油田回注水腐蚀结垢机理研究

鄯善油田历经23年注水开发,腐蚀速率高峰值时达0.63mm/a,地面管线结垢厚度最高值达20mm.为降低油田回注水腐蚀结垢速率,本文主要针对鄯善油田回注水腐蚀结垢问题,结合鄯善油田自身的水质特性,开展鄯善油田回注水系统腐蚀结垢机理研究,利用水质检测、垢样分析方法,通过室内仿真模拟试验,查找腐蚀、结垢的主控因素,为制定适...     

油田注水管道的腐蚀特性及机理

本研究以吉林油田红岗地区腐蚀的注水管道为实验材料,通过X射线衍射仪、扫描电子显微镜以及激光共聚焦电镜对腐蚀管道进行了腐蚀产物的确定,并观察了腐蚀形貌;在此基础上探讨了注水管道腐蚀机理。实验结果表明：在垢堆积和管道腐蚀穿孔部位产物主要组成元素为Fe、Ca、Mn和Si,相组成为铁的氧化物、硫化物及碳酸钙。在电镜下可观察到大小不一的腐蚀坑均匀分布,管道内表面符合均匀腐蚀特征并局部伴有点腐蚀穿孔,由此确定了腐蚀机理。     

油田集输管道腐蚀与防腐技术分析

随着我国经济的快速发展,对石油资源的需求越来越高,加大对石油资源的开采力度是非常有必要的,石油开采是一个综合性的过程,涉及的内容比较多,我们需要对石油开采过程进行全面的管理,做好每个环节的对接工作,保证后续采油的稳定性.其中油田集输管道主要负责油气运输,是油田开采重要的枢纽,因为油田集输管道长期处于一个运行的状态,受多...     

油田回注水水质劣化原因及机理分析

油田污水经处理后回注,既避免了环境污染,又达到了注水保压的目的。以龙虎泡油田回注水从水处理站至各注水井水质劣化为研究对象,通过对泵送到各注水井过程中的水体、悬浮物等进行细菌分析或元素分析,探讨了水质恶化的原因与机理,并且提出相应可行的水质稳定措施。     

油田回注水微生物腐蚀贡献率的研究

为了满足高温碳酸盐岩储层深度酸压的要求,优选了交联酸稠化剂和交联剂并与酸液添加剂形成了一种抗高温交联酸压裂液体系。稠化剂和交联剂的优劣直接决定了交联酸在高温下的综合性能,通过对稠化剂酸溶性、酸基液热稳定性及交联剂的交联时间、交联粘度、交联酸的抗温时间等指标的分析,确定了最佳稠化剂为DM3802,最佳交联剂为JL-10,并确定了用量。与酸液添加剂的配伍性实验也表明该体系配伍性良好。在120℃下对该交联酸压裂液的综合性能进行了评价,实验表明该体系具有良好的抗高温、抗剪切、携砂性能、低滤失、易破胶等特点。     

油田回注水微生物腐蚀贡献率的研究

通过高温蒸汽灭菌、离心除菌和过滤除菌3种方法考察胜利油田宁海区回注水去除细菌后的腐蚀变化情况,研究微生物在回注水腐蚀中的贡献率。结果表明,高温蒸汽灭菌法能完全杀灭细菌,但同时会改变水的化学性质;离心除菌法虽不改变水的化学性质,但不能完全去除细菌;过滤除菌法既不改变水的化学性质,又能全部去除细菌,能较好地用于反映微生物在腐蚀中的作用。研究结果表明,微生物在宁海区回注水腐蚀中是主导因素,对腐蚀的贡献率达到57%～72%。     

