吉林油田A区块注水系统腐蚀影响因素分析

吉林油田A区块注入水大部分为油井产出水,经油水分离后的净化污水,各项指标均达不到注入水质标准要求。为了研究注水系统腐蚀结垢规律和防治技术,利用腐蚀实验平台,开展了注水系统不同工况条件下的水质、细菌、CO2等对腐蚀规律的研究, CO2与SRB是注水系统腐蚀结垢的主要因素,二者协同作用加剧了注水系统腐蚀程度。根据腐蚀主控因素研发了针对性防腐药剂体系,具有较好的防腐防垢性能,同时开展了接力加药等防腐关键技术实施,矿场腐蚀速率控制在0.076mm/a以内,保障了水驱老油田的安全高效开发。     

注水系统防腐

注水系统包括工艺设备和配水系统。该系统产出合格的注入水，并将其送入注入井筒。通常有以下三种原因要求进行有效的防腐：①延长设备使用寿命；②最大程度地降低悬浮固体的生成；③防止水漏失，避免环境污染。注水系统中广泛应用的材料为碳钢，这种材料总是一种迫不得已的选择，因为大部分油田对钢材的需求量都很大。碳钢具有强度高、造价低及易制造的特点，对设计人员很有魅力。然而，尽管碳钢的一次性投资较低，但防腐和注水井损坏造成的后续费用却相当高。欲延长注水系统的寿命常常是可能的，但因水受到腐蚀产物污染，维持所需的水质是不可能的。腐蚀产物是裸钢注水系统内生成悬浮固体的主要来源。由于结垢．注水系统中悬浮固体沉积，加速腐蚀速率，并为细菌提供了躲藏场所，而且使管道表面与缓蚀剂和杀菌剂的有效处理隔开。很难保持含杂质的裸钢注水系统不受腐蚀。注水系统内未沉淀的悬浮固体常导致水质变差和注水井堵塞。当注水系统的目的是向注水井口输送高质量水时，水质常常成为选择防腐对策的控制因素。     

清污混注水体配伍性与系统腐蚀防护技术研究

针对中原油田回注水矿化度高的现状和注水管网系统腐蚀严重的实际情况,对油田清污混注水体配伍性与系统设施腐蚀防护之间的关系进行了研究,以调整水体离子来改变油田注入水性质为基本思路,可有效防止注水系统设施腐蚀程度的加剧。本文详细介绍了中原油田地下产出水水质状况、水质改性理论基础、水体配伍性评价、改性工艺流程和管网防腐技术评价。通过把调整水体离子和注水工艺改进有机结合,有效缓解了油田回注水矿化度高、水质不稳、系统腐蚀严重、注水效果不佳的难题。     

注清水井腐蚀结垢机理及对策研究

靖安油田大路沟二区在长期注清水过程中,注水系统和注水井管柱存在较严重的腐蚀和结垢现象,严重影响了注水系统长期、安全、稳定运行和注水效果。本研究在对大路沟二区注入水系统腐蚀结垢情况调研、腐蚀结垢产物和注入水组成性质分析的基础上,详细分析清水注水系统的腐蚀结垢机理,确定影响腐蚀、结垢的主要因素,找出合适的防垢和防腐方法。本研究对于有效地保护油气储层、提高油田开发效益;同时对于节约水资源、减少污水排放量和环境污染,具有一定的的经济效益、社会效益、环保效益。     

低渗透层地下水水质处理技术

本文介绍了对不合格的地下水(原水)水质进行深度处理的工艺技术和工业性试验结果,包括控制加气除铁、投加混凝剂接触过滤去除悬浮物、系统密闭、化学除氧、杀菌、注水管线内涂防腐层和井口精滤等工艺技术,使处理后的水质达到了《大庆外围油田注水水质标准》.注入经深度处理的水,可提高油层吸水能力.     

