油井管杆腐蚀结垢原因分析及防治技术

华北岔河集油田已进入高含水开发期,在油井检泵中发现抽油杆、油管腐蚀的井数不断增多,且腐蚀程度有加剧之势,一些油井还伴有结垢现象,直接影响了油井正常生产。针对这一问题,从现场腐蚀结垢调查入手,通过采出液性质、垢样成分分析得出,导致杆、管腐蚀结垢的主要原因是采出水矿化度高、离子含量高、游离CO₂含量高,以及硫酸盐还原菌和管杆偏磨的共同作用。通过防腐防垢剂筛选及复配实验,得到了最佳防腐防垢剂配方,现场应用效果明显,使油井平均检泵周期延长了3.9倍。     

N80钢在苏北采油厂注水中的腐蚀行为研究

通过水样理化分析、动电位极化等手段研究了N80钢在苏北采油厂注水中的腐蚀行为。结果表明:注入水中离子对N80钢腐蚀的影响是复杂的,钙、镁、碳酸氢根离子对N80钢的腐蚀具有一定的抑制作用,氯离子则对N80钢的腐蚀有促进作用;注水总矿化度对腐蚀也有影响,随着矿化度升高,N80钢腐蚀情况变得严重。     

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。     

长庆油田某采油厂集输管道内腐蚀原因及腐蚀机理

采用光学显微镜、扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)等对长庆油田6个典型区块管道腐蚀失效的原因进行了分析,并对腐蚀机理进行了探讨。结果表明:6个典型区失效管道的组织为铁素体和少量的珠光体,元素分布均匀,化学成分符合20#钢的标准规定。1号、3号、4号、5号、6号典型区块腐蚀穿孔管节腐蚀产物的主要成分为铁的氧化物(Fe2O3、Fe3O4)。2号典型区块腐蚀穿孔管节腐蚀产物的主要成分为铁的氧化物(Fe2O3、Fe3O4)和铁的硫化物(FeS)。1号、4号、5号、6号典型区块管道主要发生了二氧化碳腐蚀。2号典型区块管道发生了二氧化碳和硫化氢腐蚀。3号典型区块管道发生了二氧化碳和氧腐蚀。     

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.     

烟机结垢及腐蚀的原因分析及对策

本文介绍了某石化装置烟气能量回收机组的工艺及设备概况、历史运行情况,及检修拆机状况,重点介绍了烟机的结垢及腐蚀情况,分析了结垢及腐蚀原因并提出了解决策略。     

凝汽器结垢和腐蚀原因及应对措施

国内某600MW超临界机组由于实施节水减排,导致凝汽器不锈钢管发生了结垢和腐蚀现象。从循环水运行水质情况、不锈钢换热管在循环水中电化学腐蚀行为和材料性能等方面进行了研究分析。结果表明:循环水水质恶化导致凝汽器换热管结垢,垢下闭塞区氯离子发生富集,形成酸性环境诱发点蚀,同时垢下湿热环境中厌氧型细菌繁殖以及缓蚀性离子SO42-缺失等因素,促进了点蚀的发展,最终导致凝汽器换热管腐蚀穿孔发生泄漏。     

加热炉空气预热器结垢及腐蚀原因分析

空气预热器是加热炉出口烟气的换热设备,用于回收烟气热量,提高加热炉热效率.烟气中含有水蒸汽、硫、氮等腐蚀性物质,易造成换热器腐蚀及结垢.本文分析了某炼厂空气预热器结垢及腐蚀的原因,提出了相应的预防措施及解决方法.     

某采油厂管线腐蚀原因调查及电化学研究

<正> 序言某采油厂1985年开始投产,现已进入注水开发阶段。近两年来,投产最早的采油1队腐蚀事故不断发生,抽油泵检泵周期缩短,集油管线和注水管线腐蚀泄漏日益频繁和严重。投产稍晚的3队,腐蚀事故也时而发生。虽然部分集油管线已经更新,但旧管线的腐蚀事故目前仍对该厂构成威胁。因此,迫切需要查明腐蚀原因,找出发生和发展的规律,以便为采取适宜的防护措施提供依据。本项研究工作着重介绍现场油田水介质腐蚀的电化学测试结果。     

前大油田腐蚀结垢的原因及对策

介绍了吉林油田前大地区的腐蚀及结垢现状，包括注 水系统、联合站、污水站等处的腐蚀及结垢状况，针对这些状况分析了引起该地区的腐蚀及 结垢的主要原因，提出了防制的对策.     

海上油田原油处理系统腐蚀结垢的预测与评价

通过美国OLI公司的Corrosion Analyzer软件及挂片法对BZ28-1油气田原油处理系统V-200容器中的腐蚀进行了预测和评价,预测结果与评价结果趋势基本吻合,但数值有一定差别。使用OLI公司的ScaleChem软件和鼓泡法对结垢情况进行了预测并对防垢剂的防垢效果进行了评价,确定了结垢的类型和原因,提出了防止结垢的建议。     

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。     

油田采出水回注水管道腐蚀控制技术

当前油田企业为了提升油田的产量采用采出水回注的方式促进原油开采,但是在回注过程中会加大腐蚀作用导致回注水管道遭到腐蚀.为了有效解决腐蚀问题,必须要加强油田采出水回注水管道腐蚀控制.本文主要对油田采出水回注水管道腐蚀控制技术进行具体分析.     

