注水开发污水中硫酸盐还原菌抑制剂研究进展

在油田注水开发污水中,硫酸盐还原菌(SRB)是引起微生物腐蚀及环境污染的主要原因之一。SRB的存在会导致金属管道及设备的腐蚀,其腐蚀产物硫化亚铁和氢氧化亚铁以及菌体本身会被油污包裹造成管道及地层堵塞,SRB的存在还会造成聚丙烯酰胺等聚合物的降解,影响后续强化采油开发。目前,油田系统中抑制SRB最常用和有效的方法是化学方法,通过在油田回注水中投加SRB抑制剂。该文综述了注水开发污水中SRB常用化学抑制剂应用现状及研究进展,将其按照杀菌机理分为氧化型抑制剂和非氧化型抑制剂两类。然而由于地层不同、采油过程不同,应采用不同种类化学抑制剂投加回注水,因此,研制相应新型、高效、环保的SRB抑制剂是目前主要研究课题。     

油田注水系统腐蚀原因及对策

随着经济的不断发展,油田注水系统越来越受到管理者重视,因为注水系统对油田开发效益有直接影响,但是油田注水系统由于各种原因,导致油田注水系统腐蚀非常严重,对油田造成了一定的经济损失。主要对油田注水管道腐蚀的影响因素和腐蚀防护对策进行了分析,希望能对油田注水系统的防腐有所帮助。     

延长油田注水管道腐蚀因素及防腐措施探析

油田注水是提升油田采收率的重要方式,注水水质对于注水设备、管道的使用寿命影响很大。本文首先对注水管道腐蚀的原因进行系统概述,并结合延长油田的注水管道腐蚀原因进行分析探讨,并在此基础之上提出相应的防腐措施。     

W油田S区域注水管线腐蚀机理及防腐对策研究

针对W油田S区域注水管线腐蚀情况,经水质分析、腐蚀产物分析等,明确了造成注水管线及相关设备腐蚀穿孔的机理,结合现场腐蚀情况,通过源头预防、过程管控,及时采取科学合理的防腐、治腐措施,使注水系统管线、设备的穿孔次数降低了42%,设备维修费用节支35%,防腐、治腐效益显著。     

油田注水除氧剂的研究进展

现阶段,我国油田开采业整体发展速度不断加快。在注水油田的开采工作中,注入的水体资源主要来源于采出污水等。在油田注水系统工作过程中,如果水体当中溶解大量的氧会造成油田注水系统设备产生严重的腐蚀现象。本文针对油田注水除氧剂的研究工作展开了分析,针对各种不同类型的除氧工作方法,提出了油田注水除氧剂的使用工作要求,有效提高油田注水系统的工作稳定性。     

油田注水系统腐蚀原因及对策

随着经济的不断发展,对原油的需求量也不断增加。在油田的开发中,油田注水系统是非常重要的一部分,因为油田注水系统对于油田的开发效益有直接影响,但是由于各种原因,导致油田注水系统腐蚀比较严重,主要对油田注水管道腐蚀的影响因素和油田注水管道腐蚀防护措施的进行了阐述。     

浅谈注水管道腐蚀因素及涂层保护的应用

通过对油田注水管道腐蚀影响因素的分析,论述涂层保护在油田注水管道防腐中的应用,就油田注水系统的腐蚀原因进行深入的探讨,采用最经济、最简单的防腐技术,针对不同情况提出防腐的措施,达到保护注水系统的目的。     

高含水油田注水系统腐蚀分析及控制对策

针对油田开发进入高含水期注水系统设备腐蚀的现状,分析了高含水油田注水系统腐蚀影响因素及其机理,并提出了控制注水系统腐蚀的切实可行的技术对策。     

油田注水系统腐蚀原因及对策

在油田开发中,油田注水系统是非常重要的一部分,注水系统的运行对于油田开发效益有直接影响。而在油田开发中,由于各种原因,导致注水系统腐蚀得十分厉害。主要对油田注水管道腐蚀得影响因素和腐蚀防护对策进行了阐述,以供同行业进行参考。     

细菌微生物对工业油田生产的危害及机理研究

细菌微生物在工业循环冷却水系统及油田回注水系统中大量繁殖,严重影响了正常生产运行。细菌微生物主要包括三类:硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌。详细论述了细菌微生物对工业油田的危害,并阐述了三种细菌各自的腐蚀作用机理。     

注入水腐蚀评价在油田开发水源选择中的应用

地层水与海水是海上注水开发油田的两类重要注入水水源。以A油田为例,结合区域内的地层水和海水特点,建立了海上油田注入水水源的选择方法和依据,并分析评价了不同水源对注水系统的腐蚀影响。研究结果表明,A油田如采用地层水为注入水源,存在硫化氢腐蚀风险,在满足细菌达标、溶解气达到行业标准的基础上,注水系统平均腐蚀速率低于行业标准,能够满足长期注水寿命要求;A油田如采用海水为注入水水源,存在盐和氧腐蚀问题,在满足细菌达标、溶解气达到行业标准的基础上,平均腐蚀速率仍高于行业标准。推荐该区域注入水水源采用地层水,并提出该水源条件下注水系统的腐蚀防护措施。     

