中原油田胡19区块腐蚀问题综合治理

通过对胡19区块生产系统腐蚀因素调查,摸清了腐蚀原因是由于胡19区块产出液中Cl-,CO2含量高,同时含有一定量的O2,H2S和SRB,从而形成弱酸性腐蚀水体。经向套管中注入DQF-2高效缓蚀剂(加药浓度200mg/L)后,产出水的铁离子含量与注药前相比,下降了74.2％;根据腐蚀挂片监测的数据。腐蚀速度由2.11mm/a下降到了0.075mm/a,达到了部分指标的要求。     

油气井二氧化碳腐蚀的缓蚀研究

在实验室内采用挂片法和电化学法,评价了FHH-02,956和BUCT三种缓蚀剂对油气井二氧化碳腐蚀的缓蚀效果.实验结果表明,缓蚀剂具有选择性,BUCT缓蚀剂针对江苏油田油气井产出水的缓蚀效果较好,腐蚀速率可以从3.06 mm/a降到0.11 mm/a,缓蚀率达96.5 %.     

普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析,2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a,总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a,其次是加热炉进口处为0.040 mm/a,腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析,结果表明集输系统材质主要受H2S,CO2及单质硫腐蚀,积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式,经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。     

多元热流体腐蚀监测装置研制与应用评价

腐蚀是制约多元热流体技术推广应用的关键因素。采用高温缓蚀剂后,防腐效果良好,但未获取现场腐蚀速率。针对此,研制了腐蚀监测装置,将两个P110钢挂片置于多元热流体注热管线中,现场实施多元热流体热采,10天平均腐蚀速率为0.090 5mm/a,为均匀腐蚀,腐蚀产物主要是Fe2O3,验证了缓蚀剂防腐效果良好,满足目前多元热流热采防腐要求。     

油井井下连续滴加缓蚀剂技术

针对中国石油天然气股份公司长庆油田分公司长期以来油水井内腐蚀严重问题,并根据陇东老区部分油水井内以CO2和硫酸盐还原菌腐蚀、靖东以H2S腐蚀为主的特点,评价、筛选出了抗CO2和H2S腐蚀的缓蚀剂.采用的缓蚀剂井下滴加装置能够实现药液的长期、稳定连续加药,可稳定控制产出液介质中的缓蚀剂浓度,实现最佳加药效果,加药周期在8个月以上.通过陇东和靖东各5口井的现场试验,缓蚀率最高达到96 %,挂片表面光亮无点蚀,有效抑制了油井内腐蚀.     

酸性气井井筒腐蚀控制技术研究

采用高温高压腐蚀挂片、气田水化学分析、多臂井径仪测井等方法,在含H_2S/CO_2酸性气井中,研究了缓蚀剂对井下油管的保护效果。试验结果表明,评选的缓蚀剂防腐效果良好,井下加入缓蚀剂4年后,全油管平均腐蚀速率为0.04mm/a,腐蚀速率远低于腐蚀控制指标0.1mm/a;油管腐蚀主要集中在井筒上部和底部。     

油气田缓蚀剂的筛选与评价

中国石油长庆油田公司某气田气井CO2平均分压为0.32 Mpa,具备产生CO2酸性腐蚀的条件,需进行有效防护.加注缓蚀剂是解决气田CO2腐蚀的有效方法.采用挂片失重法对10种缓蚀剂样品进行了常温常压和高温高压试验,筛选出了H5和H6两种相对高效的缓蚀剂样品.试验结果表明,当缓蚀剂质量浓度为300 mg /L且温度处于低温区时,其缓蚀率可达85%左右.     

一种新型双咪唑啉缓蚀剂的研究和应用

介绍了5种不同烃基取代基的N-烷基苯甲酰胺基双咪唑啉缓蚀剂的合成方法,该类缓蚀剂具有多个吸附中心。以渤海某油田生产污水为水样开展该类缓蚀剂的腐蚀性能评价,结果表明同条件下,与油胺发生取代反应生成的N-2-[2-(十八-9-烯基)]苯甲酰胺基双咪唑啉缓蚀剂性能最好。在渤海某油田开展N-2-[2-(十八-9-烯基)]苯甲酰胺基双咪唑啉缓蚀剂的现场试验,以线性极化电阻(LPR)监测腐蚀速率,结果表明该油田污水系统腐蚀速率降低47%。该缓蚀剂的长期应用效果采用腐蚀挂片方式监测,结果表明斜板除油器和双介质滤器出口挂片的腐蚀速率较应用原缓蚀剂时分别降低39%和64%,均达到低于0.076 mm/a的控制标准。     

