油田领域的腐蚀与防护

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油井的腐蚀原因与防护措施研究

油井的腐蚀原因与防护措施研究

油井的腐蚀原因与防护措施研究摘要:随着油田的持续开发,油井综合含水逐年上升,目前采油厂处于高含水开发生产阶段,综合含水达到94.3%。

由于后期含水上升,同时受高矿化度、管杆材质等综合因素影响,油井腐蚀现象日趋严重。

油井腐蚀是指井下金属设备与产出液直接接触形成腐蚀电池而产生的腐蚀现象,能够造成管漏、杆断、泵漏而躺井。

随着油管配套的完善,井筒腐蚀问题逐步向抽油杆与抽油泵上转移,其中腐蚀杆断的井数和比例都逐年升高。

油井腐蚀现象是多因素交互作用下的结果,因此,对其形成的原因、腐蚀的程度及防腐的措施进行全方位的把控相当困难。

因此加强油井的腐蚀原因与防护措施研究至关重要。

关键词:油井;腐蚀;机理分析;防腐措施1油井腐蚀研究现状腐蚀是材料与环境反应引起的材料破坏与变质,它存在于各行各业,引起经济损失也是引人注目的。

腐蚀是造成石油工业中金属设备的主要原因之一,它加剧了设备及管道的损坏和人员伤亡,造成了石油生产中停工、停产和跑、冒、滴、漏等事故;并且污染环境,损害人民健康;导致产品流失,增加了石油产品的成本,有的已影响正常的石油生产。

我国很早便开始着手对油气田井下油管的腐蚀展开研究,主要包括腐蚀的环境、影响因素及防腐措施等几个方面。

王明辉等人通过室内实验,针对某油井中的套管在H2S与CO2共存条件下的腐蚀情况开展了研究,精确评估了管材的使用寿命。

贺海军等人结合灰色关联法,对油井套管开展了防腐模拟评价室内实验,通过定量分析管材的安全服役寿命对其进行了优选。

赵健等人提出了深层油井管材阴极保护计算公式,通过计算和推导得出,在一定的误差范围内,这种计算方法能够为深层油井管材保护提供可靠的数据,具有一定的实用性和可靠性。

当前,我国对不同储层物性油田的腐蚀问题进行了大量的研究,在防腐技术方面已相当成熟,当然,这只是油井防腐万里长征的第一步,要想真正意义上把油井防腐工作搞扎实,必须对其腐蚀的影响因素、腐蚀环境、形成原因及腐蚀监控等相关工艺技术进行更深人的分析和研究。

油气田腐蚀防护技术综述

油气田腐蚀防护技术综述

[收稿日期]2008208205 [作者简介]吕瑞典(19562),男,1982年大学毕业,教授,现从事石油矿场机械的教学和科研工作。

油气田腐蚀防护技术综述 吕瑞典,薛有祥 (西南石油大学,四川成都610500)[摘要]通过查阅大量油气田腐蚀防护相关文献,总结归纳了油气田经常使用的腐蚀防护技术,简要介绍了一些防腐新技术,并对油气田的腐蚀防护提出了些许建议,旨在提高油田腐蚀防护水平,加强腐蚀防护研究与应用,为安全生产提供一个强有力的支撑。

[关键词]油气田;腐蚀防护;防腐技术;技术研究;井下设备[中图分类号]TE980[文献标识码]A [文章编号]100029752(2008)05203672031 油气田腐蚀防护油气田腐蚀往往造成重大的经济损失、人员伤亡和环境污染等灾难性后果,1969年英国Hoar 报告报道,英国每年因腐蚀造成的经济损失估计不少于23165亿英镑[1]。

我国对腐蚀损失统计表明,腐蚀造成的损失占国民经济的3%,对石油石化行业约在6%左右[2]。

据国外权威机构估计,如果腐蚀技术能够得到充分应用,腐蚀损失的30%~40%是可以挽回的[1]。

由此可见,提高腐蚀防护技术,加强腐蚀防护的研究与应用,不仅为安全生产提供一个强有力的支撑,而且给石油工业带来巨大的经济效益。

笔者通过总结,归纳出了目前油气田应用的7种主要腐蚀防护技术,并对油气田如何采用腐蚀防护措施提出拙见。

2 腐蚀防护技术在油气田的应用油气田腐蚀类型众多,腐蚀状况严峻。

其腐蚀有3个显著的特点:气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质;高温或高压环境;H 2S 、CO 2、O 2、Cl -和水为最主要的腐蚀介质。

