华爿匕采四采取“-井-剂-法”油井防腐阻垢效果明显

针对高含水油井腐蚀、结垢日趋严重,导致油井作业频繁的情况,华北采油四厂采取“-井-剂-法”的治理对策,应用了HZ系列缓蚀阻垢剂,油井防腐阻垢效果明显。截至2011年9月20日,这个厂现场共应用44口井,检泵周期平均延长1．5倍以上,减少检泵作业66井次,节约杆、管更换费和作业费297万元。     

CO2环境下油管腐蚀与涂层油管应用研究

目的分析评价TK70和DPC两种涂层油管在鄂尔多斯盆地某油田现场CO_2腐蚀环境中的防腐防垢性能。方法模拟现场CO_2驱油腐蚀工况条件,通过高温高压釜进行耐腐蚀和防垢性能试验,对TK70和DPC两种涂层油管试样(封边和未封边)进行了分析评价,对比了涂层油管试样在高温高压釜试验前后结垢的形貌特征,对腐蚀油管进行腐蚀特征和能谱分析。采用8口油井采出水作为腐蚀介质溶液,进行室内挂片腐蚀试验,并对比TK70涂层和普通J55油管试样的平均腐蚀速率。结果腐蚀油管内壁有较为严重的局部腐蚀现象,能谱分析表明腐蚀产物主要是Fe CO3及少量Ca CO3沉积物。耐腐蚀性能试验表明,两种内涂层均未发生鼓泡和边缘剥落,耐腐蚀性良好。8口油井采出水作为试验介质,测得普通J55油管和TK70涂层油管试样(未封边)的腐蚀速率平均值分别为0.145~0.363 mm/a和0.015~0.059 mm/a。涂层表面结垢不明显,而金属基体表面一侧结垢明显,试验介质溶液的失钙镁率分别为231.77%和796.51%,涂层在一定程度上可以防止结垢。结论 TK70和DPC两种涂层油管具有良好的防腐防垢性能,TK70涂层油管在模拟工况条件下的腐蚀速率满足≤0.076 mm/a的标准要求,在CO_2腐蚀环境下有良好的适用性。     

卫58块油井结垢腐蚀因素分析及防护措施

油田开发到中后期,含水率高,油井结垢及垢下腐蚀加重。通过结垢腐蚀原因分析,规律研究,制定防护方案,有针对性地解决油井结垢及垢下腐蚀问题。并以中原油田卫58块为例,通过投加缓蚀阻垢剂及加药工艺优化控制结垢腐蚀问题。现场监测表明,油井结垢腐蚀程度明显减弱,结垢腐蚀速率降低60%以上,采出液总铁含量降低超过70%,且波动减小。     

子北油田注水系统的腐蚀结垢与防护研究

针对油田注水系统的严重腐蚀结垢状况进行了现场调研,采集了现场注水水样,对水样成分、腐蚀垢样的组分及水的腐蚀性进行了分析,得出了影响其腐蚀结垢的主要原因。据此,提出了相应的防腐防垢措施,为整个油田注水系统的防腐防垢工作奠定了基础。     

坪桥油田采油管道结垢机理与防治措施

采取化学分析方法对坪桥油井现场采集的垢样进行成份分析,结果表明：油井结垢类型主要为碳酸盐,其次是硫酸盐、腐蚀产物及有机质油类.并分析了碳酸盐、硫酸盐及有机物结垢机理.提出了络合除垢与缓释型防垢剂配合使用的防治措施.     

采油用高温缓蚀阻垢剂的研究及应用

目的通过化学防腐技术,解决油田生产中高温油井腐蚀结垢影响油田正常生产的难题。方法进行挂片失重实验和容量分析实验,开展现场水质分析和垢样分析,通过正交实验研究不同种类缓蚀阻垢剂在不同添加量、不同温度下对缓蚀效率、阻垢效率的影响。结果在明确油井腐蚀结垢原因的基础上,有针对性地研制出了以咪唑啉衍生物和有机膦酸盐等为主,以耐高温的氟碳咪唑啉为辅的HZG系列缓蚀阻垢剂。其缓蚀阻垢效果较好,缓蚀率达90%以上,阻垢率达95%以上,有效缓解了高温油藏(大于100℃)油井井筒腐蚀、结垢的问题。经10口井现场应用,铁离子下降率平均达到82%,钙离子浓度明显上升,平均检泵周期延长了2.2倍。结论氟碳咪唑啉的加入有效提高了缓蚀阻垢剂的耐温性。HZG系列缓蚀阻垢剂用于现场的缓蚀阻垢效果较好,解决了高温油井腐蚀结垢的难题。     

