中原油田套管内腐蚀机理及腐蚀控制技术

套管腐蚀问题严重制约着中原油田的发展。通过套管腐蚀调查与腐蚀机理研究发现,中原油田注水井套管普遍存在严重内腐蚀,SRB细菌是腐蚀的主要影响因素。油井套管内腐蚀较轻,其中HCO3-在油井套管内腐蚀因素中占主要地位。针对造成套管内外腐蚀的主要原因,研究了套管内腐蚀控制技术。对于油井套管内腐蚀,研制了GHJ高效油井缓蚀剂及固体缓蚀剂;对于注水井套管内腐蚀,研究了高pH值注入水定期洗井技术与环空保护液XHK-1、XHK-2。现场应用证明,套管腐蚀控制技术有效地减缓了油水井腐蚀速度,改善了油水井井况,取得了明显的社会和经济效益。     

中原油田油水井套管损坏机理分析及防治技术

探讨中原油田油水井套管损坏的有效防治途径。方法：对中原油田油水井套管损坏状况进行统计，归类，并对形成套管损坏的因素和损坏的机理进行分析，理论计算和室内实验。套管损坏的成因分为盐膏层蠕变、不恰当的射孔密度，注入水水窜诱发泥岩膨胀和少数断层复活，套管管柱设计不合理，油田高压注水及地层高矿化度水腐蚀等。     

中原油田文23气田气井腐蚀因素研究

通过对气井水分析、气分析和腐蚀速度测试 ,研究了中原油田文 2 3气田气井腐蚀的主要原因。结果表明 ,气井的腐蚀主要是由于CO2 的酸性腐蚀所引起 ,而H2 S和细菌腐蚀并不严重。产量大、压力高的气井腐蚀较严重 ,应采取防护措施     

确定气井腐蚀因素的四种方法

1．从产出水性质看腐蚀因素 中原油田气井产出水的水体性质有三个特点：（1）CO2含量高。气井产出水CO2一般在300mg／L以上。     

中原油田采油污水腐蚀因素研究

根据中原油田水质分析和腐蚀监测结果，应用灰关联分析方法对影响中原油田采油污水腐蚀的众多因素进行了分析。根据灰关联度的计算结果可知：影响中原油田采油污水腐蚀的主要因素为HCO3^-浓度、pH值、SRB、TGB和∑Fe含量，探讨了这些因素对腐蚀的影响规律。通过对中原油田采油污水处理前、后的水质与腐蚀性比较可知：提高采油污水的pH值，控制SRB及TGB含量，降低∑Fe浓度，对于降低腐蚀速率意义重大。灰关联分析结果与实际情况较为吻合。     

某区块油井套管腐蚀破坏机理及防护措施研究

为了研究国内某区块油井套管破损的机理及防治措施,采用对比分析方法对油井采出水组分及油管内外壁腐蚀层、固井质量与套管破损失效模式进行了系统研究,并对J55钢在模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:该区块油井采出液CO2含量高,且存在硫酸盐还原菌（SRB）及少量O2,腐蚀产物含有FeCO3,腐蚀方式以CO2为主,伴随有细菌腐蚀和微量的氧腐蚀;油管的外壁和套管的内壁所处介质相同,由油管外壁腐蚀严重,得出套管内壁的腐蚀也应严重,则套破主要由套管内腐蚀发生。在套管破损机理分析之上,针对性的筛选出了一种桐油咪唑啉缓蚀剂,对CO2腐蚀控制提供理论依据。     

腐蚀监测技术在中原油田的应用

建立一整套腐蚀监测技术,对整个生产系统进行腐蚀调查及腐蚀监测的研究,明确了产出水是中原油田腐蚀的主要原因;从而采取有效措施狠抓水质处理工作,使注入水达到注入水水质标准,从源头控制了腐蚀因素的形成;使中原油田的腐蚀控制工作卓有成效.     

含油污水处理在中原油田防腐中的作用

中原油田回注污水矿化度高(40～150g／L)，钙镁离子含量高(4～6g／L)，呈酸性，pH值6．0～6．5，腐蚀性很强，污水处理和注水管线、设备腐蚀严重。列表给出了中原油田12座污水处理站来水(油田产出水)的离子组成和2001～2002年5个季度腐蚀速率监测数据。介绍了1994年以来开发的使水质完全达标的两项注入水处理技术：将污水pH值提高至8．0～9．0，絮凝，稳定化的水质改性技术，1997年已全部在12座污水站应用，处理中产生大量污泥，高pH值下的结垢性是一个受到关注的问题；在pH=7．0条件下用过氧化物预处理、混凝的强氧化预处理技术，使污泥量减少50％以上，结垢倾向减轻。中原油田注入水的年平均腐蚀速率已由0.705mm/a(1994)降至0．0986mm／a(2001)。接近行业标准推荐值≤0．076mm／a。注入水引起的腐蚀已大大减轻。表6参3。     

注水井套管腐蚀损坏的FAT分析

通过现场调研及相关资料建立了注水井套管腐蚀事故树,以求出最小割集.定量计算了各基本事件的结构重要度及重要度排序,确定了影响腐蚀的主要因素.结果表明,控制套管内的温度和注入水中的氧气、铁细菌含量是控制套管腐蚀的重要途径.     