现场一般采用如下7种腐蚀防护措施。

211 正确选材根据油气田实际腐蚀因素,正确选材对降低事故发生,提高工作效率意义重大。

如长庆油田[3]针对油井油管腐蚀穿孔断裂十分严重的状况,选用了高Cr 、Mo 低S 、P 耐腐蚀合金油套管,以提高井下管柱的抗蚀能力。

油气田的腐蚀与防护 ppt课件

油气田的腐蚀与防护  ppt课件
孔内小阳极,促进腐蚀向深度方向 发展
(a)
(b)
图2.1 P110试样表面腐蚀产物膜结构和特征。(a)呈现蜂窝状腐 蚀,(b)口小底大烧瓶型
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5. 温度对二氧化碳腐蚀机理的影响
低温,腐蚀产物膜 中 温 , 100oC 左 右 ,高 温 , 约 大 于
少,均匀腐蚀
膜局部破裂,局部 150oC , 膜 致 密 ,
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3.二氧化碳腐蚀常见形态
– 国际研究普遍认为:
CO2局部腐蚀有以下三种典型机理 – 台地状腐蚀 – 蜗旋状腐蚀 – 点状腐蚀 – 我们研究发现,腐蚀后试样表面呈现为图2.1所示的蜂窝状和 底 大口小的烧瓶型点状腐蚀
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4.微观腐蚀形态
(a)
闭塞电池效应很强:外大阴极,
(1-1)
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几种典型腐蚀介质的腐蚀速率对比图
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三 二氧化碳腐蚀简介
1. 反应机理: 阳极反应机理 Fe=Fe2+ +2e
Fe + HCO3-=FeCO3 +2e+H+ Fe+CO32-=FeCO3 +2e 也有认为初始腐蚀产物为Fe(OH)2,或Fe(HCO3)2 Cr+ 3OH- =Cr(OH)3+ 3e
» —— 高温和/或高压环境
» —— H2S、CO2、O2、Cl-和水分是主要腐蚀物质
» H2S、CO2、O2 是 腐蚀剂
» 水
是 载体
» Cl-
是 催化剂
– 就H2S、CO2和O2三种腐蚀剂来说,其腐蚀速率相对

