CN105758879B - 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法 - Google Patents

一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法 Download PDF

Info

Publication number
CN105758879B
CN105758879B CN201610118351.1A CN201610118351A CN105758879B CN 105758879 B CN105758879 B CN 105758879B CN 201610118351 A CN201610118351 A CN 201610118351A CN 105758879 B CN105758879 B CN 105758879B
Authority
CN
China
Prior art keywords
corrosion
scaling
scaling object
additional amount
water
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201610118351.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105758879A (zh
Inventor
路建萍
李俊华
沈燕宾
王佳
谢元
任昊
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shaanxi Chemical Research Institute Co ltd
Original Assignee
Shaanxi Research Design Institute of Petroleum and Chemical Industry
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shaanxi Research Design Institute of Petroleum and Chemical Industry filed Critical Shaanxi Research Design Institute of Petroleum and Chemical Industry
Priority to CN201610118351.1A priority Critical patent/CN105758879B/zh
Publication of CN105758879A publication Critical patent/CN105758879A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105758879B publication Critical patent/CN105758879B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
    • G01N23/20—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by using diffraction of the radiation by the materials, e.g. for investigating crystal structure; by using scattering of the radiation by the materials, e.g. for investigating non-crystalline materials; by using reflection of the radiation by the materials
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
    • G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q

Abstract

本发明涉及一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，其包括以下步骤：(1)制样；(2)对腐蚀结垢物干粉进行细磨过320目筛网得到腐蚀结垢物细粉；(3)对腐蚀结垢物细粉进行X‑衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分；(4)根据腐蚀结垢物的成分判断腐蚀结垢物的类型。本发明公开了一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法具有以下有益效果：1、操作简单、快速、精确度较高、重复性好；2、该方法避免传统离子含量测定过程化学试剂大量配制、滴定终点判定难、人为因素影响大等问题的出现；3、真实地反映出现场实际腐蚀结垢情况。

