油田注水管道的腐蚀研究与缓蚀剂评价

油田注水管线所输送介质复杂,腐蚀现象严重,存在安全隐患,一旦因腐蚀泄漏就会造成巨大的经济损失。因此,开展油田注水管道的腐蚀研究及采取措施减缓腐蚀具有重要意义。为此,对某油田注水管道现场采集注入水样及腐蚀产物,通过X-射线衍射及X-射线能谱仪进行分析,分析结果表明腐蚀产物主要是碳酸钙,同时含有一定量的氯化物、碳酸亚铁、硫化物等成分。通过电镜扫描腐蚀产物的微观形貌,发现存在氯离子腐蚀。并通过ICP-OES分析输送介质组分,针对其腐蚀特点及输送介质组分,采用失重法及电化学方法评价了引入季铵盐的咪唑啉缓蚀剂HJD2最佳质量分数及缓蚀机理,实验结果表明该缓蚀剂对该注水管道具有较好的缓蚀作用,在现场注水温度下,最佳质量分数(0.06%)时的缓蚀效率为95.1%,通过注入该缓蚀剂可以有效地减缓该注水管线的腐蚀,延长管线的使用寿命。     

含甲醇污水缓蚀阻垢试验研究

油气田产出的污水,矿化度一般较高,油分和机械杂质含量都较高,经絮凝剂除掉悬浮颗粒后还具有结垢和腐蚀的倾向。文中对华北石油局采气厂的污水进行了阻垢试验和缓蚀试验,经过对几组不同的阻垢剂和缓蚀剂的实验效果的对比,选出了适合水质特点的阻垢剂和缓蚀剂,并对相关的影响因素进行了分析,得出添加浓度大于20 mg/L的IMC-50缓蚀剂,投加量为20～30 mg/L的乙二胺四乙酸盐（EDTA）作防垢剂,可取得较好效果。     

模拟交流干扰电压对X60管线钢腐蚀规律

采用失重法在室内模拟了不同温度下交流干扰电压对X60埋地管线钢腐蚀速率的影响,实验结果表明：当交流干扰电压在0~35 V之间变化时,在低温下,X60管线钢腐蚀速率随着交流干扰电压的增加而增大;当温度达到70℃时,腐蚀速率随着交流干扰电压的增加先降低后增加。而且随着交流干扰电压的增大,点蚀现象加重。     

温度对油气管道的CO2腐蚀速率的影响研究

为了研究温度对油气管道CO2腐蚀速率的影响,采用A3钢挂片全浸泡实验方法,在不同温度和含饱和CO2的油田模拟水中进行腐蚀试验,并与不合CO2的油田模拟水溶液中的全浸泡腐蚀试验结果进行比较,从而得出温度对油气管道腐蚀速率的影响.     

基于电化学阻抗法的温度对管道腐蚀影响

研究管道的腐蚀行为对预防管道腐蚀,减少材料浪费和经济损失有很大的意义。文中采用电化学阻抗法,研究在不同温度下(40~65℃)某油田采出水对管线钢材质试片的腐蚀规律。试验结果表明:随着温度的升高,管线钢试片的腐蚀逐渐加剧,在60℃时对试片的腐蚀影响最大,温度继续升高,对试片的腐蚀减小。