含CO_2/H_2S高温高压油井腐蚀控制技术

本课题通过对含CO_2/H_2S油井腐蚀规律研究,针对油井腐蚀的实际情况,采取了缓蚀剂和油管牺牲阳极防腐技术实施腐蚀控制,研究优选出适合含CO_2/H_2S油井的缓蚀剂和阳极材料,进行了油井缓蚀剂加药和牺牲阳极保护现场应用,实施后有效控制了油井腐蚀,延长了检泵周期。     

荆邱油田油井缓蚀阻垢剂的筛选

荆邱油田油井腐蚀严重部位多发生在1000~1600 m之间。平均检泵周期为190.4天。根据现场腐蚀、结垢特点,用正交试验法进行药剂筛选,通过交叉配伍性试验,找到了有针对性的缓蚀阻垢剂。现场应用取得了很好的效果:铁离子下降率最高达99.8%,腐蚀速率也明显下降,缓蚀率平均达87.0%,钙离子较加药前上升了89.3%。     

吐哈工程院开发新型防腐阻垢剂

吐哈工程院采油所立足创新,积极开展固体缓释阻垢剂配方完善攻关,研制出了适合吐哈油井腐蚀结垢特点的GFG-Ⅲ型固体缓释阻垢剂。在保证油井防腐防垢效果的基础上,将药剂释放时间由120天左右延长到300天以上。先后施工24井次,措施有效率达到93％。不仅解决了阻垢剂溶解速度快、成本高等问题,而且使得防腐防垢单井措施成本下降了37％。     

某海上油田防垢剂性能研究及评选

某油田生产水存在严重的结垢倾向,其结垢类型主要为CaCO3,现场通过采用防垢剂控制结垢。本文在室内采用静态法和动态结垢法对4种防垢剂进行了评价和筛选。结果表明：静态条件下,防垢剂A和C的效果较好;动态试验中,在各种添加浓度下,防垢剂C的防垢效果最佳,在5mg／L浓度时防垢率即达到86％;综合分析得知防垢剂C性能最好。     

渤海某油田防垢剂注入泵腐蚀失效分析与应对措施

2009年,渤海某油田在进行防垢剂中试时,发现防垢剂注入泵密封钢珠和柱塞杆都出现了变黑不能正常工作的问题.通过分析腐蚀失效原因,优化防垢剂配方和更换防垢剂注入泵相关部件,防垢剂注入泵的腐蚀失效问题得到了有效的解决,相关经验值得借鉴.     

南梁油田油井腐蚀原因分析与防护措施

通过对油井采出水的水型水质、腐蚀产物与形貌、腐蚀速率仿真计算以及油井作业现场实际腐蚀情况的综合分析,认为南梁油田油井腐蚀的主要原因是H₂S和CO₂共同作用引起的局部腐蚀,同时含水率上升使得Cl^-、SRB菌等的数量大幅增加,矿化度高,偏磨严重,电化学反应强烈,加剧了油井腐蚀。以油套环空投加化学药剂为主的防腐工艺,井筒腐蚀得到有效控制,为同类油田的现场应用提供一定的参考。     

靖边采油厂注水井筒腐蚀结垢防治及现场应用

针对延长油田靖边采油厂注水井筒存在的腐蚀结垢影响生产的问题,进行了注水区块基本情况调研、注入介质的特性分析及规律研究,确定了影响注水井筒腐蚀结垢的主要因素,结合现场实际情况制定了井筒防护方案。通过联合站投加pH调节剂及除氧剂,控制氧腐蚀及腐蚀垢的生成;通过现场投加杀菌剂控制细菌腐蚀;通过缓蚀阻垢剂控制无机盐结垢等方式改善水质性质,并对现场加药工艺进行优化,通过加药位置前移扩大药剂防护范围及受益注水井数量,实现综合防蚀防垢。现场实施及监测结果表明,腐蚀速率和结垢程度均降低了70%以上,达到行业标准要求。     

吉林乾安大情字油田采输设备结垢分析

吉林乾安大情字油田自2000年投入开发生产以来，采 输设备腐蚀与结垢问题暴露的日趋明显和严重.对油井产出水浸蚀性物质分析，水质均为高矿化度盐水，通过苏林法和赖兹纳稳定指数法判定油井产出水为氯化钙结垢型水质，是油田采输设备的腐蚀结垢的主要原因.     