Description

一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法
技术领域
本发明涉及一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，属于石油化工技术领域。
背景技术
目前，随着油气田的不断开发，我国的油田生产过程中面临着越来越严重的管道设备腐蚀结垢问题，管道腐蚀结垢后可引起管道缩径，流通截面积变小，导致管道排量减小、压力损失变大，管道堵塞、侧漏频繁。
管道腐蚀结垢现象的发生，不仅影响原油产量及正常的运输，也影响了油田自身的稳定生产。因此，对管道设备腐蚀结垢物进行快速的判断分析，确定垢样的结垢类型及结垢成因，对管道腐蚀垢物的防治具有重要的实际意义。所以尽快研发一种管道设备腐蚀结垢物的分析方法，仍是本领域急需解决的问题之一。
发明内容
发明目的：本发明针对上述现有技术存在的问题做出改进，即本发明公开了一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法。
技术方案：一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，包括以下步骤：
(1)制样
(11)采集管道设备内腐蚀结垢物，粗磨后得到腐蚀结垢物粉体；
(12)将步骤(11)得到的腐蚀结垢物粉体用石油醚萃取，过滤后得到腐蚀结垢物固体；
(13)将步骤(12)得到的腐蚀结垢物固体在103～107℃下干燥3～5小时得到腐蚀结垢物干粉；
(14)将步骤(13)得到的腐蚀结垢物干粉放入干燥器中备用；
(2)对步骤(13)中的腐蚀结垢物干粉进行细磨过320目筛网得到腐蚀结垢物细粉；
(3)取2～4g步骤(2)得到的腐蚀结垢物细粉进行X-衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分，
(4)根据腐蚀结垢物的成分判断腐蚀结垢物的类型
若腐蚀结垢物为碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶中的一种或几种，则腐蚀结垢物为盐类垢；
若腐蚀结垢物为铁的氧化物、铁的氢氧化物、碳酸铁、硫化铁、硫化亚铁中的一种或多种，则腐蚀结垢物为腐蚀垢；
若腐蚀结垢物包括二氧化硅，则腐蚀结垢物为泥砂沉积垢。
进一步地，取3g步骤(2)得到的腐蚀结垢物细粉进行X-衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分。
进一步地，步骤(4)中，若腐蚀结垢物为盐类垢，则加入聚环氧琥珀酸和乙二胺四甲叉膦酸钠，聚环氧琥珀酸的加入量为25～75mg/L，乙二胺四甲叉膦酸钠的加入量为25～75mg/L。
进一步地，步骤(4)中，若腐蚀结垢物为腐蚀垢，则加入羟基乙叉二膦酸和乙二胺四甲叉膦酸，羟基乙叉二膦酸的加入量为25～75mg/L，乙二胺四甲叉膦酸的加入量为25～75mg/L。
进一步地，步骤(4)中，若腐蚀结垢物为泥砂沉积垢，则加入HEDP、聚氧乙烯、丙烯基羟丙基磺酸共聚物，HEDP的加入量为20～40mg/L，聚氧乙烯的加入量为20～40mg/L，丙烯基羟丙基磺酸共聚物加入量为20～40mg/L。
有益效果：本发明公开了一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法具有以下有益效果：
1、操作简单、快速、精确度较高、重复性好；
2、该方法避免传统离子含量测定过程化学试剂大量配制、滴定终点判定难、人为因素影响大等问题的出现；
3、真实地反映出现场实际腐蚀结垢情况。
附图说明
图1为具体实施例1中腐蚀结垢物的X-衍射图；
图2为具体实施例2中腐蚀结垢物的X-衍射图；
图3为具体实施例3中腐蚀结垢物的X-衍射图。
具体实施方式：
下面对本发明的具体实施方式详细说明。
具体实施例1
一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，包括以下步骤：
(1)制样
(11)采集青化砭采油厂的管道设备内腐蚀结垢物，粗磨后得到腐蚀结垢物粉体；
(12)将步骤(11)得到的腐蚀结垢物粉体用石油醚萃取，过滤后得到腐蚀结垢物固体，
(13)将步骤(12)得到的腐蚀结垢物固体在103℃下干燥5小时得到腐蚀结垢物干粉；
(14)将步骤(13)得到的腐蚀结垢物干粉放入干燥器中备用；
(2)对步骤(13)中的腐蚀结垢物干粉进行细磨过320目筛网得到腐蚀结垢物细粉；