关于石油工程建设腐蚀与防护标准

关于石油工程建设腐蚀与防护标准

石油工程建设腐蚀与防护标准号标准名称 SY/T 0072-93 管道防腐层高温阴极剥离试验方法标准 SY/T 0078—93 钢质管道内腐蚀控制标准(含有:标准条文说明) 管道防腐层环状弯曲性能试验方法管道防腐层自然气候暴露试验方法 SY/T 0086—2003 阴极保护管道的电绝缘标准 SY/T 0087- 95 钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准序号 0102030405060708091011121314151617 范 18 19 20 21 2223242526 2728 29 30 31 32 33 34 3536SYJ0007-1999 钢质管道及储罐防腐蚀工程设讣规范 SY/T 0017—96 SY/T 0019—97 SY/T 0023—97 SY/T 0026—1999 埋地钢质管直流排流保护技术标准 埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护时间规范 埋地钢质管道阴极保护参数测试方法 水腐蚀性测试方法 SY/T 0029—98 埋地钢质检查片腐蚀速率测试方法 SYJ 0032—2000 SYJ 0036—2000 埋地钢质管道交流保护技术标准 埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范 SY/T 0037—1997 SY/T 0038—1997 SY/T 0039—1997 SY/T 0040—1997 SY/T 0041—1997 SY/T 0042—2002 SY/T 0043—1996 SY/T 0047—1999 SY/T 0059—1999 管道防腐层阴极剥离试验方法 管道防腐层特定可弯曲性试验方法 管道防腐层化学稳定性试验方法 管道防腐层抗冲击性试验方法(落锤试验法) 管道防腐层与金属粘接的剪切强度试验方法 防腐蚀工程经济计算方法标准 油气田地面管线和设备涂色标准 原油处理容器内部阴极保护系统技术规范 控制钢制设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规 SY/T 0060—92油田防静电接地设计规定 SY/T 0061-92埋地钢质管道外壁涂覆有机覆盖层技术规定 SY/T 0062—2000SY/T 0063—1999SY/T 0064—2000SY/T 0065—2000SY/T 0066—1999 管道防腐层针入度试验方法(钝杆法) 管道防腐层检漏试验方法 管道防腐层水渗透性试验方法 管道防腐层耐磨性能试验方法(滚简法) 钢管防腐层疗度的无损测量方法(磁性法) SY/T 0067—1999 管道防腐层耐冲击性试验方法(石灰石落下法) SY/T 0084—94 SY/T 0085—94 SY/T 0088—95 钢质储罐罐底外壁阴极保护技术标准 SY/T 0094—1999 SY/T 0095—2000 SY/T 0096—2000管道防腐层阴极剥离试验方法(粘接电解槽法) 埋地镁牺牲阳极试样试验室评价的试验方法 强制电流深阳极地床技术规范 SY/T 0526. 1-22-93 (22个标准) 煤焦油瓷漆覆盖层底漆干提取物 灰分测定油 石 01 02 03工程建设施 SY/T 0306—96 SY/T 0315—97SY/T 0319—98 滩海石油丄程热工釆暖技术规范 钢质管道熔结环氧粉末涂层技术规范 钢质储罐液体环氧涂料内防腐层技术标准04 SY/T 0320—98 钢质储罐氯磺化聚乙烯外防腐层技术标准05 SY/T 0321—2000 钢质管道水泥砂浆衬里技术标准06 范07 SY/T 0323—2000 玻璃纤维增强热固性树脂压力挂表道施工及验收规SY/T 0326—20 02 钢制储罐內衬环氧玻璃钢技术标准08 SY/T 0379—98 埋地钢质管道煤焦油瓷漆外防腐层技术标准09 SY/T 0401—98 输油输气管道线路工程施工及验收规范10 SY/T 0407—97 涂装前钢材表面预处理规范11 SY/T 0413—2002 埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准12 SY/T 0414—98 钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准13 准14 SY/T 0415—96 埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标SY/T 0420—97 埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准15 SY/T 0422—97 油田集输管施工及验收规范16 SY/T 0442—97 钢质管道熔结环氧粉末内涂层技术标准17 SY/T 0447—96 埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准18 SY/T 0457—2000 钢质管道液体环氧涂料内防腐层技术标准19 作20 SY/T 0468—2000 石油建设工程质量检验评定标准防腐保温钢管制SY/T 0546—96 腐蚀产物的采集与鉴定21 SY/T 0599—97 天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求22 SYJ 4006—90 长输管道阴极保护工程施工及验收规范23 SY 4056-93 石油天然气钢质管道对接焊缝射线照相及质量分级24 SY 4065-93 石油天然气钢质管道对接焊缝超声波探伤及质量分级25 SY/T 4074—95 钢质管道水泥砂浆衬里涂敷工艺26 SY/T 4075—95 钢质管道粉煤灰水泥砂浆衬里离心成型施丄匸艺27 SY/T 4076—9 5 钢质管道液体涂料内涂层风送挤涂工艺28 SY/T 4077—95 钢质管道水泥砂浆衬里风送挤涂工艺29 SY/T 4078—95 钢质管道内涂层液体涂料补口机补口工艺30 SY/T 4080—95 管道、储罐渗漏检测方法31 SY/T 4091—95 滩海石油丄程防腐蚀技术规范32 SY/T 4092—95 滩海石油工程保温技术规范01 SY/T 5856—93 油气田电业带电作业安全规程02规定SY/T 5984—94 油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查03 SY/T 6360—97 易燃、可燃液体常压储罐的內外灭火04 SY/T 63 19—97 防止静电、闪电和朵散电流引燃的措施05 SY/T 6340— 98 石油工业防静电推荐作法06 SY/T 6460—2000 易燃和可燃液体基本分类07 SY/T 6536—2002 钢质水罐內壁阴极保护技术规范、石油仪器仪表专业01 SY/T 6368—98 地下金属管道防腐层检漏仪二、采油采气专业01 SY/T 5273—2000 油田采岀水用缓蚀剂评价方法01 HG 20520—92 玻璃钢/聚氯乙烯(F R P/PVC)复合管道设计规定 02 HG/T 21633—91 玻璃钢管和管件 03 HG/T21636—87 玻璃钢/聚氯乙烯(F R P/PVC)复合管和管件 04 HG/T 21579—95 聚丙烯/玻璃钢(P P/F R P )复合管及管件 05 HG 20538—92 衬塑(PP 、PE 、PVC)钢管和管件 06 HG/T 21562—94 衬聚四氟乙烯钢管和管件 07 HG 20539—92 增强聚丙烯(FRPP)管和管件 08 HG/T 21561—94 丙烯月青-丁二烯-苯乙烯(ABS)管和管件 09 HG 21501—93 衬胶钢管和管件 10 HG/T 20679-90 化工设备、管道外防腐设计规定 11 HG/T 2642—94 不透性石墨材料抗拉强度试验 12 HG/T 21609—96 管法兰用聚四氟乙烯-橡胶复合垫片 13 HG/T3668—2000 富锌底漆 14 涂料工业用原材料技术标准手册 标 准、资料名称 化工防腐标准 序号 标准号一、工艺系统、工艺管道、化学工程、模型专业 0203 04三、 序号 01 02 SY/T 5405—96 SY/T 6301—97 SY/T 5951—94 油田化学专业 标准号 标 SY/T 5756—95 SY/T 5885—93 酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指针 油田采出水用缓蚀剂通用技术条件 环氧酚醛防腐油管技术条件 准、资料名称 SL-2系列缓蚀阻垢剂 酸化用高浓度盐酸缓蚀剂 四、 油气储运专业010203 04 SY/T SY/T SY/T SY/T 5918— 94 5919— 94 6151— 95 6063—94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 埋地钢质管道干线电法保护技术管理规程 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法 埋地钢质管道防腐绝缘层电阻率现场测量技术规定 五、 海洋序号 01 六、 010203 标 SY/T10008-2000 石油劳动定 SY/T 5495-97 SY/T 6217-96 SY/T 5738-95 准号 标 准、资料名称 海上固定式钢质石油生产平台的腐蚀控制 长输管道敷设丄程劳动定额 长输管道输油设备维修劳动定额 采油设备修理劳动定额七、 石油钻井 01 SY/T 5390-91八、 石油管材01 SY/T 6530-2002 中国石油天然气集团公司 0102 03钻井液腐蚀性能检测方 法 钻杆腐蚀环法 Q/CNPC Q/CNPC Q/CNPC 37- 2002 38- 2002 79-2002 非腐蚀性气体输送管线管内涂层(Q/CNPC)企业标准 非腐蚀性天然气输送管内壁覆盖层推荐做法 埋地钢质管道双层熔结环氧粉末外涂层规范 埋地钢质管道再生橡胶防腐层技术标准二、设备专业01 HG 20640—97 塑料设备02 HG 20536—93 聚四氟乙烯衬里设备03 HG/T 20676—90 砖板衬里化工设备04 HG/T 20677—90 橡胶衬里化工设备05 HG/T 20678—2000 衬里钢壳设计技术规定(新)06 HG/T 20671—89 铅衬里化工设备07 HG/T 20696-99 玻璃钢化工设备设计规定08 CD 130A 8-87 钛制设备设计规定09 CD 130A 9-87 钛制设备技术条件三、土建专业、劳动定额01 HG/T 20587—96 化工建筑涂装设计规定02 ASZ系列改性沥青卷材防水、防腐蚀工程技术规程03 LD/T 76.8-2000 化工安装工程防腐、绝热劳动定额04 LD/T 76.1-2000 化工安装工程设备安装劳动定额05 LD/T 76.2-2000 化工安装工程金属构件制作、安装劳动定额06 LD/T 76.3-2000 化工安装工程金属容器制作、安装劳动定额07 LD/T76. 11-2000 化工安装工程筑炉劳动定额四、电气专业01 HG/T 20666-99 化匚企业腐蚀环境电力设计规程五、自控专业01 自控设计防腐蚀手册六、施工安装、验收标准规范01 HGJ 229—91 工业设备、管道防腐蚀丄程施工及验收规范。