天然气加热炉防腐防垢技术探讨

加热炉内水通常来自于地下,常含有引起加热炉腐蚀的物质,影响着加热炉的平稳安全运行。通过对某天然气集气站加热炉用水及炉内壁物质分析,得到运行一段时间后水质变化以及腐蚀与结垢产物的化学组成,进一步探究了加热炉材料、氧、CO_2、溶解盐、闭塞电池对加热炉腐蚀与结垢的影响机理。结果表明:不同加热炉材料的腐蚀速率相差不大,炉内腐蚀主要由运行温度下水、氧、CO_2、溶解盐、闭塞电池引起的。在分析腐蚀结垢机理的基础上提出了防腐防垢的具体措施以及炉内清洗的工序,介绍了清洗评价标准,可为其他天然气企业加热炉防腐防垢提供参考。     

油井井下防腐工具的应用评价

目的评价井下防腐工具的现场应用效果,探讨其对管杆的防腐应用前景。方法通过对延长油田某区块油井采出水进行水质分析,并结合室内腐蚀试验,测定油井管材在该采出水中的腐蚀速率。选取腐蚀严重的油井安装井下防腐工具,定期检测安装工具后产出液中总铁离子的含量和管材的腐蚀速率。对比安装前后的修井次数、油管和抽油杆的更换数量、总铁离子的含量、腐蚀速率,综合评价井下防腐工具的应用效果。结果实施措施前,管材的腐蚀速率在0.199~0.386 mm/a之间,远远超出了0.076 mm/a的标准要求。实施措施后,每口井每年平均修井次数由3.4次下降到1.2次,下降率为64.7%;每口井的油管和抽油杆每年平均更换长度由11.6、33.6 m分别下降至5.7、8.0 m;总铁离子含量的下降率都在42%以上。结论该区块采出水中的腐蚀性介质(溶解氧、CO_2、H2S、Cl?)含量较高,对油井管材造成了严重腐蚀。安装井下防腐工具后,管杆的更换数量、产出液总铁离子含量及腐蚀速率均大幅下降,表明该工具能有效减缓井下管柱的腐蚀,具有一定的现场应用前景。     

海上油田生产系统的腐蚀

对南海某油田生产系统的采出水水质和腐蚀区域产物进行了分析。结果表明:该油田生产系统的腐蚀主要是高温CO_2引起的点蚀;同时,采出水明显的CaCO_3结垢倾向、高矿化度、高Cl~-含量会提高点蚀发生的概率。向油井中连续投加高温缓蚀剂,可使油田的腐蚀得到很好的控制。     

采用生物反相乳化剂的油井防腐蚀阻垢技术

为有效扼制高含水期油井的腐蚀与结垢,采用伊枯草菌素A、地衣芽孢杆菌素、芬荠素、表面活性素等生物表面活性剂与β-胡萝卜素、维生素C、亚硝酸钠等复配得到一种生物反相乳化剂,在略微增加原油黏度的情况下可以形成W/O型乳状液,使油相与井下杆管接触,有效地解决了油井的腐蚀结垢问题。15口油井现场试验表明,油井负荷增加3%～4%,未见到明显的腐蚀结垢现象。     

高含水期油田集输系统腐蚀结垢原因及综合防治技术

系统分析了开发中后期高含水油田集输管线腐蚀结垢的原因,是高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质及压力温度变化等.采用非金属管线替代普通钢管线、一站双线流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗清垢、化学防垢等综合配套技术,使管线腐蚀结垢状况得到较大改善,提高了集油管线的有效使用周期.     

油田生产管线防腐防垢措施探析

本文主要对油田在生产作业过程中产生的管线结垢问题进行的分析,并重点探讨了油田生产管线产生腐蚀、结垢问题主要因素进行了分析,在此基础上对油田生产管线防腐防垢措施进行了探讨,希望能对我国油田生产管线的防腐起到一定的帮助作用。