(3)取2g步骤(2)得到的腐蚀结垢物细粉进行X-衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分，得到如图1所示的X射线X-衍射图，分析可知腐蚀结垢物的包括CaCO3、BaSO4、Fe(OH)3、FeS、SiO2
(4)、根据腐蚀结垢物的成分判断腐蚀结垢物的类型
腐蚀结垢物包括CaCO3和BaSO4，则腐蚀结垢物为盐类垢；
腐蚀结垢物为FeS和Fe(OH)3，腐蚀结垢物为腐蚀垢；
腐蚀结垢物包括SiO2，则腐蚀结垢物为泥砂沉积垢。
综上所示，腐蚀结垢物是包含盐类垢、腐蚀垢和泥砂沉积垢的复合型结垢物。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为盐类垢，则加入聚环氧琥珀酸和乙二胺四甲叉膦酸钠，聚环氧琥珀酸的加入量为25mg/L，乙二胺四甲叉膦酸钠的加入量为75mg/L。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为腐蚀垢，则加入羟基乙叉二膦酸和乙二胺四甲叉膦酸，羟基乙叉二膦酸的加入量为25mg/L，乙二胺四甲叉膦酸的加入量为75mg/L。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为泥砂沉积垢，则加入HEDP、聚氧乙烯、丙烯基羟丙基磺酸共聚物，HEDP的加入量为20mg/L，聚氧乙烯的加入量为20mg/L，丙烯基羟丙基磺酸共聚物加入量为40mg/L。
为进一步验证，下面通过水样离子含量化学分析的传统垢物分析方法来判断管道腐蚀结垢产物。青化砭采油厂存在长2地层水和长6地层水同时流经管道以混注方式注入地下，经过长时间的积累，管道设备里形成严重的腐蚀结垢。
依据《油田水分析方法》(SY/T5523-2006)对青化砭油田注水系统长2和长6地层的部分井水进行离子含量分析，具体结果见下表
表1青化砭油田水离子含量分析结果
结合上述长2和长6地层的部分井水的水质分析结果，依据《油田水结垢趋势预测》(SY/T 0600-1997)对两层位混合水结垢趋势进行分析。
根据Davis和Stiff提出的饱和指数法来预测油田水中CaCO3结垢趋势。饱和指数计算公式如下：
SI＝pH-K-pCa-pAIK
式中：SI为饱和指数；pH为系统中实际的pH值；K为修正系数，是含盐量、水组成和温度的函数(由离子强度μ与水温度关系曲线查得)；pCa为Ca离子浓度(mol/L)的负对数；pAIK为总碱度(mol/L)的负对数。
Skillman等人以热力学溶解度测定为基础，提出了预测油田水中硫酸盐溶解度的计算方法，计算公式如下：
S＝1000[(C2+4K)1/2-C]
式中：S为CaSO4结垢趋势预测值，mmol/L；C为Ca2+与SO4 2-的浓度差，mmol/L；K为修正系数(由水的离子强度和温度的关系曲线中查得)。
BaSO4结垢趋势预测计算公式如下：
B＝{(m+a)-[(m+a)2-4ma+4ksp]1/2}/2
式中：B为水质稳定后水中BaSO4的结垢量，mol/L；m和a分别为初始条件中Ba2+和SO4 2-的浓度，mol/L；ksp为BaSO4的溶度积。
管道设备中长2和长6两层位混合水的配伍性结果见表2。从表2可以看出，不同比例的混合水存在CaCO3、BaSO4结垢趋势，混合水长期流经管道时会生成CaCO3、BaSO4结垢物。这与上述通过X-衍射仪器分析的结果一致。
表2两地层水的配伍性结果
依据中华人民共和国石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-94)，对上述长2和长6地层的部分井水的水质指标进行分析，水质指标所规定的标准值和实测值对比情况如表3。
表3水质指标所规定的标准值和实测值对比结果
从表3可以看出，油田水中平均腐蚀率、细菌含量、总铁量、溶解氧、硫化物等各项指标均超标。高含量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌、S2-与Fe2+会产生FeS和Fe(OH)3等腐蚀产物。这与上述通过X-衍射仪器分析的结果一致。
由上述可知，通过X-衍射仪器分析方法判断管道腐蚀结垢产物的结果，与通过水样离子含量、水质分析等的传统化学分析结果一致，从而证明了X-衍射仪器分析方法的准确性。
具体实施例2
一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，包括以下步骤：
(1)制样
(11)采集青化砭采油厂的管道设备内腐蚀结垢物，粗磨后得到腐蚀结垢物粉体；
(12)将步骤(11)得到的腐蚀结垢物粉体用石油醚萃取，过滤后得到腐蚀结垢物固体，