油气田CO2腐蚀及防控技术

油气田CO2腐蚀及防控技术

油气田CO2腐蚀及防控技术摘要:在油气田开发中,大力开展二氧化碳驱油技术以提高采收率,该技术不仅适合于常规油藏,尤其对低渗及特低渗油藏,有明显驱油效果。

目前大港油田已规模实施二氧化碳吞吐,取得了显著成效,但CO2导致严重腐蚀问题,研究腐蚀机理及防控技术尤其重要,以形成一套完整有效的防腐技术。

关键词:CO2;腐蚀机理;影响因素;防控技术随着油田二氧化碳吞吐技术的规模实施,腐蚀问题越来越严重,在吞吐和开井生产过程中采取相应的防控措施至关重要。

CO2腐蚀防治是一项系统工程,需要先研究其腐蚀机理及腐蚀情况,采用多种防腐技术,以起到对油杆、油管、泵以及地面集输系统的有效保护。

目前大港油田研究形成了以化学防腐技术为主、电化学保护和材料防腐为辅的防控技术,可实现井筒杆管、套管、地面管线设备的全流程防护。

1CO2腐蚀机理CO2腐蚀机理可以简单理解为CO2溶于水后生成碳酸后引起的电化学腐蚀。

由于水中的H+量增多,就会产生氢去极化腐蚀,从腐蚀电化学的观点看,就是含有酸性物质而引起的氢去极化腐蚀[[1]]。

腐蚀机理主要分为阳极和阴极反应两种。

在阴极处,CO2溶于水形成碳酸,释放出H+,它极易夺取电子还原,可促进阳极铁溶解而导致腐蚀。

阳极反应:Fe → Fe2+ + 2e-阴极反应: H2CO3→ H+ + HCO3-2H+ + 2e → H2↑碳酸比相同pH值下的可完全电离的酸腐蚀性更强,在腐蚀过程中,可形成全面腐蚀和局部腐蚀。

全面研究二氧化碳的腐蚀机理十分关键,2CO2腐蚀影响因素二氧化碳对金属材料的腐蚀受多种因素影响,有材质因素、压力、温度、流速、pH、介质中水和气体、有机酸、共存离子、细菌腐蚀等,本文主要介绍三种重要因素。

