新民油田水系统结垢的治理

水质腐蚀结垢的治理可采取水质化学处理与系统材质选择兼顾的办法。水质化学处理以阻垢为主,杀菌缓蚀为辅;同时可选择使用抗腐蚀管材,解决个别油井酸性介质腐蚀严重的问题。通过投加阻垢剂解决采油生产各环节水质结垢的问题;通过投加杀菌缓蚀剂解决采油生产各环节腐蚀问题。经过现场试验,目前已完成了适合于新民采油厂水质特点的阻垢剂、杀菌缓蚀剂主要成分的筛选工作,已获得理想的试验效果。     

化学溶垢技术在注水海管通球解卡中的研究与应用

海上油田的注水海管在实际运行中由于多种原因存在结垢情况,在实施通球的过程中,部分海管容易出现结垢产物的堆积和挤压,造成卡堵,通过正推和反推等物理方法无法实现解卡时,需要研究一种化学溶垢技术,实现海管的低成本解卡。通过筛选得到具有分散、溶解、螯合及杀菌的多功能溶垢药剂,与常规正推解卡技术相结合,实现低成本处理注水海管卡球事件,研究出海管通球解卡的新工艺。     

靖边油田污水处理站注水系统腐蚀结垢研究

在注水系统中,污水处理站是最重要的组成部分,通过对污水处理站各个环节的水质分析,得出该水处理系统主要为硫化铁结垢。对化学药剂进行配伍性评价,发现原体系配伍性差,杀菌剂与其他药剂、污水均不配伍,并产生不溶物。明确了造成腐蚀结垢原因,提出解决问题的办法。所用药剂中,缓蚀阻垢剂可以达到缓蚀效果要求,但阻垢剂效果差,且对Fe~(3+)离子的络合量小,易产生硫化铁结垢;杀菌剂能有效地减少水质中细菌的含量;即使除氧剂加量较大,也不能有效地除氧,达不到注入水水质要求。     

循环水系统水冷设备腐蚀原因及对策

辽阳石化分公司炼油厂第二循环水场,仅2000年 1～10月就有13台水冷器泄漏。腐蚀调查表明,部分水冷设备的介质侧(如E3203,E3411,E4709AB及焦化压缩机水冷器等)含有H_2S,泄漏后使H_2S进入循环水系统。H_2S可使水处理药剂降解并增加杀菌灭藻的难度,从而造成全系统设备的腐蚀与结垢。一旦有H_2S泄入系统,应投加非氧化性杀菌剂以控制微生物的繁殖生长。     

循环冷却水系统加药处理前的改造

一、概况 我厂共有9套循环冷却水系统,大多运行20年以上,循环水量为40000吨/小时,补充水为黄河二次澄清水,其特点是浊度、硬度和碱度都较高,属较高硬度水。在运行过程中,由于水质差,换热器结垢相当严重,加之有时介质泄漏,使某些系统水质进一步恶化,严重影响生产。另外循环水浓缩倍数仅为1.05～1.2左右,每小时补充水量为2800吨/小时,水的浪费比较严重,为提高换热效率,节约用水,采用循环冷却水水质处理技术势在必行。 要进行循环水的水质处理,必须投加阻垢缓蚀,杀菌灭藻等药剂,为减少水和药剂的浪费,又必须先对循环水系统进行改造。     

某深水气田乙二醇脱盐系统影响因素分析与措施

乙二醇(简称MEG)作为防止深水气田水合物形成的抑制剂广泛地应用于天然气田的开发生产中,为解决某深水气田乙二醇回收系统出现的结垢与腐蚀问题,对乙二醇回收工艺中脱盐系统的影响因素进行了分析,发现二价金属阳离子、羧酸盐、化学药剂配伍性、碳酸氢钠、含氧量、完井液成分、乙二醇降解、苯系物等因素会加剧脱盐系统的结垢与腐蚀。结合工艺实践,通过对乙二醇脱盐系统采用耐腐蚀不锈钢管材和螺旋式加热器、加入除氧剂降解、提前进行药剂配伍性测试、定期排放高黏度废液等应对措施,不仅可以降低脱盐系统结垢与腐蚀的风险,同时也可减少乙二醇的损耗,脱盐系统可长期稳定运行。     

永宁采油厂双河西区注水井腐蚀结垢控制

针对双河西区注水系统腐蚀结垢严重,影响正常生产的问题,对其腐蚀结垢原因进行了分析。确定了水中溶解氧、细菌以及成垢阴阳离子的存在是导致回注水腐蚀结垢严重的主要因素。通过实验筛选出pH值调节剂、除氧剂、杀菌剂以及缓蚀阻垢剂作为水质防腐防垢的药剂,处理后水质腐蚀速率降低89.7%,结垢速率降低72.5%,腐蚀结垢程度减弱,达到回注要求。     

新疆油田采出水水质稳定技术

针对新疆油田采油二厂81#联合站采出水处理回注系统腐蚀结垢严重的情况,对该站采出水水质及腐蚀结垢产物进行了分析。采用静态阻垢法评价了药剂的阻垢性能,采用静态挂片法和动电位极化法评价了药剂的缓蚀性能。经水质净化平衡复合药剂处理后水质明显改善,当平衡调控剂浓度为100 mg/L,其他净水药剂浓度不变时,处理后水质稳定,24 h钙失率仅为0.6%,腐蚀速率为0.035 mm/a,能实现对腐蚀与结垢的有效控制,使阻垢率和腐蚀速率达到油田相关标准的要求。     