长庆低渗透油田注水水质稳定技术

大庆油田是低渗、特低渗透油田。注水水质是影响注水开发效果的重要因素之一。长庆油田主要以洛河层水为注入水，影响水质的因素中，主要因溶解氧及硫酸盐还原菌产生腐蚀性，固体颗粒含量和粒径对低渗透砂岩造成严重伤害。注入水与地层水普遍不配伍，垢型以BaSO4、CaCO3为主，垢量最大可达2.3g/L，注水层大多为弱速敏、弱水敏，但长2层普遍存在中等偏弱到中等程度的水敏，通过室内试验及现场实施适合于长庆油田的除（隔）氧、精细过滤、注入水杀菌防腐、防治注水地层结垢、水敏地层防水敏等注水水质稳定技术，为长期稳定注水从而提高油田注水开发效果提供了技术保障。     

岔河集油田回注污水腐蚀结垢原因分析与防止对策

针对岔河集油田注水系统腐蚀结垢问题，对岔河集油田注入水的的矿化度、离子变化、细菌含量进行了分析，在现场实施了腐蚀挂片测试，对形成的垢样进行了成分分析，定性的找出了腐蚀、结垢原因，应用离子饱和指数法对岔河集油田注入水成垢趋势进行了预测，室内筛选了防腐、防垢药剂的种类和投加浓度。     

低渗透油田注水水质标准及处理技术

综述近年来长庆油田在注水水质研究方面的一些主要技术、包括注水水质标准研究，注入水除氧除腐、密闭杀菌、精细过滤、化学防垢等处理技术，这些技术在油田都已成功应用，对提高驱油效率，保持油层笔稳定油井生产能力起到了良好的作用。     

除氧剂在水质达标中的作用

水质达标是油田注水开发中的一项关键因素，注水系统的腐蚀是由多方面的因素引起的。在分析注入水腐蚀原因的基础上，针对溶解氧是腐蚀最主要的因素，采用了投加除氧剂的方法使水质达标。对比油田传统用除氧剂亚硫酸钠Na2S03和复配型除氧剂CY—Z的除氧效果，结果表明：CY—Z可以有效去除油田注水中含有的溶解氧，降低腐蚀速率，对油田注水开发具有一定的指导作用。     

苏北油田注入水腐蚀套管分析

苏北地区草舍、储家楼、洲城三油田目前均采用浅层地下水作注入水水源。通过对三油田注入水水质的现场监测及室内试验，发现注入水中游离ＣＯ２、溶解氧、腐生菌（ＴＧＢ）含量超标及硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）繁殖是引起地面注水管线及井下油（套）管腐蚀的主要因素。针对三油田现场水质状况和注水方式，提出了具体的注水防腐工作建议     

油田注入水腐蚀结垢就地检测技术的应用

油田注水是最主要的石油开采方式,注入水的水质指标直接影响油田开发效果。目前常用的测试方式都是现场取样至实验室,然后进行评价,测试结果与现场实际存在一定误差,而注入水在线监测技术能更加准确、真实地跟踪监测注入水水质,江汉油田根据现场实际情况,引进了全新的注入水腐蚀、结垢现场挂片技术,其操作简便而快捷,测试结果能更真实地反映注入水腐蚀和结垢的实际情况,使水质测试技术达到了新的高度,并且极利于采油厂采取相应防腐防垢措施。     

埕岛油田注水井存在的问题及对策

埕岛油田馆陶组馆上段油藏自2000年起正式进入注水开发阶段,地层压降得到了有效控制,地层能量得到了补充,为油田开发增产增效起到了积极作用。后期通过对水井油管腐蚀、结垢成分及沉积物等进行取样检测分析,找到了油管结垢、堵塞及腐蚀穿孔等原因,并通过实施应对措施,收到了显著成效。使用渗氮油管、HDPE内衬油管及Ni—P防腐工具;同时配套油管防腐器分层注水井,注水压力平稳,小层注水量均达到了配注要求,注水井测试成功率也大大提升。改进应用水源井水以及脱油污水回注措施,从本质上改善了注入水水质,提高了油层配伍性。     

呼伦贝尔油田注水系统腐蚀机理探讨

为解决呼伦贝尔油田注水系统管线及设备腐蚀问题,指导相应防腐措施的实施,针对典型作业区开展注水系统腐蚀机理研究。通过考察防膨剂主要组分和溶解氧对水质腐蚀性的影响,并结合各腐蚀因素对腐蚀速率影响程度的分析,总结出呼伦贝尔油田注水系统的腐蚀机理为:防膨剂中的Cl-、NH4+的水解产物以及溶解氧共同作用,加大了水质的腐蚀性。现场作业区可依据以上腐蚀机理,控制注水系统中的溶解氧含量,有针对性地研究缓蚀剂配方或选择防腐材质和涂层,制定出经济有效的防腐措施。     

