复杂断块油田小区块腐蚀治理研究

1 腐蚀因素分析( 1)生产系统产出液腐蚀性强。生产系统中 ,由于介质的存在 ,引发了腐蚀的产生 ,介质的强腐蚀性是造成系统严重腐蚀的最根本原因。但是在中原油田这种极复杂断块油田 ,不同油区、不同地层的水体性质也不同 ,因此了解不同的水体性质和腐蚀因素是采取有针对性防腐措施的前提。复杂断块油田产出液介质有如下特点 :①产出液ｐＨ值较低 ( 6 0～ 6 5 ) ,为弱酸性水体 ;②ＣＯ2 含量较高( 2 0 0ｍｇ/Ｌ以上 ) ;③含有一定量的Ｏ2 、Ｈ2 Ｓ、ＳＲＢ等腐蚀性物质 ;④矿化度高 ( 3× 10 4～ 17× 10 4ｍｇ/Ｌ) ,Ｃｌ— 含量高( 2× 10…     

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.     

江汉油田含油污泥焚烧处理技术研究

为了解决江汉油田含油污泥的处理问题,在对含油污泥进行组分分析的基础上,对含油污泥掺煤焚烧的最佳掺煤量、腐蚀性、燃烧热值及气体成分进行了测试。研究表明,江汉油田含油污泥具有高含水、高含盐、低含油的特点。含油污泥在掺煤质量分数为60%时效果最佳。含油污泥燃烧热值低、腐蚀速率高、焚烧气体SO2严重超标、蒸馏水吸收液的pH值较低,容易造成设备穿孔、局部酸雨等现象。因此,江汉油田含油污泥因高含水、高含盐、高腐蚀、低含油、低燃烧热值以及江汉地区多雨水、空气湿润等原因,不宜采用焚烧处理技术。     

渤海油田油管腐蚀规律及剩余强度研究

近年来,部分老油田地层能量衰减,产量持续降低,需要通过注水进行二次开采,导致油田进入高含水开采期。高含水率的产出流体加速了CO2对油管柱的腐蚀,使油管柱壁厚减薄,强度降低,甚至引起油管柱穿孔、断裂,严重威胁了安全生产。为此,考虑含水率、CO2含量、温度、产量、压力等影响因素,基于ECE腐蚀预测模型,计算了不同条件下油管的腐蚀速率,建立了腐蚀后剩余强度及服役寿命计算方法。最后,运用此模型方法对实例井不同的生产阶段腐蚀规律进行了研究,并利用剩余强度理论对该井油管服役寿命进行预测。同时,分析了主控因素对油管柱腐蚀速率的变化规律。结果表明,CO2含量较低时,含水率成为油管腐蚀的主控因素。通过该模型计算得到的腐蚀速率与现场实测油管柱的腐蚀速率较符合,能有效指导安全生产。     

英台油田腐蚀主控因素初探

针对英台油田含水不断上升、腐蚀结垢越来越的严重问题,对英台油井水质、细菌含量进行检测,分析腐蚀环境．通过多种试验手段进行腐蚀分析,初步确定英台油田腐蚀的主控因素为水质腐蚀与细菌腐蚀2种,研究结果为该油田腐蚀防治提供了依据。     

油田采出水硫化物的来源及对腐蚀的影响分析

靖安油田大路沟作业区所管辖的油井共239口,平均日产液1 794.50 m~3,日产油737.40 t,综合含水55.7%。合理利用产出污水,对处于水资源极度贫乏,环境脆弱的陕北黄土高原上的靖安油田尤为重要。但是随着含油污水在油田的再次利用,腐蚀对污水系统的影响日渐突出,每年用于治理污水腐蚀而发生的费用近千万元,并且有上升的趋势。研究了靖安油田采出污水中硫化物的来源及对腐蚀的影响。     

K71断块管杆偏磨腐蚀现状及治理对策

垦西油田K71断块油井随着开发的深入,综合含水不断上升,井筒管杆偏磨日益加剧,同时该断块油井地层产出液矿化度高、含硫高、氯离子含量高,对杆管泵腐蚀性强。偏磨腐蚀造成K71断块油井作业频繁,作业成本增加,检泵周期缩短。通过对K71断块油井井筒偏磨腐蚀状况调查研究分析,并结合生产实际,提出了从源头进行治理,采取套管加药防腐治理等相应的综合配套防治技术,在现场实践的过程中取得了良好的防偏磨腐蚀效果,也为今后的偏磨腐蚀治理提供了参考。     

含油污水改性处理工艺

1．引言文明寨油田、卫城油田和马寨油田经过十几年勘探开发已进入高含水期，平均综合含水达85％。日产含油污水20000m3。由于油田属复杂断块油田，油藏埋藏深，有4套盐膏岩沉积，致使产出含油污水的矿化度高，并溶有一定量二氧化碳和硫化氢，水质显弱酸性。因而腐蚀性较强。每年因腐蚀造成的经济损失达7000万元以上。因此，针对含油污水腐蚀、结垢和细菌遣成的危害，采取有力的缓蚀、防垢、杀菌措施，不断提高和改进油田水处理技术，搞好油田水的处理已成为势在必行的重要课题。2．工艺原理文明塞油田、卫城油田和马寨油田产出水的水质概况…     

春光油田产出液腐蚀机理分析与防护

春光油田腐蚀情况十分严重,有必要对腐蚀机理进行详细分析,以求采取合理的防腐措施。通过现场调研和室内试验研究表明:造成春光油田产出介质腐蚀的主要因素是高矿化度介质下CO_2电化学腐蚀、SRB腐蚀、和高氯离子综合腐蚀的结果,分别阐述了其腐蚀机理。并提出了缓蚀剂以及牺牲阳极两种防腐技术,期待在生产应用中会有较好的效果。     

防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因.近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、"一站双线"的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益.     