(13)将步骤(12)得到的腐蚀结垢物固体在107℃下干燥3小时得到腐蚀结垢物干粉；
(14)、将步骤(13)得到的腐蚀结垢物干粉放入干燥器中备用；
(2)对步骤(13)中的腐蚀结垢物干粉进行细磨过320目筛网得到腐蚀结垢物细粉，；
(3)、取4g步骤(2)得到的腐蚀结垢物细粉进行X-衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分，得到如图2所示的X射线X-衍射图，分析可知腐蚀结垢物的包括CaCO3、BaSO4、Fe(OH)3、FeS、SiO2
(4)、根据腐蚀结垢物的成分判断腐蚀结垢物的类型
腐蚀结垢物包括CaCO3和BaSO4，则腐蚀结垢物为盐类垢；
腐蚀结垢物为FeS和Fe(OH)3，腐蚀结垢物为腐蚀垢；
腐蚀结垢物包括SiO2，则腐蚀结垢物为泥砂沉积垢。
综上所示，腐蚀结垢物是包含盐类垢、腐蚀垢和泥砂沉积垢的复合型结垢物。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为盐类垢，则加入聚环氧琥珀酸和乙二胺四甲叉膦酸钠，聚环氧琥珀酸的加入量为75mg/L，乙二胺四甲叉膦酸钠的加入量为25mg/L。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为腐蚀垢，则加入羟基乙叉二膦酸和乙二胺四甲叉膦酸，羟基乙叉二膦酸的加入量为75mg/L，乙二胺四甲叉膦酸的加入量为25mg/L。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为泥砂沉积垢，则加入HEDP、聚氧乙烯、丙烯基羟丙基磺酸共聚物，HEDP的加入量为40mg/L，聚氧乙烯的加入量为40mg/L，丙烯基羟丙基磺酸共聚物加入量为20mg/L。
为进一步验证，下面通过水样离子含量化学分析的传统垢物分析方法来判断管道腐蚀结垢产物。青化砭采油厂存在延河水和长6地层水同时流经管道以混注方式注入地下，经过长时间的积累，管道设备里形成严重的腐蚀结垢。
依据《油田水分析方法》(SY/T5523-2006)对青化砭油田注水系统延河水和长6地层的部分井水进行离子含量分析，具体结果见下表
表4青化砭油田水离子含量分析结果
结合上述延河水和长6地层的部分井水的水质分析结果，依据《油田水结垢趋势预测》(SY/T 0600-1997)对两层位混合水结垢趋势进行分析。
根据Davis和Stiff提出的饱和指数法来预测油田水中CaCO3结垢趋势。饱和指数计算公式如下：
SI＝pH-K-pCa-pAIK
式中：SI为饱和指数；pH为系统中实际的pH值；K为修正系数，是含盐量、水组成和温度的函数(由离子强度μ与水温度关系曲线查得)；pCa为Ca离子浓度(mol/L)的负对数；pAIK为总碱度(mol/L)的负对数。
Skillman等人以热力学溶解度测定为基础，提出了预测油田水中硫酸盐溶解度的计算方法，计算公式如下：
S＝1000[(C2+4K)1/2-C]
式中：S为CaSO4结垢趋势预测值，mmol/L；C为Ca2+与SO4 2-的浓度差，mmol/L；K为修正系数(由水的离子强度和温度的关系曲线中查得)。
BaSO4结垢趋势预测计算公式如下：
B＝{(m+a)-[(m+a)2-4ma+4ksp]1/2}/2
式中：B为水质稳定后水中BaSO4的结垢量，mol/L；m和a分别为初始条件中Ba2+和SO4 2-的浓度，mol/L；ksp为BaSO4的溶度积。
管道设备中延河水和长6两层位混合水的配伍性结果见表5。从表5可以看出，不同比例的混合水存在CaCO3、BaSO4结垢趋势，混合水长期流经管道时会生成CaCO3、BaSO4结垢物。这与上述通过X-衍射仪器分析的结果一致。
表5两地层水的配伍性结果
依据中华人民共和国石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-94)，对上述延河水和长6地层的部分井水的水质指标进行分析，水质指标所规定的标准值和实测值对比情况如表6。
表6水质指标所规定的标准值和实测值对比结果
从表6可以看出，油田水中平均腐蚀率、细菌含量、总铁量、溶解氧、硫化物等指标大部分超标。高含量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌、S2-与Fe2+会产生FeS和Fe(OH)3等腐蚀产物。这与上述通过X-衍射仪器分析的结果一致。
由上述可知，通过X-衍射仪器分析方法判断管道腐蚀结垢产物的结果，与通过水样离子含量、水质分析等的传统化学分析结果一致，从而证明了X-衍射仪器分析方法的准确性。
具体实施例3