油田用水腐蚀和结垢因素与选择缓蚀剂和阻垢剂的关系

油气田用水主要包括采油注水,地面设施用水和钻井用水,采油用水最大,约占全部油气田用水量的2/3。 地面设施用水主要用作冷却换热设备,约占油气田用水量的1/5。钻井用水主要配制各种成分的各种钻井液。在采油中,注水是常用的增加采收率的工艺之一。在我国86.3%的油田采用注水增采,从经济和水资源上看,油田用水都难采用优质水,大多数为地表水,油层拌生水和海水,甚至工业废水。例如;我国油田注水约有56%是回注水。由于地质结构不同,在油田的采出水中,水质存在较大的差异,因水中溶解的气体和盐不同,构成各种水质,也带来腐蚀和结垢问题,常常使油井和集输系统产生故障（腐蚀,结垢）,认识影响水质的因素是采取相应措施的关键,本文对有关方面进行总结和概述,并根据具体水质环境采取相应的化学药剂处理措施。     

韦2块单井集输管线腐蚀治理

通过对韦2的产出水、腐蚀产物以及钢材进行分析,找出腐蚀的主要因素为不成膜的Cl-和SO42-。通过对五种缓蚀剂的电化学对比,优选出以季胺盐为主的水溶性缓蚀剂,用以现场试验,取得较好效果。     

陕北某天然气处理厂回注水处理系统腐蚀影响因素研究

目的考察陕北某天然气处理厂回注系统的腐蚀情况,保证系统安全生产。方法在水质分析的基础上,用现场材质20#钢和计划替换钢材L316研究回注水处理系统的腐蚀现状,随后选择腐蚀最严重环节的水样为介质,采用静态失重法考察温度、pH值、溶解氧、细菌对20#钢材腐蚀速率的影响。结果陕北某气田气井产出水的总矿化度较高(30 000 mg/L左右),其中Ca²⁺、Mg²⁺等金属阳离子的含量较高,腐蚀速率随水介质中溶解氧含量的增加均呈上升趋势,在80℃、溶解氧为5.07 mg/L时,腐蚀速率最大,达到0.4001mm/a。随着细菌含量的增大,腐蚀速率上升,腐蚀速率由0.1065 mm/a(TGB 60个/m L,SRB 6个/m L)增加到0.2155 mm/a(TGB 6×10~4个/m L,SRB 6×10~3个/m L)。pH值为5.9时,腐蚀速率为0.3039 mm/a;当pH值为8.5时,腐蚀速率降至0.0710 mm/a。结论通过做好回注水处理系统pH调节、杀菌和隔氧等工作,可以减轻系统的腐蚀。     

深水天然气田乙二醇系统结垢和腐蚀问题研究

深水天然气田开发中,水合物抑制是一项关键技术,用作水合物抑制剂的乙二醇系统是深水天然气生产处理工艺的关键系统之一.结垢和腐蚀问题是影响乙二醇系统正常运行的主要原因.本文从乙二醇系统的结垢和腐蚀机理出发,提出优化工艺系统设计和操作的解决方法,从而提高工艺系统设备的可靠性.     

BZ25-1油田生产水处理系统SRB控制初探

为满足BZ25-1油田注水水源中硫酸盐还原菌(SRB)的指标要求,进行了现场SRB分布及生长规律统计和化学药剂筛选,并研究硫化氢浓度、硫离子浓度、总铁离子浓度、硫酸根离子浓度对杀菌剂作用效果的影响,设计了杀菌剂注入方案.建议对该区块的SRB控制进行生物竞争抑制技术试验.     

胜利油田立式常压储罐的腐蚀分析及检测技术

立式钢制焊接常压储罐是油田油气储运的重要设备.通过对胜利油田立式常压储罐的使用情况和检测结果,分析小结了常压储罐发生腐蚀的主要部位,分析了腐蚀发生的原因.介绍了胜利油田现用的腐蚀检测方法,提出了常压储罐的腐蚀防护措施.     

热采转火驱生产井油管的腐蚀失效分析

采用光学显微镜,扫描电镜和能谱仪等观察分析了某热采转火驱生产井油管断口的宏观及微观形态,断裂油管的显微组织、化学成分以及腐蚀产物膜等,并结合火驱阶段现场工况条件分析了油管断裂失效原因。结果表明:油管断裂失效机理为拉伸过载失效;局部温度过高导致材料发生二次高温回火,是导致油管承载能力下降的主要原因;火驱阶段井底CO_2分压较高,导致油管内外壁产生CO_2腐蚀,CO_2腐蚀引起的壁厚减薄亦是导致油管承载能力下降的原因。