2.1 二氧化碳压力碳钢等金属的腐蚀速度随二氧化碳分压压力增大而加大,溶于水介质中CO2的含量增大,酸性增强,H+的还原反应就会加速,腐蚀性加大。

通过高温高压动态腐蚀评价来验证压力的影响,选取二氧化碳不同压力作为试验条件,对采出液在不同压力下评价腐蚀性。

油水井腐蚀原因分析及防护

油水井腐蚀原因分析及防护

油水井腐蚀原因分析及防护随着我国经济的发展,对石油的需求量也越来越大,使得我国的石油行业面临越来越大的压力和挑战。

石油公司不断研发石油开采技术,增加石油的开采量。

目前,我国的石油开采技术在国际上已经属于领先的地步,但是,开采技术仍然存在不足之处,需要进行改进。

本文主要介绍了石油开采中油水井腐蚀的原因以及一些防护措施。

标签:石油开采;油水井;腐蚀原因;防护措施前言油水井即是依靠油机和井下有杆泵将油从地表才到地面的油井。

油水井在使用过程中会逐渐地堆积水垢,又由于油井的工作环境复杂恶劣。

油井中的水垢会越积越多,最后形成腐蚀,腐蚀后会在井管上留下垢物。

当油井遭到腐蚀后,会影响油井的使用效果,降低开采效率,以及油田的经济效益。

所以针对油水井的腐蚀,应该采取合理有效的防护措施,使油水井免遭腐蚀侵蚀,从而可以延长油水井的使用寿命,提高油水井的开采效率,增加经济效益。

要想找到合适的防护措施,首先必须找到油水井腐蚀的原因,从而根据油水井腐蚀的原因找到相应的防护措施,才能使油水井免受腐蚀。

1、油水井的腐蚀现象通过对油水井腐蚀现象进行研究可以得出油水井腐蚀的原因。

目前,从我国已经腐蚀的油水井井下的腐蚀现象中发现油水井腐蚀的现象最为严重。

油水井的腐蚀情况主要有以下几种,油管抽油杆遭到腐蚀,严重者还会断裂,使石油开采工作难以进行。

套管上腐蚀物卡泵,影响油水井的使用效果,还有一种就是套管穿孔。

据相关考察资料发现油水井的井管随着井下的深度增加腐蚀程度也在逐渐增加。

当深度超过3000米,油井井管的内壁上几乎都是垢物,几乎快完全堵塞了井管。

井管中的腐蚀物主要是铁的氧化物。

垢物在井管上给油田的开采带来了困难,不但降低了油田开采的效率,还会浪費能量,增加成本。

而且还会损失油水井自身,更换油水井的井管不仅浪费时间依然会增加成本。

2、油水井的腐蚀原因油水井的腐蚀原因从腐蚀的现象中可以看出,也可以从腐蚀物的化学成分中分析出来。

油水井的腐蚀原因主要有以下几个方面。

闵桥油田输油管线腐蚀原因分析与防护

闵桥油田输油管线腐蚀原因分析与防护

闵桥油田输油管线腐蚀原因分析与防护摘要:通过对闵桥区块的输送介质和腐蚀产物的分析,查找输油管线腐蚀穿孔的原因,认为腐蚀与输送介质中Cl-、HCO3-、H2S有关。

综合对比分析现有的几种防护方法,认为较好的方法是对管线内壁做防护层和衬里。

关键词:输油管线水分析腐蚀产物防护1 情况简介闵桥区块,现有油井91口,其中89口已见水。

日产液553t,日产原油123t。

近年来该区块的输油管线腐蚀严重,闵13至闵39长输管线,管线材料为20#钢,规格Φ133mm×5mm,全长6800m,流程走向示意图如图1所示,管线于在2003年9月至2003年12月分三次更换,到2006年累计发生穿孔16次;其中过闵24站后管线腐蚀严重,现对水平铺设的埋地管线壁厚进行检测,情况如图2、图3、图4所示。

发现上部腐蚀较轻,中下部腐蚀较重,5mm壁厚管线腐蚀后的下部管壁剩余厚为1.58mm,上部管壁剩余厚为3.56mm。

2 测试2.1 试验方法3.4 H2S的影响伴生气中含有H2S气体,这种气体可以直接造成严重的腐蚀,化学反应式如下所示:Fe+H2S→FeS+H2↑(渗入金属内部)以上分析直接说明了闵桥输油管线腐蚀穿孔原因:管线在运行温度和流速条件下,内部的流体处于平流状态,带有腐蚀成分的地层水主要在管线中下部流动,其中含有的Cl-、CO2、H2S造成了管线中下部发生均匀腐蚀和点腐蚀,其中Cl-造成点腐蚀,HCO3-使中下部管壁均匀变薄,反应释放出H2引起金属发生渗氢腐蚀。

4 腐蚀防护对策通过研究发现闵桥输油管线腐蚀穿孔主要为发生在平直管道中下部位的内腐蚀。

目前使用的防腐蚀技术大致有如下几类:合理选材、阴极保护、添加缓蚀剂、管道防护层和衬里等。

4.1 耐蚀材料近年来非金属耐蚀材料发展很快,如玻璃钢管材,很适合用于腐蚀性强的环境。

但玻璃钢管线也存在一些问题。

一是玻璃钢管线用在输油管线上时保温差存在结蜡现象。

二是由于管线长期运行,有可能使管线产生周期轴向串动磨损外壁,易造成破损。

油气田开发中的腐蚀及防护技术

油气田开发中的腐蚀及防护技术

油气田开发中的腐蚀及防护技术摘要:油气田是重要的能源资源,而腐蚀是影响油气田开发的重要因素之一。

本文主要介绍了油气田开发中的腐蚀及防护技术,包括腐蚀的类型、腐蚀的危害以及防腐技术的发展和应用。

同时,本文还探讨了目前油气田开发中存在的腐蚀防护技术的问题和挑战,以及未来的发展方向和趋势。

关键词:油气田;开发技术;防腐蚀;防护技术前言:腐蚀是油气田开发过程中一个普遍存在的问题,对于油气生产设备的损坏和磨损会带来不良影响,导致生产效率的降低、安全隐患的增加以及生产成本的增加等。