高89区块CO2驱地面生产系统腐蚀分析与控制

2007年,胜利油田在纯梁采油厂高89区块开展了低渗透油藏CO2驱先导试验。对应目前CO2驱先导试验区,地面生产系统腐蚀严重部位是高890集输干线、后续的联合站和污水站处理系统。由于CO2驱采出液的混入,导致高含水输送介质中CO2含量大幅增加,目前含量在100 mg/L以上,造成高890集输干线、油站储罐出口管线和污水站沉降罐出水管线多次腐蚀穿孔。为此提出了缓蚀剂、耐腐蚀材料和防腐涂层联防的腐蚀控制措施,可将系统的均匀腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,确保纯梁高89区块CO2驱先导试验区高含CO2地面生产系统正常运行,延长集输管线和后续处理站点的使用寿命,节省地面工程改造投资。     

酒东油田腐蚀原因分析及防护措施

在排查影响油井腐蚀因素的基础上,通过对酒东油田油井腐蚀产物的外貌形态及X线衍射分析,确定油井腐蚀主要因素是油井采出液含水矿化度高导致的电化学腐蚀和CO2腐蚀、O2腐蚀及垢下腐蚀.此外,抽油泵偏磨导致防护层脱落加剧了电化学腐蚀.针对腐蚀因素实施了耐蚀材料、涂层防腐、牺牲阳极、化学药剂防腐措施,并在现场进行试验及监测,试验结果表明:对腐蚀因素较多的油井,采取耐腐蚀材料和加注化学药剂可以有效控制油井的腐蚀.     

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。     

垦西油田的井下腐蚀与化学防腐蚀

垦西油田井下金属设备腐蚀严重,检泵周期短,严重影响油田生产。对典型油井的产出水、产出气及注入水的成份进行了分析,判定主要腐蚀因素是溶解的和气态的H2S及游离CO2气体,既有地层水腐蚀,也有气体腐蚀。合成并评价了油井缓蚀剂GS－1（膦甲基化的有机酸酰胺溶液,有效成份含量40％）,加量为50mg/L时,无论在模拟油田污水中,还是油井采出液中,对N80钢、A3钢的缓蚀率均在80％以上,优于现用的两种缓蚀剂。在垦西油田12口油井中,每日从油套环空加入GS－125kg,使检泵周期由1．5－3个4月延长到6－8．5个月以上。简介了GS－1的合成方法。     

胡尖山油田内衬油管应用与效果评价

长庆油田属国内典型的“三低”油田,地质条件差、偏磨现象突出.加之部分区块进入开发后期,油井含水高,造成井筒腐蚀、结垢现象严重.因以上问题每年报废管、杆和增加作业成本达数额巨大.通过开展内衬油管试验,有效降低管杆偏磨、腐蚀情况,延长管柱使用寿命的同时,大大降低油田使用成本.     

高含水期油田集输管线腐蚀原因分析及对策

在油田高含水期开发阶段,金属管线的腐蚀严重影响油田的安全生产。本文分析了这一时期集输管线内外腐蚀机理及主要腐蚀原因,从延缓腐蚀、腐蚀监测、管材选择、施工质量监管等方面提出了相应的管线防腐对策。     

溶解性气体对油井腐蚀速度影响分析

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一,边底水发育,采出液组分复杂,H_2S、CO_2溶解性气体含量高,油井套管腐蚀速度快,严重影响了油井正常生产。通过以元城油田采出水为基液,开展了H_2S、CO_2、O_2单一气体和三种气体共存状态下,不同浓度对油井腐蚀速度的影响情况的分析研究,并取得了一些认识:H_2S、CO_2单一气体腐蚀速度存在极限值,含氧后钢腐蚀速度随含氧量增加而增加;另外,在三种溶解气体共存体系中,起主要因素的是H_2S,其次是CO_2和O_2。     

抽油机井杆管防偏磨技术研究

随着油田的开发,区块综合含水不断上升,高含水的产出液使抽油杆和油管间的润滑条件恶化,加剧了油井偏磨现象。通过近几年对江汉油田五七作业区的作业现场跟踪发现,有偏磨现象的油井随着区块综合含水的上升不断增加,五七作业区自2012年开始实施重拳组合,不断提高防偏磨综合治理技术水平,近两年来收到了明显的治理效果,在含水不断上升的情况下,有效减缓了油井的偏磨程度和速度。     

应用橇装分离切水装置缩减掺水规模

针对常规的集中脱水、双管伴热工艺运行时,规模较大的伴热掺水在油井与联合站之间长距离循环往复输送、分离、脱水、增压、加热,能耗高、运行成本高,以及因掺水长期处于高温状态,而造成掺水管网腐蚀结垢严重、维护成本高等问题,试验研制了一种橇装油水就地分离切水回掺装置。利用橇装油水就地分离切水回掺装置,将部分油田区块内高含水、高产液温度油井产出液经过现场油气水分离,就地切出部分采出水,经现场离心泵增压、计量后直接输送至附近需要伴热掺水的低含水油井。既达到了减小低含水油井集输阻力的目的,又提高了系统效率,降低能耗,节约了占地面积。     

油田注入水环境下套管腐蚀失效分析

中原油田属于极复杂断块油田，其产出水矿化度高，细菌含量高造成油井套管腐蚀严重。应用水体改性技术很好地抑制了腐蚀。但是随着细菌适应了环境，产生了极大的抗药性，注入水细菌含量超标。通过SPB等检测对中原油田套管腐蚀产物分析出套管腐蚀失效的主要原因。并且在现场对污水处理工艺进行了有效改进。