基于变频控制的多种药剂精准注入系统的开发和应用

近年来,某海上油田的海底管道和地面管道频繁出现腐蚀穿孔现象.调查研究发现,管道主要发生了内腐蚀,其影响因素较多,包括CO2/H2 S腐蚀、垢下腐蚀和微生物腐蚀等.为了抑制管道内腐蚀,油田采用传统的药剂注入系统,即多种药剂间歇性的注入方式,操作不便.因此开发了基于变频控制的多种药剂精准注入系统,其流量调节范围大,可实现多...     

干线管道高腐蚀危险区的综合腐蚀诊断问题

腐蚀危险性的可靠评价和综合诊断对于管道的合理设计及安全运行具有重要意义.埋地管道高腐蚀危险区有微生物腐蚀及应力腐蚀断裂两种腐蚀形式.本文主要论述了对这两种腐蚀形式进行定性分析和定量评价的技术指标及腐蚀危险性的综合诊断方法.     

CO2腐蚀预测模型

CO2腐蚀问题已成为油气田开采中全世界关注的热点,也是一个技术难题.CO2会引起油气管道内部坑蚀,以至于破坏整个油气系统.文章综述了大量国外CO2腐蚀预测的模型,结合油气田开采中的实际问题,对CO2腐蚀预测模型研究提出了建议.     

MIC.腐蚀机理研究及应用

微生物对油气田管材腐蚀理论、机理及其控制技术,是近处来才开始研讨的新课题。从石油工业抑制腐蚀的实用观点来讲,必须有效控制微生物的腐蚀破坏作用。徽生物在侵蚀过程中产生的代谢物质——如含硫化合物、有机酸及无机酸等腐蚀介质,金属管材进行的氧化——还原反应以及所用缓蚀剂的钝化和失效等,它们都是导致金属管材的腐蚀因素。     

致密气集输管道微生物腐蚀风险及控制措施研究

目的 针对四川致密气特殊工况,研究并明确集输管道在生产中存在的微生物腐蚀风险,并基于此提出腐蚀控制措施。方法 取现场产出水监测细菌浓度,研究了凝析油比例和温度对含硫酸盐还原菌(SRB)生长及腐蚀程度的影响规律,并系统评价了防腐药剂的应用效果,基于页岩气腐蚀控制经验,推荐了腐蚀监测方法。结果 致密气产出水中存在大量细菌,虽然凝析油对SRB的生长和L245N钢的均匀腐蚀存在抑制作用,但仍有大量细菌附着在试片表面诱发局部腐蚀;排采期高温条件下的点蚀现象更严重。评价得到两类杀菌率高于99%、能有效抑制点蚀的防腐药剂。结论 致密气集输管道存在一定的微生物腐蚀风险,应结合加注高效防腐药剂和加强低洼段监测两方面进行腐蚀防治。     

微生物腐蚀测定方法的现状及研究动向

石油开采中,需要测定和控制油田注水系统中的微生物,主要是细菌。由于细菌的固着性和细菌数量同细菌活性之间缺乏一定的关系,微生物腐蚀的测定是困难的,特别是在大油田系统,由于采样困难,这一问题更加严重。文中分析了微生物腐蚀的特点,介绍目前石油工业中普遍使用的各种测定方法及其优缺点、适用范围及测定方法的研究动向,并对油田注水系统微生物污染测定方法提出几点看法。     

油气井中的二氧化碳腐蚀

油气田开发过程中，腐蚀是自始至终存在的严重问题，引起腐蚀的因素很多，其中CO2腐蚀最为突出。文中综述了油气井中的CO2腐蚀，对影响腐蚀速率的一些主要因素作了较详细的介绍，同时也给出了腐蚀速率预测公式，最后，提出了CO2腐蚀的控制手段，对油气井中的腐蚀研究具有一定的参考价值。     

典型微生物腐蚀的研究进展

微生物腐蚀是材料腐蚀的一个至关重要的因素。文章着重介绍了硫酸盐还原菌、硫氧化菌、腐生菌、铁细菌和真菌引起的典型微生物腐蚀,包括腐蚀机理、特性以及微生物腐蚀的防控方法。     

油气田开发中的CO2腐蚀与监测

论述了油气田开发过程中的CO2腐蚀类型和腐蚀机理及其影响因素。影响CO2腐蚀的主要因素包括：介质中水的质量分数、温度、CO2分压、pH值、腐蚀产物膜和流速等。油气田开发过程中的CO2腐蚀机理、影响因素、腐蚀监测、腐蚀预测模型等方面的内容将成为今后研究的重点。     