基于PCA-WNN模型的油田回注水管道腐蚀速率预测

针对油田回注水管道的腐蚀问题,对引起回注水管道腐蚀的相关因素进行系统分析,建立PCA-WNN模型,使用PCA(主成分分析)算法对回注水管道腐蚀影响因素进行优选,使用WNN(小波神经网络)算法对回注水管道的腐蚀速率进行预测,将预测结果与实际腐蚀速率、PCA-BP神经网络和PCA-GM(1,m)模型的预测结果进行对比,并计算每种算法预测结果的平均绝对误差和数据训练时间,以此验证该模型应用的可行性。研究表明:管道内涂层完好性和CO2含量对管道腐蚀速率的影响较大,而回注水压力对管道腐蚀速率的影响较小;PCAWNN模型预测结果的平均绝对误差仅为1.35%,远小于其他两个模型预测的平均绝对误差,模型学习时间仅为2.39s,远小于其他两个模型的学习时间,证明该模型可用于油田回注水管道腐蚀速率预测。     

油田集输管道腐蚀因素及防腐措施

本文基于对油田集输管道腐蚀因素及防腐措施的研究,总结出油田集输管道防腐工作的重点和难点。     

东辛油田注水系统腐蚀结垢机理研究

文章对影响东辛油田注水系统腐蚀结垢的因素进行了分析,研究表明影响结垢的主要因素有温度、压力、pH值和盐含量,影响腐蚀的主要因素是pH值、盐含量、溶解氧、温度、CO_2含量和H_2S含量。对东辛油田污水来讲,盐含量、溶解氧和细菌是腐蚀的主要影响因素；结垢的主要因素是盐含量和pH值。应用饱和指数法可预测碳酸盐结垢的趋势及腐蚀的大致趋势,用热力学模型可以预测硫酸盐结垢的大致趋势。油田污水系统的腐蚀属电化学腐蚀,可用自由能和标准电极电位判断腐蚀发生的倾向。     

某油田注水系统腐蚀结垢机理研究

应用饱和指数法对某油田注水系统结垢因素进行了研究计算,在30℃以上,Ca CO3饱和指数(SI)大于0,而硫酸盐的饱和指数小于0,表明油田水系统的Ca CO3结垢倾向明显。对现场取样进行化学分析和X射线衍射分析,结果发现注水系统管道沉积垢样的主要成分是Fe化合物,Fe元素的质量分数分别达到91.70%,66.62%,61.98,71.95%和68.37%。通过以上研究,油田注水系统,过饱和导致的Ca CO3垢不一定会在管道表面稳定附着,结垢严重的最主要原因是腐蚀,只有控制管道的腐蚀,才能够最终解决结垢问题。这项研究为控制油田注水系统的结垢问题提供了开创性的新思路。     

油气管道的化学腐蚀机理及防腐措施分析

油气产品的运输方式多采用管道。管道在长期的使用过程中会产生腐蚀,对管道使用年限和运行安全造成严重影响。文章在对油气管道腐蚀机理进行全面分析的基础上,介绍了几种管道腐蚀检测技术,提出了化学腐蚀预防措施,可供相关工程技术人员参考。     

油气集输管道的腐蚀机理分析及防腐探讨

本文主要是从管道的内外腐蚀机理出发,探讨合理的防腐技术,保障管道运输的高效、安全。     

油田注水管道腐蚀磨损交互作用的试验研究

国内一些进入中后期开发的油田，开始逐步采用注水方式提高原油采收率，金属管道的腐蚀磨损严重影响了油田的生产。在考虑温度、含砂量、介质pH值及流速等因素的情况下，采用自制的旋转试样腐蚀磨损电化学试验装置，利用析因试验设计，模拟油田注水管道的工作状况，进行了碳钢Q235在含砂介质中的腐蚀磨损试验。试验结果表明，腐蚀磨损的交互作用强度很大，发现影响交互作用量的主要影响因素依次是溶液的pH值、转速和溶液的温度，金属腐蚀严重的情况下，如果温度升高、溶液中含砂量及流速加大，就会加快金属管道的腐蚀磨损，降低金属管道的使用寿命。通过试验得出了设计点处交互作用量的估计方程和数学表达式，并指出控制注水管道腐蚀磨损的主要手段是降低介质腐蚀性。     