子洲-米脂气田气井腐蚀因素及腐蚀规律研究

随着子洲-米脂气田的大规模开发,产水气井及产水量的逐年增多,因腐蚀而引起的管筒穿孔、断脱,井口及集输管网渗漏问题的日渐突显,给气田生产造成了严重危害和经济损失。为了准确掌握井下油套管腐蚀状况,需要系统分析影响井下管串腐蚀的主要因素、腐蚀程度及防腐效果及进行腐蚀规律研究。本文主要对子洲一米脂气田生产井的腐蚀性影响因素及腐蚀规律开展研究,通过整理检测气田整体区块的气质、水质和凝析油基础物性,结合对井筒的腐蚀挂片试验,通过应用腐蚀机理研究,分析判定了子洲-米脂气田天然气属于微含硫、低含CO2干气气藏,气井存在的腐蚀和结垢趋势,气田腐蚀主要表现为CO2腐蚀,对CO2分压、pH值、H2S、凝析油等主要因素和次要因素进行了系统分析,将来为下一步筛选合理缓蚀剂提供理论依据。     

管道内防腐技术研究进展

国内传统主力油田已经进入高含水开发期,由此引发注采系统和集输系统严重的管道腐蚀问题。介绍了油气管道内防腐技术,包括管材耐蚀材料选择机理、缓蚀剂加注技术、内涂层和内衬里技术等。并提出针对后腐蚀现象,可以采用局部修补技术对管道破损部位进行维护,以延长管道的使用寿命。为保障油气管道安全生产运行,应进一步研究管道内腐蚀机理,开发经济有效、环境友好的管道内防腐新技术。     

油田注入水中悬浮物含量测定方法改进

注水管线长期运行会导致腐蚀、结垢,悬浮固体吸附到管壁上,导致形成水垢层,被冲刷下来后使回注水水质造成污染。回注污水中包含油类、悬浮固体、聚合物、细菌等杂质,其中悬浮固体会堵塞注水井的近井地带及井眼附近区域,导致近井地带的渗透率明显降低,压力升高,注水量下降,造成油层污染。油田污水进行检测时,悬浮物是其中一项重要的检测指标,对悬浮物测定方法进行改进,减少实验时间,有利于提高实验效率。     

油气集输管线内防腐技术

集输管线输送介质中常含一些酸性气体、固体颗粒、微生物等,对管线造成严重的内腐蚀,因此集输管线内防腐是石油与天然气工业中一个极为重要的难题。针对当前集输管线内腐蚀的类型及特点,介绍了目前石油与天然气工业集输管线中常用的内防腐技术现状及其发展动态。     

深水环境下油气田开发涂装系统研究及失效分析

中国南海油气田开发过程中,水下机器人 ROV在巡检中发现深水腐蚀正在出现,并逐渐成为深水油气开发的关键影响因素,涂层防腐及抗水压性能在深水环境下尤为重要。本文结合深水油气田开发工程特点,针对目前海洋石油深水油气田开发防腐涂装系统的设计及实际经验,结合国际标准对海洋深水环境涂装系统的要求以及对深水阴极保护影响的特殊性,对深水油气田开发工程防腐系统设计和施工进行综合分析。根据深水环境的特殊性给出具体的涂装技术要求和施工接受标准,达到后期安全生产和全寿命周期免维护的深水防腐理念,指导深水防腐设计,并为国内深水开发提供技术保障。     

文昌13-1/2油田液化石油气铜腐超标治理方法的研究及应用

文昌13-1/2油田液化石油气(LPG)回收项目是中海石油(中国)有限公司湛江分公司首个海上LPG回收项目。近年来文昌油田LPG产品时而会发生铜腐测试不合格情况,本文通过对LPG系统硫化氢检测,LPG气样总硫含量测试以及铜片腐蚀产物的能谱测试,发现文昌油田LPG气样铜腐超标和硫含量超标有关。根据海上油田生产环境特点,拟采取湿法脱硫技术,直接加注脱硫剂的方法治理铜腐不合格问题。现场试验加药点选在进口压缩机进口,这样既可以给脱硫剂与硫化氢反应提供空间和时间,又可以在LPG系统较前端将硫化氢治理到较低水平,防止了硫化氢在LPG系统中的扩散。液化气脱硫剂以加注量50mL/min,在现场实践应用的一个月的时间里,可以有效地将铜腐指标从2a降低到1a,确保LPG产品符合国标标准要求。     

W11-4油田生产系统所加药剂对系统腐蚀控制状况影响评价

为了对W11-4油田生产系统所加药剂对系统腐蚀控制状况的影响作出评价,采用目前世界上最先进的旁通式在线快速腐蚀监测仪,对W11—4油田生产污水系统在不同加药状态下的腐蚀状况进行了监测。结果表明：W11—4A平台和W11—4B平台油井口加注的缓蚀剂IMC-80-N对后面的污水处理系统起到了保护作用。污水系统所加净水剂NY-16会加重系统的腐蚀,使腐蚀速度增幅达到40％-50％,且腐蚀速度增幅随所加净水剂NY—16浓度的增加而增加,使腐蚀速度增幅达80％以上。缓蚀剂IMC-80-N不但在一级分离器出口单独使用时能很好地控制系统的腐蚀,而且与净水剂NY-16同时加注时,还能控制净水剂NY-16造成的腐蚀约5n％。