一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，包括以下步骤：
(1)制样
(11)采集青化砭采油厂的管道设备内腐蚀结垢物，粗磨后得到腐蚀结垢物粉体；
(12)将步骤(11)得到的腐蚀结垢物粉体用石油醚萃取，过滤后得到腐蚀结垢物固体，
(13)将步骤(12)得到的腐蚀结垢物固体在104℃下干燥4.5小时得到腐蚀结垢物干粉；
(14)、将步骤(13)得到的腐蚀结垢物干粉放入干燥器中备用；
(2)对步骤(13)中的腐蚀结垢物干粉进行细磨过320目筛网得到腐蚀结垢物细粉；
(3)、取3g步骤(2)得到的腐蚀结垢物细粉进行X-衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分，得到如图3所示的X射线X-衍射图，分析可知腐蚀结垢物的包括CaCO3、BaSO4、Fe(OH)3、FeS
(4)、根据腐蚀结垢物的成分判断腐蚀结垢物的类型
腐蚀结垢物包括CaCO3和BaSO4，则腐蚀结垢物为盐类垢；
腐蚀结垢物为FeS和Fe(OH)3，腐蚀结垢物为腐蚀垢。
综上所示，腐蚀结垢物是包含盐类垢、腐蚀垢的复合型结垢物。
进一步地，步骤(4)中，腐蚀结垢物为盐类垢，则加入聚环氧琥珀酸和乙二胺四甲叉膦酸钠，聚环氧琥珀酸的加入量为50mg/L，乙二胺四甲叉膦酸钠的加入量为50mg/L。
进一步地，步骤(4)中，若腐蚀结垢物为腐蚀垢，则加入羟基乙叉二膦酸和乙二胺四甲叉膦酸，羟基乙叉二膦酸的加入量为50mg/L，乙二胺四甲叉膦酸的加入量为50mg/L。
依据《油田水分析方法》(SY/T5523-2006)对青化砭油田注水系统长2和长4+5地层的部分井水进行离子含量分析，具体结果见下表
表7青化砭油田水离子含量分析结果
结合上述长2和长4+5地层的部分井水的水质分析结果，依据《油田水结垢趋势预测》(SY/T 0600-1997)对两层位混合水结垢趋势进行分析。
根据Davis和Stiff提出的饱和指数法来预测油田水中CaCO3结垢趋势。饱和指数计算公式如下：
SI＝pH-K-pCa-pAIK
式中：SI为饱和指数；pH为系统中实际的pH值；K为修正系数，是含盐量、水组成和温度的函数(由离子强度μ与水温度关系曲线查得)；pCa为Ca离子浓度(mol/L)的负对数；pAIK为总碱度(mol/L)的负对数。
Skillman等人以热力学溶解度测定为基础，提出了预测油田水中硫酸盐溶解度的计算方法，计算公式如下：
S＝1000[(C2+4K)1/2-C]
式中：S为CaSO4结垢趋势预测值，mmol/L；C为Ca2+与SO4 2-的浓度差，mmol/L；K为修正系数(由水的离子强度和温度的关系曲线中查得)。
BaSO4结垢趋势预测计算公式如下：
B＝{(m+a)-[(m+a)2-4ma+4ksp]1/2}/2
式中：B为水质稳定后水中BaSO4的结垢量，mol/L；m和a分别为初始条件中Ba2+和SO4 2-的浓度，mol/L；ksp为BaSO4的溶度积。
管道设备中长2和长4+5两层位混合水的配伍性结果见表8。从表8可以看出，不同比例的混合水存在CaCO3、BaSO4结垢趋势，混合水长期流经管道时会生成CaCO3、BaSO4结垢物。这与上述通过X-衍射仪器分析的结果一致。
表8两地层水的配伍性结果
依据中华人民共和国石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-94)，对上述长4+5和长2地层的部分井水的水质指标进行分析，水质指标所规定的标准值和实测值对比情况如表9。
表9水质指标所规定的标准值和实测值对比结果
从表9可以看出，油田水中平均腐蚀率、细菌含量、总铁量、溶解氧、硫化物等指标大部分超标。高含量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌、S2-与Fe2+会产生FeS和Fe(OH)3等腐蚀产物。这与上述通过X-衍射仪器分析的结果一致。
由上述可知，通过X-衍射仪器分析方法判断管道腐蚀结垢产物的结果，与通过水样离子含量、水质分析等的传统化学分析结果一致，从而证明了X-衍射仪器分析方法的准确性。
具体实施例4
与具体实施例1大致相同，区别仅仅在于：腐蚀结垢物为泥砂沉积垢，则加入HEDP、聚氧乙烯、丙烯基羟丙基磺酸共聚物，HEDP的加入量为30mg/L，聚氧乙烯的加入量为30mg/L，丙烯基羟丙基磺酸共聚物加入量为30mg/L。
上面对本发明的实施方式做了详细说明。但是本发明并不限于上述实施方式，在所属技术领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