油井缓蚀剂的现场应用

1.油田腐蚀状况简述 中原油田(文明寨、卫城、马寨断块油田)自1982年投入开发,目前有计量站66座,生产油井580口,综合含水达86％,产出水具有“五高一低”的特点:即产出液含水高、矿化度高、Cl~-含量高、CO_2含量高、H_2S含量高、pH值低。产出液强腐蚀性造成管网穿孔,管杆泵腐蚀,油     

中原油田气举井油套管腐蚀原因分析

采用Ｘ射线衍射分析、电子探针显微分析和硫酸盐还原菌分析检测,对中原油田气举井文１３－１２７井套管及文１３－２５７井油管管材、腐蚀产物和两口井的水质进行了检测分析并做了窝蚀试验。结果表明,中厚油田气举井产出水高矿比度及含ＣＯ２是发生瘸蚀的主要原因;油管螺纹处存在缝隙、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的另一原因。采取涂防腐螺纹油和在油井环空投加缓蚀剂已见到明显防腐效果。     

油田回注水微生物腐蚀贡献率的研究

通过高温蒸汽灭菌、离心除菌和过滤除菌3种方法考察胜利油田宁海区回注水去除细菌后的腐蚀变化情况,研究微生物在回注水腐蚀中的贡献率。结果表明,高温蒸汽灭菌法能完全杀灭细菌,但同时会改变水的化学性质;离心除菌法虽不改变水的化学性质,但不能完全去除细菌;过滤除菌法既不改变水的化学性质,又能全部去除细菌,能较好地用于反映微生物在腐蚀中的作用。研究结果表明,微生物在宁海区回注水腐蚀中是主导因素,对腐蚀的贡献率达到57%～72%。     

陇东地区生产套管腐蚀现状调查分析

通过对长度石油勘探局陇东地区油水井生产套管的综合调查,就陇东地区套管腐蚀问题从固井、套管材质、地层岩性、水质等方面进行了比较全面的统计分析。认为长庆油田陇东地区油水井生产套管的腐蚀严重度,与油水井所在地区有很大的关系,区域性水质的差异,使得不同地区与油田的套管腐蚀严重存在在较大的差别。提高固井质量,选择合适的套管是解决生产套管腐蚀的行之有效的办法之一。     

中高含水井油套管碱性缓蚀技术

针对中高含水油井采出水矿化度高、SRB(硫酸盐还原菌)发育及H2S、CO2含量较高易在油井井筒形成酸性环境,导致油套管腐蚀速度加剧的情况,研究了经济实用的非对称性NYS-9碱性防腐技术,在长庆陇东油田进行了现场试验。室内评价试验和现场应用结果表明,这种含氮的杂环化合物,能有效抑制含H2S、CO2及SRB的高矿化度水中N80油套管的腐蚀,同时通过添加硫脲及表面活性剂对目标分子的复配,使缓蚀效率进一步提高。该技术的开发对下一步中高含水油井油套管防腐治理具有良好的借鉴和指导意义。     

花园油田套管腐蚀损坏的实验研究

在了解花园油田套管腐蚀损坏状况后，我们在室内进行了地层水不含ＣＯ２及含ＣＯ２的腐蚀实验。结果表明，荆沙组地层水含ＣＯ２是该油田套管腐蚀损坏的主要原因。     

大港南部油田套管腐蚀机理及预防对策评价

大港南部油田油水井套管腐蚀严重,已严重影响到注采开发井网完善和整体开发效益,也给所处地区带来安全环保隐患。结合腐蚀产物、腐蚀介质室内实验,在系统研究套管腐蚀机理的基础上,对目前常用的套管腐蚀预防技术进行了评价,优选出有机内涂层套管作为套管腐蚀预防技术对策,并结合油水井工作环境,重点开展了涂层耐磨性、附着力、硬度、柔韧性、抗冲击性、耐腐蚀性及耐温耐压性等室内评价,为该技术进入现场实施奠定了基础。现场应用表明,该项技术的应用可确保油水井的井筒完整性,消减套损井的潜在安全环保隐患。     

监测套管技术状况新技术

中原油田受地下高温、高压、高矿化度等自然因素的影响以及增注、增产措施的实施,油、水井套管的技术状况日益恶化,套管损坏井数每年达150～200口井,套管技术状况的监测工作日趋重要.介绍一种监测套管技术状况的新技术--18臂井径成像测井技术.该技术可提供井壁立体图,直观准确地反映套管状况,如套管变形、腐蚀穿孔和错断等.