天然植物抑制冷却水腐蚀和结垢

冷却水系统的管线和设备都要受到腐蚀和结垢,虽然使用常规的铬酸盐和磷酸盐等药剂可以减缓腐蚀和结垢,但因毒性或价格较贵,使这些药剂的使用受到一定的限制。某些天然植物产品能减缓水的腐蚀和垢的形成,丹宁及其衍生物可以用来保护钢或铁制工具及管线的腐蚀就是一个例证。本文报道了从天然植物的叶、种籽、壳和果实中提     

新疆油田采出水水质稳定技术

以新疆油田采油一厂联合站为例,针对其污水处理及回注系统结垢腐蚀严重等情况做出具体分析,通过对药剂阻垢性能和缓蚀性能进行评价。证明其可以有效控制结垢与腐蚀,使采出水的腐蚀速率与阻垢率能够符合油田的标准。     

改善高压锅炉给水质量的措施

对乙烯装置高压锅炉给水系统中存在的给水腐蚀、炉水结垢和炉水夹带等问题进行了分析,阐述了药剂EWPT-6206控制炉水pH值和过剩氧的原理以及EWPT-6355控制沉积物的反应机理,并介绍了药剂的使用方法。对加药前后的炉水排污率、超高压蒸汽pH值和除氧水含氧量等检测数据进行了对比,对比结果表明,两种药剂能有效提高蒸汽质量,降低锅炉给水系统的腐蚀。     

油田注入水配伍性及阻垢实验研究

测定了不同水型的3种注水水样以不同比例两两相混时生成的沉淀量,通过对正交设计试验结果的旁析讨论了影响结垢的诸因素,从9种国产药剂中筛选出了包含5种药剂的复配阻垢剂,该剂在混合水中对CaSO_4、CaCO_3结垢有良好阻垢效果,具有很强的缓蚀性,能减轻混合水结垢对岩芯透渗率的伤害。     

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。     

马寨油田水体改性技术

自1995年以来,马寨油田开始使用“ABC三剂一体水处理技术”。该技术的应用为解决马寨油田水质腐蚀、结垢问题奠定了基础。但在现场使用时,由于药剂本身问题,处理后水质指标远达不到理论要求。2000年,对马寨油田进行水体改性,排除原来A剂用量受制于B剂的因素,利用新型药剂强化杀菌、缓蚀、助凝、除铁、脱硫功能和效果,使水质全面达标。3种药有协同增效作用,但相互依赖性不强,污泥产出量是改性前的1/3,处理后水质各项指标达到油田颁布的标准范围内,目前该技术仍在继续使用中。     

加酸循环水系统中的新型水处理药剂应用

介绍了ZH442MS水处理药剂在化纤加酸循环水系统的应用情况。在高硬高碱水质条件下,循环水浓缩倍数可以达到4-5运行,并能有效控制腐蚀和结垢,经济效益明显。     

天然气净化厂循环水处理新技术研究

循环水处理技术是天然气净化厂循环水系统安全平稳运行的关键。通过现场试验、冷换设备现场运行情况、成本及安全环保方面,对比3种循环水处理技术在天然气净化厂的应用效果。试验表明,3个分厂的循环水水质均较稳定,无明显结垢或腐蚀趋势。在杀菌、抑制冷换设备结垢方面,渠县分厂栗田工业循环水处理技术最好,其次是长寿旁路电解水处理技术(ECT),引进分厂铜基触媒防垢器杀菌除垢效果不理想。在成本控制方面,以设备使用寿命周期内计,ECT投入总费用较栗田工业循环水处理技术投入的总费用低很多。在安全环保方面,渠县分厂栗田工业循环水处理技术使用的化学药剂都具有腐蚀性,对水生物毒性非常大,给进行加药、排污等操作的人员带来安全风险,增加工业废水的产生量,对环境造成污染。综合比较3种循环水处理技术,ECT是目前天然气净化厂综合性较优的循环水处理技术。     

油田采出水电解杀菌技术

通过现场试验，开发出了适合油田采出水的高效电解杀菌工艺。电解杀菌技术用于油田采出水处理，利用污水中的固有成份Cl^-电解出HOCl进行杀菌，杀菌效果好，长期使用不会使细菌产生抗药性，还可以保持适当的余氯量，确保外输及注水等后续系统中不再滋生细菌，而且该工艺较传统杀菌工艺具有节约药剂成本等特点。     

中原油田采油污水缓蚀阻垢技术研究

中原油田胡二污水站采油污水pH值较低、矿化度高、细菌含量高、腐蚀结垢性强,由于污水腐蚀结垢的产生,严重影响油田注水生产正常运转。研究结果表明,PAC与PAM的加量分别为40～50mg/L和1.0mg/L时,可以明显去除污水中的油及固体悬浮物;WT-809杀菌剂杀菌效果好,满足采油污水杀菌处理要求;WT-02缓蚀阻垢剂加量为50mg/L、90℃时仍具有很好的缓蚀阻垢性能,使污水腐蚀速率小于0.076mm/a,结垢量小于10mg/L,满足污水缓蚀阻垢处理要求。     

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。     

昌吉油田掺水系统结垢机理分析及对策研究

昌吉油田属于中深层稠油油田,为了解决稠油流动性差的问题,地面集输采用双管伴热回掺热水工艺。但该工艺在运行过程中掺水系统出现了不同程度的结垢,以换热器内结垢最为严重。通过对掺水系统结垢机理进行分析,采取了以下措施:将出站温度设定在55~60℃之间,减少换热器出口温度波动;将掺水比控制在60%~70%之间;出站压力控制在2.1 MPa左右;将井口回压控制在0.6~0.9 MPa之间。另外,还采用了物理阻垢和化学药剂阻垢的方法。通过采取上述措施,减缓了系统结垢趋势,延长了设备清洗周期,节约了生产费用,提高了设备使用效率。