因此,对于腐蚀的预防和控制是油气田开发过程中至关重要的一环。

本文将重点介绍油气田开发中的腐蚀及防护技术,旨在为油气田开发工作提供指导和借鉴。

一、油气田开发中的腐蚀问题(一)腐蚀的类型及危害在油气田开发过程中,常见的腐蚀类型包括化学腐蚀、电化学腐蚀和微生物腐蚀等。

这些腐蚀类型都会对油气生产设备的材料造成不同程度的损害和磨损,从而影响生产效率和安全性。

例如,化学腐蚀会导致设备表面的金属材料逐渐腐蚀、破损,降低其强度和韧性;电化学腐蚀则会引起电流在设备表面流动,形成电池腐蚀,加速金属材料的腐蚀速度;微生物腐蚀则是由微生物产生的酸、氧化剂等物质引起的金属材料腐蚀[1]。

这些腐蚀问题对油气田的开发和生产都带来了诸多的危害,如设备寿命缩短、设备维修费用增加、生产效率降低以及安全风险增大等,因此腐蚀防护技术的研究和应用至关重要。

(二)腐蚀对油气田开发的影响腐蚀是油气田开发中常见的问题,对设备和管道等关键设施的腐蚀和磨损,会直接影响到油气开采的效率和安全性。

腐蚀引起的管道、设备破损和泄漏,不仅会造成资产损失,还会对环境和人员的安全造成威胁。

同时,腐蚀会降低油气开采的效率,增加生产成本,因为需要花费更多的时间和资源来维修和更换受损的设备。

此外,腐蚀还会导致开采设备的寿命缩短,给油气田的开发带来不可忽视的负面影响。

因此,对腐蚀问题的解决和防护技术的研究,是保障油气田开发安全、高效的重要保证。

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you田领域的腐蚀与防护一微生物腐蚀机理微生物腐蚀是因为微生物代谢产物与金属离子相互作用发生化学反应而产生的一种腐蚀现象。

研究者普遍认为MIC不是由于单个有机体造成的,而是不同微生物菌落通过复杂的化学反应形成的。

相对于发生在金属表面的均匀腐蚀,MIC是一个局部化的腐蚀,通常先形成一个小的结节,然后会在结节下形成坑下腐蚀,结节内不同微生物会形成不同的生物膜,产生不同的化学反应,石you行业一般将硫酸盐还原菌(SRB)作为形成MIC的罪魁祸首。

微生物种类具有多样性,所产生的腐蚀机理也不尽相同,主要有以下3类:①菌落呼吸、发酵作用形成氧浓差电池;②产酸菌代谢产生的酸性物质引起的腐蚀;③生物矿化作用。

二微生物中细菌广泛存在于you田水系统中的微生物有硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)、腐生菌(TGB)、硫细菌、酵母菌、霉菌、藻类、原生动物等。

其中SRB、IB和TGB是主要的MEOR有害菌,它们通过微生物诱导腐蚀作用(MIC),腐蚀并阻塞金属材质的钻采设备和注水管线,降低you气质量的同时损害you层,并显著降低设备的效能和寿命,为原you加工带来一定的经济损失和困难。

(一)硫酸盐还原菌硫酸盐还原菌是兼性厌氧的卵圆形或短棒状单细胞微生物,革兰氏染色呈阳性,单极生鞭毛,硫酸盐还原菌可将硫酸盐,亚硫酸盐,硫代硫酸盐和亚硫酸盐硫,连二硫酸盐还原成硫化氢或氧化铁沉积。

SRB 广泛存在于污水处理系统、地下you水井、土壤中埋设管线的部位。

硫酸盐还原菌中脱硫弧菌属危害较大,可以利用乙醇或某些脂肪酸作为碳源和能源。

SRB是兼性厌氧菌,但SRB对氧还是极其敏感的。

在you 田中最适宜的生在温度范围为20~40℃。

SRB的pH值范围在5.5~9.0之间,最适宜的pH值范围为7.0~7.5,硫酸盐转化率最高达94.3%。

SRB可引起碳钢、不锈钢、铜合金的腐蚀。

(二)铁细菌铁细菌是一种好气异养菌,细胞形态多样,呈螺旋杆状、球状、杆状或椭圆状,其适宜的pH值为6~8,最适宜的温度为22~25℃。

以有机物为营养源,偏爱酸性环境中铁、锰的有机化合物。

能在氧化亚铁或高价化合物中起催化作用,通过铁代谢提供能量,碳酸盐作为碳源,4FeCO3+O2+6H2O→4Fe(OH)3+4CO2+能量,Fe2+转变为不溶性Fe(OH)3,附着于细菌的丝体或贮存于皮鞘的胶质物中,残体及菌落堆积形成大量棕色黏泥。

