100 mg/L,其他净水药剂浓度不变时,处理后水质稳定,24 h钙失率仅为0.6%,腐蚀速率为0.035 mm/a,能实现对腐蚀与结垢的有效控制,使阻垢率和腐蚀速率达到油田相关标准的要求。     

酒东油田腐蚀原因分析及防护措施

在排查影响油井腐蚀因素的基础上,通过对酒东油田油井腐蚀产物的外貌形态及X线衍射分析,确定油井腐蚀主要因素是油井采出液含水矿化度高导致的电化学腐蚀和CO2腐蚀、O2腐蚀及垢下腐蚀.此外,抽油泵偏磨导致防护层脱落加剧了电化学腐蚀.针对腐蚀因素实施了耐蚀材料、涂层防腐、牺牲阳极、化学药剂防腐措施,并在现场进行试验及监测,试验结果表明:对腐蚀因素较多的油井,采取耐腐蚀材料和加注化学药剂可以有效控制油井的腐蚀.     

油田集输管网腐蚀分析及治理措施优化

为有效遏制老油田油水井集输管网腐蚀穿孔泄漏加剧、布局不合理等问题,从运行周期、防腐技术、环境条件、城市规划、更新维护等方面对当前管网生产运行现状进行了适应性评价,深化了CO₂腐蚀、冲刷腐蚀、垢下腐蚀、氧腐蚀等微观腐蚀机理研究。从管线材质、防腐工艺、新型内衬配套等方面加强了源头设计优化,明确了干线优选环氧粉末或无溶剂陶瓷颗粒内防腐技术、单井管线采取单根由壬连接内衬管工艺技术、常规管线采用3PE外防腐、稠油热采管线采用黄夹克外防腐保温的技术原则,并运用超声波及射线探伤技术确保施工质量,取得了良好的现场应用效果。同时采取管廊带设计理念合理优化管网布局,密切配合地方经济及社会发展规划,提高了管网安全环保风险管控能力和运行效率。     

含气田水污水处理系统腐蚀抑制药剂的研制

为解决大庆油田升一联合站污水处理系统管线及设备腐蚀问题,指导相应防腐措施的实施,对现场腐蚀情况进行了研究,确定了引起腐蚀的主要因素是溶解氧和硫化氢。针对引起腐蚀的主要因素,开展减缓含气田水污水处理系统腐蚀的药剂筛选和研制,研制出能有效控制腐蚀的化学剂。通过现场试验表明,新研制的化学剂能够将污水处理系统内水体的腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,为现场有针对性地制定防腐措施提供了依据。     

含硫天然气集输管网腐蚀控制探讨

本文从含硫天然气的腐蚀机理、管道内表面涂敷防腐保护层、改变集输管网选材、添加缓蚀剂、进行腐蚀监测、清管等方面对含硫天然气集输管网腐蚀控制措施进行了探讨。     

低压热水锅炉的氧腐蚀及防护

大庆油田低压热水锅炉占锅炉总数的５９．７％。近几年对锅炉压力容器检验获得的资料显示,每年锅炉因腐蚀大修台数均在２００台左右,每年的大修费约为１３００万元。锅炉腐蚀主要是氧腐蚀。为了降低锅炉腐蚀,减少大修费。大庆油田采油三厂积极研制炉内加药新产品,先后试验成功了湿保剂、除氧剂、阻垢除氧缓蚀剂,并在全厂７座锅炉房的１９台热水锅炉上推广应用,取得了显著效果,     

油田集输管网的综合防腐

对目前油田集输管网的主要腐蚀类型及原因进行分析 ,结合生产实际 ,介绍了集输管网的综合防腐技术、性能特点及应用概况 ,并对改善集输管网的防腐提出了认识和建议。     

中原油田集输管网腐蚀因素分析及防护

针对中原油田产出水“四高一低”的特点和集输管网的不同腐蚀情况 ,分别采取了投加化学药剂、增加隔离层和选用耐腐蚀材料等措施 ,使管网的腐蚀速率降到了 0 .0 76mm/a以下 ,腐蚀穿孔数量较 5年前下降约 70 % ,使管网的生产效率得到了明显提高。