BZ25-1油田腐蚀分析及控制措施

根据BZ25-1油田水质分析和腐蚀检测结果,对影响BZ25-1油田生产水腐蚀的众多因素进行了分析。得出结论:影响BZ25-1油田系统腐蚀的主要因素为生产水水质、SRB和H_2S的含量。探讨了这些因素对腐蚀的影响规律,并建议继续在BZ25-1油田缩短挂片检测频率,同时在原油和生产水系统分别注入不同类型缓蚀剂,在生产水系统交替注入不同型号杀菌剂来控制SRB及H_2S含量可以有效降低整个油田生产系统的腐蚀速率。     

油田集输管道磨损腐蚀分析和预测

分析了油田集输管道磨损腐蚀的影响因素,建立了管道磨损腐蚀预测模型及预测步骤.现场腐蚀分析及预测效果表明,该方法应用效果良好.     

南海番禺气田海底管线内腐蚀评价与预测

通过对海底管线天然气中腐蚀性气体含量、残留水的矿化度、盐含量和总铁离子含量分析发现：南海HZ21-1平台至珠海陆地终端的海底管线存在一定的内腐蚀倾向；利用美国OLI公司的Corrosion Analyzer腐蚀预测软件对海底管线的内腐蚀倾向进行了预测，预测结果表明：海底管线的腐蚀速率随温度的升高而增加，随输送压力的升高而增加，腐蚀速率受温度的影响较大，受压力的影响较小，腐蚀速率预测值均小于0．0764mm／a，属于轻微腐蚀。     

油气开采过程中CO2腐蚀控制措施探讨

针对油气田严重的CO2腐蚀问题,人们提出了各种各样的防腐蚀措施。其中,应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。本文分析了腐蚀预测和腐蚀监测对防腐工作的重要性和可行性,介绍了常用的几种防腐措施,并着重分析了缓蚀剂防腐措施的有效性。     

油田埋地管线腐蚀检测与防护技术分析

对目前国内油田埋地管线的腐蚀类型及腐蚀原因进行了分析,针对腐蚀原因从各方面提出了防止腐蚀的措施,对防腐技术的发展与新型防腐材料的研究进行了展望。     

含硫气田集输管道腐蚀预测软件应用

针对川渝地区含硫气田集输管道材料腐蚀问题,结合几种经典的、应用较广的腐蚀速率预测模型进行了对比分析.根据对影响腐蚀的主要因素CO2分压、H2 S分压、液体流速、运行温度等开展机理分析,推导建立了一种腐蚀速率预测半经验模型,并通过试验数据确定了模型中的待定系数.在此腐蚀预测模型的基础上,开发了基于BP神经网络算法的含硫气...     

CO_2气田开发的腐蚀预测与控制措施

腐蚀是CO2气田开发遭遇的难题之一,CO2腐蚀的预测和控制措施对设计和管理特别重要。综述了油气田CO2腐蚀机理及其影响因素,介绍了常见的CO2腐蚀模型和防护技术。在CO2气田环境,水的润湿性、温度、分压、pH值以及流速流态是影响CO2腐蚀速率的关键因素,CO2腐蚀预测过程中也逐渐将考虑这些影响因素,分析比较了各种预测模型和防护措施的特点,提出了基于完整性理念的CO2腐蚀控制设计原则,以期为CO2气田的设计和管理提供帮助。     

故障检修与油田腐蚀监测

本文较详细地论述了国外油田的故障检修方法与腐蚀监测技术。简述了油田上的产气、注水和产油系统中各种腐蚀检测方法,腐蚀失效分析与各种故障诊断技术。对腐蚀监测中采用的电阻探测器(E/R)和线性极化电阻(LPR)探测器的使用方法和应用,以及其优点和局限性也给予了详细介绍。     

苏北油田注入水腐蚀套管分析

苏北地区草舍、储家楼、洲城三油田目前均采用浅层地下水作注入水水源。通过对三油田注入水水质的现场监测及室内试验，发现注入水中游离ＣＯ２、溶解氧、腐生菌（ＴＧＢ）含量超标及硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）繁殖是引起地面注水管线及井下油（套）管腐蚀的主要因素。针对三油田现场水质状况和注水方式，提出了具体的注水防腐工作建议     

西江23-1油田平台模块海上吊装优化设计

在西江23—1油田平台模块的海上吊装设计中,结合该油田海域及“华天龙”号起重船的特点,应用SACS和ANSYS软件对平台模块的整体结构、吊耳和辅助吊杆等进行了优化设计,保证了海上吊装作业的顺利进行。     

大涝坝气田油管腐蚀原因分析及治理对策

大涝坝凝析气田油管在生产中多次出现腐蚀穿孔而报废,严重影响了该气田的安全生产。为找出该气田油管腐蚀失效的原因及其影响腐蚀的因素,有针对性地防治油管腐蚀,首先分析了该气田油管的腐蚀规律及油管腐蚀形貌特征,结合该气田生产介质和运行工况,进行了P110、13Cr和HP13Cr等3种材质油管的模拟腐蚀试验,分析了温度、CO2分压、Cl-质量浓度、流速等因素对油管腐蚀的影响程度。结果表明:对腐蚀程度影响最显著的是温度,流速和CO2分压次之,Cl-质量浓度较弱;油管腐蚀最严重的井段(600～2500 m)是在温度90 ℃、CO2分压0.19～0.37 MPa条件下,CO2腐蚀、流体冲刷腐蚀和缝隙腐蚀共同作用下造成的。同时分析了丝扣类型和环空保护液对油管腐蚀的影响,认为偏梯型扣的FOX螺纹油管较梯形扣EUE螺纹油管抗腐蚀性强,CT/TPK-2型环空保护液能有效防止油管外壁发生腐蚀。提出采用“封隔器+环空保护液+13CrFOX螺纹油管+P110 EUE螺纹油管”的完井方式防治油管腐蚀,腐蚀最严重的600～2500 m井段选用13CrFOX螺纹油管。      