堵塞地层,加速Fe2+的产生,加快腐蚀作用,是公认的MEOR有害菌之一。

(三)腐生菌(saprophyte,腐生菌菌群简写为TGB)腐生菌为好气异氧菌的统称,通过分泌代谢产物及粘液形成生物垢阻塞钻采设备和注水管线,是you 田注入水重要的控制指标之一。

腐生菌中危害最为严重的为铁细菌,是检测杀菌剂效果时选用的菌种。

(四)硫细菌(sulfurbacteria,SB)硫细菌包括硫氧化菌和硫酸盐还原菌,但通常仅指硫氧化菌(Sulphur-oxidising bacteria),绝大多数是严格自养菌,除脱氮硫杆菌外(属于MEOR有益菌),均严格好氧,通过产酸对注水系统产生腐蚀作用,属MEOR有害菌。

可通过氧化S0、S2O32-、SO32-和若干S X O62-(x=3~6)产生强酸并维持自身代谢需要。

三以水质影响为主导的微生物诱导腐蚀作用(一)水质离子分析掺输水中对腐蚀影响较大的因素是高含量的Cl-、HCO3-、硫化物,其相关腐蚀成因如下:(1)Fe2++2Cl-→FeCl2;(2)Fe2++HCO3-→FeCO3+H+;(3)H2S+FeCl2→FeS↓(黑色)+2HCl;(4)H2S+FeCO3→FeS↓(黑色)+CO2+H2O从上式我们可知Cl-、HCO3-的反应产物FeCl2,FeCO3是可溶的,即当液体中的浓度一定时,化学反应可以达到动态平衡,而随FeS的沉淀,反应取向右侧进行,消耗铁离子;随碳酸氢根离子提供H+消耗,维持水质pH值稳定。

硫是生命有机体的重要组成部分,大约占总物质的1%,生物圈中含有丰富的硫,微生物参与地球化学循环包括:1)还原态无极硫化物的氧化;2)异化硫酸盐还原;3)硫化氢的释放(脱硫作用);4)同化硫酸盐还原。

地层中硫酸盐还原菌还原硫酸盐为H2S,H2S在硫酸盐还原菌胞内被结合到细胞组分中,即同化硫酸盐还原。

硫酸盐作为末端电子受体还原成不被同化的H2S,即异化硫酸盐还原(也称反硫化作用),电子供体一般为丙酮酸、乳酸、和分子氢。

硫循环示意图(二)“阴极去极化作用”主导的硫酸盐还原菌的腐蚀机制SRB可将SO42-、SO32-、S2O32-、S0、S2O42-、S x O62-(x=3~6)还原成H2S,不沉积铁的氧化物。

一般当硫化氢浓度达到16mmol/L时可以抑制SRB的生长,H2S可对硫酸盐还原菌产生毒性。

1934年荷兰科学家V on Wolzogen Kuhr初次提出“阴极去极化作用”,是腐蚀过程中的一个关键性步骤,阳极氧化Fe为Fe2+;阴极还原H+为氢气。

H2PO4-、HPO42-可提供反应所需H+,H2S同时具有阴极去极化、阳极去极化作用。

其阴极去极化作用公式为:阴极去极化离子反应关系图酸性条件下硫酸盐还原菌参与厌氧腐蚀的电化学过程示意图总反应式:4Fe+SO42-+4H2O→FeS+3Fe(OH)2+2OH-在无氧中性环境中,一个金属的电解质电位,不够充分低到去克服氢的超电位,不利于阴极去极化反应,使允许阴极表面氢的释放,腐蚀作用微弱。

另外,电解质处于缺氧环境中,直接氧化的阴极去极化作用不能发生,使氢原子覆盖在阴极,使腐蚀停止。

这种严重的腐蚀由硫酸盐还原菌起主导作用。

(1)SO42-+8H(原子)→SRB→S2-+4H2O;(2)Fe2++S2-→FeS↓;(3)Fe2++2OH-→Fe(OH)2↓;由SRB腐蚀机理可知,金属表面覆盖的疏松硫化铁薄膜,可加速腐蚀反应进程。