高级氧化系统用于油田回注水微生物控制

1．传统回注水微生物控制分析。回注水的微生物控制常用以下几种方法：添加杀生剂、选用耐蚀材料、采用杀生涂料、阴极保护、清洗。回注水的微生物在处理上主要采用添加杀生剂的方法。添加的杀生剂主要有二氧化氯、臭氧和次氯酸。二氧化氯控制微生物的生长，可以杀灭大量的微生物。但是采用药物控制微生物所需费用高，同时二氧化氯也是一种强氧化剂，对系统中的管道有一定的腐蚀作用，对系统造成一定的破坏，臭氧和次氯酸也是如此。选用耐蚀材料和采用杀生涂料只能对管路起到一定的保护作用，但对整个系统不起作用，多种药物的添加，对水体造成二次污染。而清洗会使生产间断，对生产造成一定的影响。     

长距离油、气、水混输管道内壁流动腐蚀的研究进展

就近几十年来，多相流管线的流动腐蚀（CO2腐蚀，H2S腐蚀，腐蚀/冲蚀协同作用），腐蚀/冲蚀数学模型和设计准则，腐蚀检测，腐蚀防护与控制技术等方面的研究进展进行了综述。指出了当前研究中所存在的一些问题，就多相流的研究方向提出了相应的建议。     

油田缓蚀剂研究现状与发展趋势

腐蚀是油田设备的主要破坏形式之一。加强该领域的腐蚀与防护研究,可挽回巨大的经济损失。采用缓蚀剂是油田设备防腐的最有效手段之一,综述了油田缓蚀剂的研制、作用机理研究及其性能评价方法的现状,分析并提出了油田缓蚀剂研究的发展趋势。     

西江23-1油田腐蚀预测与控制措施分析

以西江23-1油田ODP开发方案中的原油物性分析数据为切入点,根据水质特点和工况条件,采用美国油田腐蚀分析软件(OLI Corrosion Analyzer)对腐蚀程度进行了预测,结合腐蚀预测结果和腐蚀因素,提出了有效的油田腐蚀控制措施及腐蚀监测手段,建立相应的腐蚀数据库,为西江23-1油田稳定持续的生产提供了保障。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

在含CO_2/H_2S介质中油气田用钢的腐蚀研究进展

研究了CO_2和H_2S对油气田开发用钢材的腐蚀机理、分析了影响因素以及防护措施,并对研究进展情况进行综述。指出目前国内各油气田关于CO_2/H_2S的腐蚀问题,一方面对腐蚀机理的认识还不够全面与深入,另一方面其防护技术研究尚未达到系统化和实用化的程度。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

油气管道防腐蚀专利技术图

专利管理的重要任务之一就是专利检索。专利检索之后,可以制作专利地图,以便直观方便的利用专利资料,进行专利信息库建设。文章以"油气管道防腐蚀技术"作为研究对象,通过检索油气管道防腐蚀技术领域申请的专利,制作成专利技术图。对油气管道防腐蚀领域的专利申请趋势、主要竞争对手、国际专利分类、技术类别以及失效专利等进行了分析,可以为油气管道生产企业提供参考。     

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长庆气田开发过程中，硫化氢、二氧化碳、氯离子及水等多种腐蚀介质对井下管柱，地面采、集、输设备会产生不同程度的腐蚀，造成油、套管的断裂，井口装置失灵，集输管线爆破等事故。该气田腐蚀主要有硫化物应力腐蚀和酸性气体的电化学失重腐蚀两类。初期开发的气井由于井底残存部分积液，其中溶有一定量的酸性气体，从而形成酸液对井下管柱的腐蚀破坏。随着气井开发周期的延长，酸液腐蚀过程中产生的Ｈ＋在井下高温高压的作用下将不断地渗入到管柱内，从而降低管柱的硬度和强度，在拉应力的作用下将会造成管柱的应力变形或断裂。为抑制腐蚀介质的腐蚀破坏，建立了气田防腐专项研究项目，从根本上探明长庆气田的腐蚀特点，并借鉴国内其它油气田有关防腐工作的研究结果，开发出适合长庆气田的防腐措施，确保气田长期、高效地开发生产。