缓蚀剂的缓蚀性能和乳化倾向研究

以南海油田采出水为腐蚀介质,通过静态挂片法和电化学的方法测定几种缓蚀剂的腐蚀速率,用金相显微镜观察其腐蚀形貌。采用Turbiscan Lab多重光稳定性分析仪测定缓蚀剂的乳化倾向。结果表明:4种缓蚀剂加量为30 mg/L时,对N80钢片腐蚀速率均低于0.076 mm/a,均属于抑制阳极型缓蚀剂,电化学结果与静态腐蚀数值相符。透射光谱和TSI指数曲线显示缓蚀剂现场缓蚀剂XCHSH乳化倾向最强,缓蚀剂WLC-02和缓蚀剂XFF次之,缓蚀剂WLC-01乳化倾向最弱。     

油井伴热循环水系统缓蚀处理技术

江苏油田SN区块由油井口到集油站的集输管线用伴热水保温，伴热水管线腐蚀严重。根据水质检测数据，伴热水基本上不合细菌，预测结垢量不大，而现场挂片测定的腐蚀速率，来水中为0．8646mm／a，回水中为0．4298mm／a，89．3％挂片垢物为铁垢（以Fe2O3计）。用Na2SO3除氧的缓蚀效果差。从10种商品中选出了A剂（主要成份为改性咪唑啉、有机磷及非离子表面活性剂）为伴热水缓蚀剂。用KSCN示踪剂法测定了伴热水系统总水量、循环水量、代谢时间、流程总长及流量。由85℃下A剂缓蚀率与加剂量关系，确毒采用冲击方式加药，首次加剂量300mg／L，循环水量420m^3，每隔14天按100mg／L加剂量加药一次。46天现场挂片监测结果表明，来水和回水腐蚀速率分别降至0．2412mm／a和0．1507mm．／a。图5表3参5。     

抑制CO2腐蚀的缓蚀剂室内筛选

利用挂片失重试验方法研究了CO2腐蚀环境中的腐蚀介质、缓蚀剂质量浓度以及时间对缓蚀剂缓蚀率的影响规律.试验证明缓蚀剂A和C对抑制CO2引起的天然气管道内腐蚀有很好的效果,从而为上述缓蚀剂应用于现场提供了技术基础.     

雅克拉气田地面集输管道材料选择与腐蚀控制

文章在分析了雅克拉气田开发过程中从井口至气液分离器间高压集气管道的CO2腐蚀状况及影响因素的基础上,提出了采用22Cr双相不锈钢管材和采用16MnRE无缝钢管＋内涂层＋在线腐蚀监测（定期清管＋加注缓蚀剂）进行防腐的两种方案,并最终确定采用后一种方案。工程应用表明：集输管道直管段的腐蚀速率并不高（投用缓蚀剂后为0.0176mm/a）,比较轻微;但井口集输管道的弯头处,由于流体冲刷磨蚀及CO的共同作用,腐蚀比较严重。     

一种抗二氧化氯腐蚀缓蚀剂的开发及性能研究

合成了一种双子吡啶季铵盐,通过复配制备了缓蚀剂BHH-08C。针对渤海湾JZ9-3油田生产工况,采用动态高压釜挂片失重法、电化学法及微观形貌分析法对BHH-08C的缓蚀性能进行了评价,结果表明该缓蚀剂可有效抑制JZ9-3油田水源井水中的二氧化氯腐蚀。加入70mg/L的BHH-08C可使腐蚀速率降低至0.068mm/a,缓蚀率达68.51%。扫描电子显微镜显示挂片表面无明显局部腐蚀。电化学极化曲线测试显示,BHH-08C是以抑制电化学反应阴极过程为主的缓蚀剂。     

季胺盐类缓蚀剂YGC-03在饱和盐水及盐膏层钻井液中缓蚀性能评价

采用静态挂片失重法评价缓蚀剂ASL-1、ASL-2和YGC-03对N80钢在盐水及盐膏层钻井液中的缓蚀性能,分析了温度对缓蚀剂性能的影响。试验结果表明,在盐膏层钻井液中,N80钢的腐蚀速率随着温度的升高而增大,缓蚀剂YGC-03对N80钢有较好的缓蚀效果,可控制N80钢的腐蚀速率在0.04mm/a以下。     