油吴老区中高含水区块防腐防垢技术研究

长庆油田采油三厂油吴老区已进入开采中后期,综合含水量达到80%以上,地层水矿化度高,主要为CaCl2水型,注入水为Na2CO3水型,注入水与地层水不配伍,导致地面集输、注水系统腐蚀、结垢日趋严重。为了解决油吴老区高含水区块的腐蚀结垢问题,通过现场调查、采出水系统各节点水质分析、各节点结垢及腐蚀机理研究、对在用采出水处理药剂性能评价,优选出高效、经济、安全的缓蚀剂(HHS-08)、阻垢剂(KEW-129,SIB),优化阻垢、防腐方案。     

胜利油田注水管柱腐蚀机理与防治技术

针对油田注水开发过程中井下油管和配套工具普遍存在的腐蚀现象以及所带来的问题,在对胜利油田近年来注水管柱腐蚀状况进行统计分析的基础上,认为注水管柱的腐蚀机理主要是溶解气腐蚀和垢下腐蚀。结合胜利油田在延长注水管柱工作寿命方面所采取的一系列防腐措施,对各种防腐管柱的防腐效果进行了分析。分析结果表明,镍磷镀油管的防腐效果较好且经济,因而注水开发油井推荐采用镍磷镀油管,并建议注水工具全部进行镍磷镀防腐处理。指出注水管柱防腐技术的下一步发展方向是玻璃钢防腐技术和玻璃钢内衬防腐技术。     

濮城油田一矿注水系统腐蚀影响因素及机理研究

采用电子探针、X－射线衍射、腐蚀失重和极化电阻等分析测试法，对采油一矿注水系统的腐蚀原因、影响因素及机理进行了研究。认为注水系统的腐蚀主要由注入水中的游离CO2和高矿化度所致，而CO2是其腐蚀的决定因素。其主要腐蚀机理是游离CO2与注入水作用形成H2CO3导致注入水pH值下降，H 含量上升，氢的去极化作用增强，注入水腐蚀性上升。试验还发现，温度在50～90℃的范围内，CO2腐蚀产物对腐蚀无抑制作用。     

油田污水处理及回注技术分析

为进一步提高油田污水处理及回注技术,笔者结合出国考察情况,提出应根据各油田的特点,制定不同的水质标准,特别应严格控制注入水中溶解氧的含量。笔者着重介绍了对注水水质的要求;氧的腐蚀机理;油田污水处理和注水系统的密闭隔氧和除氧的意义及措施。     

大庆油田地面设施腐蚀与防护系统调查

1．油田设施腐蚀调查成果。（1）埋地管道的腐蚀状况。从穿孔总量看，管道腐蚀穿孔主要集中在油系统；从穿孔比例看，各系统中污水处理系统、油系统穿孔频率较高，气系统、注入系统穿孔频率相对较低。在现场实测调查中，选取了146km运行10年以上的输油、输气和高压注水管道、地下进线计量间和配水间管道进行现场腐蚀测试和运行安全性评价。从三个系统管道的评价结果发现，注水管道运行的安全性相对较低，     

一种快速检测硫酸盐还原菌的新方法——免疫学法

油田注水系统中的硫酸盐还原菌(SRB)能引起金属材料腐蚀、油层堵塞、烃类酸化,并加速油水乳化,增加注入水中悬浮固体含量,产生具有毒性作用的硫化氢气体,从而影响油田生产。为了解决这些问题,必须控制SRB,因此需要及时准确地检测注入水中的SRB含量。SRB的检测是油田注入水常规检测项目之一。     

Aspen Plus模拟预测常压塔顶冷凝系统露点及pH值

基于Aspen Plus模拟,利用原油蒸馏常压塔顶系统分离罐的出料物流反推预测常压塔顶冷凝系统的水露点（958℃）。系统操作压力每升高10 kPa,水露点大约升高2℃。常压塔顶注水量控制为5000 kg/h,水露点前移至注水点,避免注水点下游腐蚀。常压塔顶冷凝系统腐蚀严重温度区域为958~102℃,冷凝液pH值在2~3之间。基于Aspen Plus模拟提出预测常压塔顶系统水露点,实现对初始冷凝水的pH值预测,为原油蒸馏常压装置的腐蚀预测与控制提供科学依据。