呼伦贝尔油田注水系统腐蚀机理探讨

为解决呼伦贝尔油田注水系统管线及设备腐蚀问题,指导相应防腐措施的实施,针对典型作业区开展注水系统腐蚀机理研究。通过考察防膨剂主要组分和溶解氧对水质腐蚀性的影响,并结合各腐蚀因素对腐蚀速率影响程度的分析,总结出呼伦贝尔油田注水系统的腐蚀机理为:防膨剂中的Cl-、NH4+的水解产物以及溶解氧共同作用,加大了水质的腐蚀性。现场作业区可依据以上腐蚀机理,控制注水系统中的溶解氧含量,有针对性地研究缓蚀剂配方或选择防腐材质和涂层,制定出经济有效的防腐措施。     

油田回注水硫酸盐还原菌电化学腐蚀特征研究

本文通过实验室富集的硫酸盐还原菌开展电化学实验,研究硫酸盐还原菌在油田回注水体系中对N80碳钢的电化学腐蚀特征。研究结果表明,硫酸盐还原菌会降低金属材料的整体腐蚀速率,但是会引起局部腐蚀,最终可能会导致管线穿孔。     

某油田注水管道环焊缝腐蚀穿孔失效分析

针对某油田注水管道腐蚀穿孔问题,采用宏观形貌分析、理化性能检测、腐蚀产物微观形貌及电化学分析等方法,试验分析了管道环焊缝腐蚀失效原因。失效管道环焊缝为内腐蚀穿孔,穿孔起始于根焊部位,并沿着焊缝与热影响区交界区域扩展,表面腐蚀产物主要为FeO(OH)。恒电位极化测试结果表明,根焊部位、焊缝以及热影响区交界区域优先溶解,在服役过程中根焊部位发生腐蚀后,沿着根焊与热影响区界面扩展,导致腐蚀穿孔。建议针对环焊缝管道进行补口处理,同时选择适用的抗氧缓蚀剂。     

注水系统腐蚀规律与防腐技术

针对近年来国内外在油气注水开采过程中，注水系统的腐蚀规律和所采用的腐蚀防护技术进行了综述。首先分析了影响注水系统腐蚀的各种因素，然后针对目前常用的腐蚀防护技术进行了讨论。由于细菌（特别是硫酸盐还原菌）所引起的腐蚀往往起着主导作用，因此重点介绍了缓蚀剂、杀菌剂的类型、使用方法及作用机理。     

油田埋地管道腐蚀机理及防治对策研究

随着油田管道投产年限增加,油田开发形势由水驱向聚驱转变,腐蚀防护工作面临的形式愈发严峻。通过对大庆油田第五采油厂埋地管道建设情况进行统计、综合分析失效原因等方面入手,采取预制管材质量抽检、新建管道质量监督、严格执行堵漏修复规范、开展腐蚀机理研究、试验推广技防手段等措施,有效降低了管道综合失效率,为第五采油厂“十四五”管道完整性管理工作奠定了良好基础。     

油田注水堵塞机理及注水标准参数分析

本文通过对油田注水堵塞原因的分析,提出了解决注水堵塞的一系列措施和方法。同时,针对注水水质行业标准中各参数的含义及其对油田注水的影响进行了分析和说明,为油田注水增产的顺利实现提供了依据和方法。     

濮城油田一矿注水系统腐蚀影响因素及机理研究

采用电子探针、X－射线衍射、腐蚀失重和极化电阻等分析测试法，对采油一矿注水系统的腐蚀原因、影响因素及机理进行了研究。认为注水系统的腐蚀主要由注入水中的游离CO2和高矿化度所致，而CO2是其腐蚀的决定因素。其主要腐蚀机理是游离CO2与注入水作用形成H2CO3导致注入水pH值下降，H 含量上升，氢的去极化作用增强，注入水腐蚀性上升。试验还发现，温度在50～90℃的范围内，CO2腐蚀产物对腐蚀无抑制作用。