阴极去极化的能力决定微生物酶系统还原硫酸盐的能力,特定时间内,细菌酶活性与腐蚀成线性关系。

(三)生物薄膜腐蚀机制生物薄膜(Biofilm)又称为生物膜,是微生物细胞代谢产生的多糖类多聚物堆积而形成的群落结构。

生物膜结构非均一(生物膜不同层次细菌种类、比例不同),90%体积由聚合物基质或用于生物膜内部的细菌交换物质的水管道构成。

细菌能自发产生、释放一些特定的信号分子,并能感知其浓度变化,调节微生物的群体行为,通过这种群体感应(quorum sensing)调整自身的生理状况。

由于生物膜在金属表面的附着,为多种腐蚀相关细菌提供了生长环境。

细菌在金属表面的腐蚀机制也因此而更多样化。

如1、还原氧、硫、硫代硫酸盐、Fe3+反应;2、氧化硫和Fe2+;3、发酵;4、产酸等,由于不同微生物的机制不同而产生多种机制复合腐蚀作用。

但也有实验表明:生物膜能保护金属抵制腐蚀。

因为生物膜表面氧浓度被细菌直接消耗,原则上,只要氧气的扩散率低于氧气的消耗率,即可达到抑制腐蚀的效果。

当介质中Fe2+微量时,不足以产生腐蚀作用,相反会对管道腐蚀起一定的保护作用。

实验表明:在铁离子浓度小于50mg/L的培养基中,SRB腐蚀产物附着在钢铁上,阻碍介质和铁之间的腐化反应。

对钢铁有一定防护作用;在铁离子浓度大于50mg/L时,疏松的沉积物FeS穿透生物膜、增加电流量,促进钢铁腐蚀。

(四)微生物共代谢腐蚀机制任何微生物都不是独立存在和作用的。

在微生物群落中,微生物的共代谢随周围生态系统的变化而变化,进而改变环境状态。

目前较公认的石you管道腐蚀机制是硫酸盐还原菌、硫细菌、铁细菌(腐生菌)为主的细菌共同作用的结果。

硫细菌(sulfurbacteria,SB)是腐生菌中主要的腐蚀危害菌。

SB生长过程中能氧化元素硫、硫代硫酸盐、亚硫酸盐和若干连多硫酸盐等产生代谢为硫酸盐,或将硫化氢氧化成高价态硫化物,从中获得能量的细菌。

硫细菌的氧化腐蚀:2H2S+O2→硫细菌→2H2O+2S+能量①2S+3O2+2H2O→硫细菌→2H2SO4+能量②6CO2+6H2O→能量①②和酶共同作用→C6H12O6+6O2厌氧条件下,NO3-可作为电子受体的反应:5HS-+8NO3-+3H+→5SO42-+4N2+4H2O典型的铁细菌(ironbacteria,IB)利用铁氧化化学能维持正常代谢,可分泌氢氧化铁成基定形结构。

以碳酸盐为碳源的代谢反应:4FeCO3+O2+6H2O→4Fe(OH)3+4CO2+能量,反应产生的不溶性Fe(OH)3经菌体排除后,贮存于皮鞘的胶质物中或附着于细菌的丝体上,形成大量棕色黏泥,阻塞地层的同时促进腐蚀。

缝隙腐蚀机理是目前较公认的铁细菌腐蚀机理,在高浓度氧区,氧化铁细菌将金属表面分成的小阳极点以及大范围阴极区。

如铁细菌在水管内壁形成氧浓差电池。

发生的反应为:Fe-2e→Fe2+(阳极反应)O2+2H2O+4e→4OH-(阴极过程)2Fe2++4OH-→2Fe(OH)2(腐蚀产物)4Fe(OH)2+O2+2H2O-→4Fe(OH)3(腐蚀产物)总反应式:4Fe+6H2O+3O2→4Fe(OH)3;硫酸盐还原菌、铁细菌之间的相互作用,可以促进不锈钢的腐蚀过程。

根据以上微生物的腐蚀机理,可以得知,石you掺输水管道中腐蚀,是由多种微生物共同作用的结果。

在金属管材表面铁氧化菌、锰氧化菌、腐生菌等需氧菌共代谢作用下,消耗水中溶解氧,减弱了由于溶解氧导致的吸氧腐蚀作用,同时代谢产物在金属表面的堆积,进一步阻碍了生物膜中氧气的扩散,在生物膜中心形成的无氧环境为SRB的生长、繁殖提供了良好的条件。

微生物共代谢作用使得管材的电位上升,出现局部点蚀,在点蚀位点周围,不连续的局部沉积物促进了微生物的繁殖。

Cl-和S2-的产生,使得Eb值变负,与水中铁、镍形成疏松的FeS、Ni2S,使表面膜的抵抗力降低,加上强腐蚀性的FeCl3和MnCl4积累,打破了钝态层的稳定性,加速产生点蚀。

在生物膜中的胞外聚合物的作用下,聚集Fe3+和Mn4+,Cl-渗透进入生物膜,增强了对稳态钝化膜的破坏;产酸细菌代谢有机酸提升溶液酸性的同时,促进腐蚀。

进一步表明了微生物间协同促腐蚀作用。

随着水流的冲刷作用,增大了掺输水的溶氧量,同时冲刷了已经形成的管垢,使金属表面上的腐蚀产物膜被除去,导致裸露金属表面的腐蚀。

正是微生物间的相互作用,使腐蚀面积逐步扩散,由点腐蚀变为局部腐蚀、面腐蚀。

几种腐蚀相关微生物的离子关系如下图:通过分析掺输水管道微生物,我们得知硫酸盐还原菌是一种普遍存在的细菌,所引起的腐蚀可能比其他任何细菌都更为严重,细菌腐蚀已成为我国某些you田注水系统最主要的腐蚀危害,其危害程度有时已大大超过溶解氧的影响。

在缺氧条件下,硫酸盐还原菌大量生长,把水中的硫酸盐还原成硫离子并产生硫化氢。

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