中原油田采油一厂腐蚀严重井的治理

中原油田分公司采油一厂地质状况复杂,产出液具有“四高一低”的特点,产出液Cl-含量为3～11×104mg/L、矿化度为(7～22)×104 mg/L、HCO3-为50 ～ 400 mg/L、井底温度高迭130～150℃、pH值低(5.5左右)的特点,腐蚀性较强.通过对采油一厂10口油井腐蚀因素调查,摸清了腐蚀原因是产出液中Cl-,HCO3-等强腐蚀性离子含量高,同时含有一定量的CO2,并含SRB,从而形成弱酸性腐蚀水体.经向套管中注入KY-2高效缓性剂(加药浓度100 μg/g)后,腐蚀速率由0.0913 mm/a降为0.0223 mm/a,总铁值由36.1 mg/L降为26.6 mg/L;治理后减少腐蚀作业14井次,防腐效果明显.     

气田集输管线腐蚀预测方法研究

针对气田集输管道腐蚀因素的复杂性和不确定性以及管道腐蚀剩余寿命预测的困难性。比较分析了适用于集输管道腐蚀预测的两种评价方法,即概率统计方法和人工神经网络方法。研究表明,这两种方法能较好地预测集输管线腐蚀变化趋势,为管道剩余寿命预测提供可靠依据。并对腐蚀评价方法的发展趋势进行了分析。     

基于PCA-SVM的油气管道腐蚀速率预测技术研究

为了对油气管道的腐蚀速率进行有效预测,对影响油气管道腐蚀速率的原因进行了梳理和总结。应用PCA主成分分析法对10大影响因素进行降维处理,选取累计贡献率大于98%的前8项影响因素代替原所有影响因素,忽略流速和压力的影响,利用LS算法对惩罚因子C、核参数σ和不敏感参数ε的取值进行了寻优。对PCA-SVM、PCA-BP、PCA-GRNN和PCA-WNN四种腐蚀速率预测模型进行对比,其中PCA-SVM模型的预测效果最好,平均绝对误差为1.04%,均方根误差为0.01339,但训练时间比其他模型长,今后应集中进行算法优化。     

某油田地面管线腐蚀穿孔分析与治理

为了有效控制油田地面管线腐蚀穿孔事故,针对某油田地面管线2014年腐蚀穿孔的情况,从管道材质、输送介质及腐蚀形式等方面进行了统计分析。分析结果显示,最易导致腐蚀穿孔的管线是污水管线,且普遍属于内腐蚀,主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2电化学腐蚀最终导致了穿孔。同时研究了导致金属管线和非金属管线腐蚀穿孔的主控影响因素,在此基础上提出了具体的防治和管理措施,从而事先预防管线的腐蚀穿孔,保障油田的安全正常生产。     

宝浪油田三相分离器加热盘管腐蚀特性研究

通过对盘管腐蚀外貌特征、腐蚀产物、管材腐蚀形貌、表面成分及夹杂物、介质及环境影响等方面的分析、试验,指出宝浪油田三相分离器加热盘管的腐蚀主要为污水中的二氧化碳和氧对盘管外壁的腐蚀,其腐蚀速率随环境温度升高而增加。提高介质的pH值,可使腐蚀得到减缓。     

靖边气田脱硫脱碳装置腐蚀现状及防护措施

靖边气田的原料天然气中CO2和H2S含量较高,为保证外输商品气的质量要求,净化厂中设置了多套脱硫脱碳装置,对天然气进行处理。在运行过程中,脱硫脱碳装置中的设备及管线腐蚀现象严重,出现了管线穿孔,设备筒体内表面出现穿透性裂纹、纵向裂纹、坑蚀、台面腐蚀,换热器和重沸器管束渗漏、泄漏等问题,需不定期检修、更换,影响了生产的正常进行。经过对某套脱硫脱碳装置的整体分析认为,溶液中的CO2含量偏高,塔盘类型及结构参数不合理,再生塔塔体选材有待改进等因素是造成腐蚀严重的原因。在对该套装置进行改造时,改变了脱硫脱碳的溶液载体和塔盘类型,优化了塔盘的结构,对再生塔的材料进行了综合考虑。经过现场近一年的运行证明,装置的改造降低了酸气负荷,减轻了腐蚀状况。     

坪北油田油水系统腐蚀性研究

通过对坪北油田清水、污水水质进行分析及现场挂片试验,指出坪北油田油水系统设备腐蚀主要是溶解氧、硫酸盐还原菌和高矿化度水质引起。进行了室内和现场试验研究,评选出了CYD1021B杀菌剂和F21缓蚀剂,现场应用表明:从地面到油水井井筒,整个油水系统的极化电阻上升,细菌含量、腐蚀速度下降,取得了明显的效果。特别是加药后的注入水进入油层后,在全油田油水系统形成了一个良性循环。     

中原文南油田集输系统腐蚀因素研究

中原文南油气田管线因腐蚀严重造成频繁穿孔,严重影响了油田的正常生产。通过对该油气集输系统的腐蚀调查、研究以及对输送介质、管材的剖析,找出了地层产出水是造成腐蚀的主要因素,并提出相应的防治建议。