Claims (1)

1.一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)制样
(11)采集管道设备内腐蚀结垢物，粗磨后得到腐蚀结垢物粉体；
(12)将步骤(11)得到的腐蚀结垢物粉体用石油醚萃取，过滤后得到腐蚀结垢物固体；
(13)将步骤(12)得到的腐蚀结垢物固体在103～107℃下干燥3～5小时得到腐蚀结垢物干粉；
(14)将步骤(13)得到的腐蚀结垢物干粉放入干燥器中备用；
(2)对步骤(13)中的腐蚀结垢物干粉进行细磨过320目筛网得到腐蚀结垢物细粉；
(3)取2～4g步骤(2)得到的腐蚀结垢物细粉进行X-衍射，确定腐蚀结垢物的组成成分，
(4)根据腐蚀结垢物的成分判断腐蚀结垢物的类型
若腐蚀结垢物为碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶中的一种或几种，则腐蚀结垢物为盐类垢,此时则加入聚环氧琥珀酸和乙二胺四甲叉膦酸钠，聚环氧琥珀酸的加入量为25～75mg/L，乙二胺四甲叉膦酸钠的加入量为25～75mg/L；
若腐蚀结垢物为铁的氧化物、铁的氢氧化物、碳酸铁、硫化铁、硫化亚铁中的一种或多种，则腐蚀结垢物为腐蚀垢，此时则加入羟基乙叉二膦酸和乙二胺四甲叉膦酸，羟基乙叉二膦酸的加入量为25～75mg/L，乙二胺四甲叉膦酸的加入量为25～75mg/L；
若腐蚀结垢物包括二氧化硅，则腐蚀结垢物为泥砂沉积垢，此时则加入HEDP、聚氧乙烯、丙烯基羟丙基磺酸共聚物，HEDP的加入量为20～40mg/L，聚氧乙烯的加入量为20～40mg/L，丙烯基羟丙基磺酸共聚物加入量为20～40mg/L。
CN201610118351.1A 2016-03-02 2016-03-02 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法 Active CN105758879B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610118351.1A CN105758879B (zh) 2016-03-02 2016-03-02 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610118351.1A CN105758879B (zh) 2016-03-02 2016-03-02 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105758879A CN105758879A (zh) 2016-07-13
CN105758879B true CN105758879B (zh) 2019-04-23