气体钻井井口腐蚀(冲蚀)检测装置设计与应用

为了提前预知气体钻井工况下可能引起的腐蚀(冲蚀)危险,研制了适用于气体钻井的井口腐蚀(冲蚀)检测装置。该装置克服了现有技术的不足,安装在气体钻井排砂管线(或测试管线)上,可快速真实监测气体钻井腐蚀(冲蚀)速率,为现场实施气体钻井提供指导,降低井控风险。现场监测结果表明,用该装置测得S135腐蚀棒的平均腐蚀(冲蚀)速率为9.5 mm/a,其表面光滑,局部有细小凹坑,属于典型的高速气流携带钻屑的冲蚀行为;P110腐蚀棒平均腐蚀速率为1.58 mm/a,其表面腐蚀均匀,有细小凹坑,主要为CO2的腐蚀产物FeCO3以及地层岩屑的主要成分SiO2,此外还夹杂少许地层水中的无机盐,符合CO2冲刷腐蚀特征。建议采用抗CO2腐蚀的管材或向环空添加缓蚀剂的方法预防腐蚀。     

大庆深层气完井管柱CO2腐蚀防护技术

针对大庆深层气田具有埋藏深、温度高、产出气含CO₂的特点,且CO₂分压多在0.2 MPa以上,井下油套管处于严重腐蚀状态。通过室内高温高压腐蚀评价实验,探索出P110管材在中等温度（60¹00℃）条件下,局部腐蚀敏感性加强,出现明显的蚀坑形态。探索出在高温条件下13Cr-P110组合存在低电偶腐蚀,电偶腐蚀速率低于0.1 mm/a。并结合现场挂片腐蚀监测,建立了CO₂局部腐蚀速率三维发展模型,实现了局部腐蚀的定量计算分析。依据大庆深层腐蚀特征以及气井生产特征,兼顾气井安全与经济性,建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术,形成了3类6种完井工艺系列,保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产。     

新型气田缓蚀剂的制备及其性能评价

为提高气井腐蚀防护效果,研发了一种新型缓蚀剂.选用CO2饱和的NaCl-H2O体系,优选缓蚀剂主剂;采用正交试验方法,筛选缓蚀剂助剂.分别采用挂片腐蚀、高温高压动态腐蚀、动电位极化实验方法测试了新型缓蚀剂性能.结果表明:研发的咪唑啉衍生物缓蚀剂主剂H-E无沉淀、无悬浮物、无分层现象,缓蚀效率以及抗点腐蚀能力优于其他四种...     

高温CO2/O2体系中P110钢的腐蚀与防护研究

海上油田在进行多元热流体热采过程中遇到了严重的管柱腐蚀问题。为解决隔热油管腐蚀问题,文章采用动态挂片法对CO2/O2体系中P110钢的高温腐蚀规律进行了研究,并且评价了一种咪唑啉缓蚀剂的缓蚀效果。结果表明,在40℃～280℃范围内,P110钢的腐蚀速率出现两个极大值,分别在60℃和180℃;高温CO2/O2体系中,少量的氧气(分压0.02MPa)即可极大地加速P110钢的腐蚀;CO2分压超过2MPa后P110腐蚀速率明显加快;所用缓蚀剂在浓度750mg·L-1时可将腐蚀速率降低至0.10772mm·a-1,缓蚀率达94.17%。应用高温缓蚀剂防腐工艺后,注热后起出的隔热油管未出现明显腐蚀,基本满足高温条件下的多元热流体热采防腐要求。     

普光气田地面集输系统腐蚀监测及控制体系

为了对普光高酸性气田实施有效的内腐蚀控制及监测,针对普光集输系统湿气混输工艺的特点,结合质量法、电阻法、线性极化法、FSM电子纹法等多种在线腐蚀监测技术,采用缓蚀剂预涂膜、连续加注、批处理等腐蚀控制工艺,辅以管道内腐蚀检测及化验分析技术,合理选择腐蚀监测点、缓蚀剂加注点及化验分析取样点,利用综合分析的方法,对普光气田地面集输系统实施了综合的内腐蚀监测及控制,建立起了完善的腐蚀监测及控制体系。该体系运行1年多来,已累计更换腐蚀挂片6次,进行了2次全管网的管道内腐蚀监测（智能清管）。实测数据显示：普光气田地面集输系统年腐蚀速率有效地控制在0.076 4 mm/a以下,确保了集输系统的安全平稳运行。     

户部寨气田防护工艺技术研究

随着户部寨气田开采时间的延长，气井产出水呈逐年上升趋势，腐蚀现象也逐渐显露出来。为了保证该油田的正常生产，减少因腐蚀造成的损失，进行了气田防护工艺技术研究。采用开发研制的新型车载式周期性加药装置，定期投加SRH—02缓蚀剂。从现场试验的部1—2、部1—7、卫79—9井井口挂片处理结果可知：气井产出水总铁含量明显降低，降幅达45％以上，缓蚀剂缓蚀率在80％以上，腐蚀速率控制在较低水平(低于部颁标准0．076mm／a)，腐蚀越严重的井，缓蚀效果越好。