户部寨气田腐蚀规律研究

户部寨气田随着开采时间的延长,气井产出水呈上升趋势,腐蚀现象也逐渐明显.针对户部寨气田腐蚀特征,从8个方面进行了研究,研究结果表明:部分气井油管存在腐蚀,腐蚀速度与产气压力存在正比关系;随CO2浓度的升高,腐蚀速度逐渐增大,当CO2浓度接近饱和时,腐蚀速度达到最大值,并维持在一定水平;随温度升高CO2腐蚀速度增大;日产水量在0.5～2.3 m3时,油管的腐蚀速度较大,而日产水量低于0.5 m3和高于2.3 m3的气井,腐蚀速度较低;腐蚀速度随矿化度的增加而增大,但当矿化度大于35 682 mg/L,腐蚀速度随矿化度的增大而逐渐下降;油水比不同,对腐蚀产生的影响也不一样;日产气量低于5.6×104 m3/d时,产气量对腐蚀的影响较小;当产气量超过5.6×104 m3/d时,随产气量的增加腐蚀速度加快;介质流速增大,腐蚀速度增大.     

户部寨气田腐蚀因素及腐蚀机理研究

随着开采时间的延长和采出程度的提高 ,户部寨气田腐蚀现象逐渐明显。对CO2、H2 S、冲蚀以及对其产生作用的温度、压力、pH值、流速等腐蚀因素逐一进行分析可知 :该气田不存在O2 和微生物腐蚀 ,H2 S产生的腐蚀较轻 ,CO2 酸性腐蚀是主要的腐蚀因素。产气量大、气体流速高加剧了酸性腐蚀的速度 ,温度对腐蚀速度的影响较大。     

户部寨气田腐蚀因素及腐蚀机理研究

随着开采时间的延长和采出程度的提高，户部寨气田腐蚀现象逐渐明显。对CO2．H2S、冲蚀以及对其产生作用的温度、压力、pH值、流速等腐蚀因素逐一进行分析可知：该气田不存在O2和微生物腐蚀，H2S产生的腐蚀较轻，CO2酸性腐蚀是主要的腐蚀因素。产气量大、气体流速高加剧了酸性腐蚀的速度，温度对腐蚀速度的影响较大。     

CO_2驱高温高盐油藏井筒用P110套管的腐蚀规律

研发了生产系统多相流二氧化碳腐蚀仿真模拟装置,通过模拟注入井、采出井和地面集输管道的多相流状态腐蚀环境,实现多种流态、不同CO_2分压与温度条件下的材料腐蚀评价和缓蚀剂性能评价。在此基础上,研究了矿化度、温度、CO_2分压和流速等多种腐蚀因素对CO_2驱生产井中P110套管的腐蚀影响规律,建立了高CO_2分压局部腐蚀预测模型,并绘制CO_2驱采出井管材局部腐蚀预测图板。结果表明:CO_2驱采出井中P110套管的关键防腐蚀部位为高CO_2分压采出井、井筒中下部、动液面附近管柱。现场应用结果表明,该预测图板的预测符合率达到了80%,能快速、准确预测井筒的腐蚀规律与腐蚀情况。     

文东油田气举油井腐研究与防护技术

文东油田气举井由于其所处的生产环境及本身流态特点 ,腐蚀严重且具有其特殊规律。本文描述了气举井的腐蚀现状 ;分析了腐蚀影响因素 ;对气举井缓蚀剂性能进行了评价 ;介绍了腐蚀防护工艺。为相关油田 (油井 )腐蚀研究及防护提供了可借鉴的经验     

硫酸盐还原菌对钢铁腐蚀的影响

通过室内试验证明硫酸盐还原菌 (SRB)对钢铁腐蚀有较大的影响 ,并且与温度及二价铁离子浓度有关。对于Q2 35A钢而言 ,温度为 2 5～ 37℃时 ,SRB的存在会促进腐蚀 ,且随Fe2 + 浓度的增大腐蚀作用增强 ;温度为 6 0℃时SRB能抑制腐蚀。对J- 5 5钢而言 :温度为 37℃时 ,SRB促进腐蚀 ,且随Fe2 + 浓度增大腐蚀作用增强 ,温度为 6 0℃时 ,可抑制腐蚀     

中原油田气举井油套管腐蚀因素分析

采用XRD,EPMA和硫酸盐还原菌（SRB）检测对中原油田气举井文13－127套管及文13－257井油管腐蚀产物及管材和两口井的水质进行分析,并试验了碳钢在含CO2介质中的腐蚀,研究结果表明,CO2及高矿化度产出水是气举井腐蚀的主要原因,油管丝扣处存在的缝隙,套管钢材中夹杂物的局部分布及流体冲刷是加剧油套管局部腐蚀穿孔破坏的另一原因,同时还探索了应用缓蚀剂防止气举井CO2腐蚀的可能性。