Family

ID=56332363

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610118351.1A Active CN105758879B (zh) 2016-03-02 2016-03-02 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN105758879B (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106918546A (zh) * 2017-03-07 2017-07-04 四川凯创机电设备有限公司 关于螺杆泵定子衬套表面的防腐蚀方法
PL3685113T4 (pl) 2017-09-19 2023-02-27 Ecolab Usa Inc. Sposób monitorowania i regulacji wody chłodzącej
US11668535B2 (en) 2017-11-10 2023-06-06 Ecolab Usa Inc. Cooling water monitoring and control system

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4933090A (en) * 1987-12-23 1990-06-12 Calgon Corporation Method for controlling silica/silicate deposition in aqueous systems using phosphonates and carboxylic/sulfonic polymers
CN101080269A (zh) * 2004-12-15 2007-11-28 英国石油国际有限公司 由炼油进料造成的结垢的评价方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4933090A (en) * 1987-12-23 1990-06-12 Calgon Corporation Method for controlling silica/silicate deposition in aqueous systems using phosphonates and carboxylic/sulfonic polymers
CN101080269A (zh) * 2004-12-15 2007-11-28 英国石油国际有限公司 由炼油进料造成的结垢的评价方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
油田常用阻垢剂合成选取;田鹏等;《石油地质》;20120225;第112-113页
管道结垢原因分析及常用除垢方法;王兵等;《油气储运》;20080225;第27卷(第2期);第59页

Also Published As

Publication number Publication date
CN105758879A (zh) 2016-07-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105758879B (zh) 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法
CN105016493B (zh) 一种阻垢缓蚀剂及其在盐碱地排盐暗管中的应用
CN106833580A (zh) 一种低渗透注水井用降压增注防垢剂及其制备方法
Rosli et al. Impact of oxygen ingress in CO2 corrosion of mild steel
Bihua et al. Anti-corrosion cement for sour gas (H2S-CO2) storage and production of HTHP deep wells
CN103910438A (zh) 一种油田采出水及管输原油用阻垢缓蚀剂
CN104925966B (zh) 一种油田系统用阻垢缓蚀剂
El-Hattab GUPCO'S experience in treating Gulf of Suez seawater for waterflooding the El Morgan oil field
Li et al. Studies on the scaling of high pressure and low permeability oil reservoir water injection well
CN106753319B (zh) 一种阻垢剂对陶粒支撑剂的改性方法
CN110130874B (zh) 碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法及装置
CN110079807A (zh) 一种适用于高温的油田防垢缓蚀剂及其制备方法
US11384187B2 (en) Process to obtain random terpolymers derived from itaconic acid, aconitic acid and/or its isomers, and alkenyl sulfonates and use of the product thereof
Song et al. A review of research methods for oil well cement corroded by carbon dioxide
CN104404525A (zh) 防止油气管线和设备腐蚀的方法及其专用制剂
CN103808610A (zh) Edta二钠盐加量对除垢剂除垢效果影响的测试方法
CN110793960A (zh) 一种油井井筒胶囊阻垢颗粒对碳酸钙垢阻垢性能评价方法
CN103837646A (zh) 三元共聚防垢剂的防垢性能测试方法
Liu et al. The progress of scale problems and compatibility experiment study in oilfield water treatment
CN103808869A (zh) 二元共聚防垢剂防垢性能受锶垢溶液浓度影响的测试方法
Chakravarty et al. Effect of Pause in Brine Injection During Smart Water-Enhanced Oil Recovery (SmW-EOR) for low Temperature Chalks: A Case Study from North Sea
AZATUL ITRI BT RORZLAN Evaluation of Polyaspartate for mitigating BaSO4 scaling
Tian Causes and treatment of adhesive damage in polymer flooding injection pipeline
Wei et al. Influence of Scaling in Alkaline/Surfactant/Polymer Flooding Surface Process
CN103808873A (zh) 二元共聚防垢剂的防垢性能受浓度影响的测试方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CP03 Change of name, title or address
CP03 Change of name, title or address

Address after: No.61 Xiyan Road, Yanta District, Xi'an City, Shaanxi Province, 710054

Patentee after: Shaanxi Chemical Research Institute Co.,Ltd.

Address before: 710,054 Shaanxi Petrochemical Research and Design Institute, No. 61, Xiyan Road, Xi'an, Shaanxi

Patentee before: SHAANXI RESEARCH DESIGN INSTITUTE OF PETROLEUM CHEMICAL INDUSTRY