孤岛油田污水管网清垢解堵工艺应用

孤岛油田在多年的注聚、热采开发过程中,由于聚合物、硫化氢、二氧化碳、溶解氧及细菌等多种成分的综合作用,管线出现严重的腐蚀、结垢,造成污水管线堵塞,使联合站处理后的污水在注水系统沿程中水质不稳定。通过对污水管线堵塞物成分和结垢原因进行分析,开展化学法管线清洗解堵研究,优选反应温和的有机酸进行复配,形成了一套新型化学清垢解堵剂体系。该污水管网清垢解堵工艺能够快速清洗油泥、软化硬垢,清洗效率达到90%以上,在孤五联—孤南注污水外输管线进行现场试验,污水外输能力增加53%,施工方便且符合管线安全作业要求,经济效益显著,对其他管线作业有借鉴价值。     

细菌变异及其腐蚀行为的研究

1.前言 硫酸盐还原菌(SRB)普遍存在于土壤、海水、污水等缺氧环境中,我国大多数油田污水系统中都含有不同量的SRB,田SRB导致的设备、管线的腐蚀,是石油工业中常见的严重问题,中原油田通过提高污水pH值(≥8.0),有效地控制了细菌(SRB)生长和腐蚀。但随着SRB通过变异逐渐适应碱性环境,现场开始出现了SRB生长繁殖迹象,由其引起的腐蚀和水质变黑等问题也随之产生,为能有效地控制碱性环境下SRB变异生长,了解其对设备管线的腐蚀影响,在实验室培养基中对SRB进行驯化实验,研     

白19井排水管线的化学清洗

对于产水气田,地面集输系统结垢时有发生,结垢会造成设备及管线堵塞和腐蚀,对排水采气工艺的实施影响极大。文中介绍了西南油气田分公司蜀南气矿白19井排水管线的结垢及化学清洗情况,并结合现场施工对排水管线的化学清洗提出了几点认识与建议。     

油田污水系统中的细菌与防治

采出的污水要回注到地层就必须解决污水和回注系统中存在严重的腐蚀，结垢和细菌增生等诸多问题，多年来，虽然油田在污水“三防”方面做了大量有效的工作，也取得了一定的成绩，但是，污水的腐蚀，结垢和细菌增生等仍然没有很好解决，污水中细菌造成的腐蚀，水质污染，地层堵塞还相当严重，污水系统中的细菌危害必须采取工艺与化学相结合的方法，加强生产管理才能有效解决。     

FH系列杀菌剂的研制与应用

在注水开发的油田中,注入水中往往生长着不同种类的细菌(尤其是SRB等厌氧菌)。细菌繁殖的结果,轻者污染油层、腐蚀设备和管线,重者堵塞管线和地层。而国内常用的杀菌剂品种比较单一,主要是1227,长期使用已使细菌产生了抗药性。为此,河南油田采油一厂研制出了FH(复合型)系列杀菌剂。其中FH-4、FH-7、FH-8有比较好的杀菌效果,且处理污水费用低,可完全替代1227或与1227交替使用。     

在线腐蚀监测技术应用

油田生产开发过程中，从地层产出的污水经过地面流程管线输送到联合站。经过处理后再进行回注（包括回注到地层和环保注水）。流程管线受污水中的SRB、CO2和氯化物等的共同侵蚀造成了严重的腐蚀损害，腐蚀穿孔、结垢等现象经常出现，造成管柱使用寿命缩短，增加了作业次数，不但带来了巨大的经济损失，还严重影响了油田的正常生产。     

注入管线黏度损失原因分析及治理对策研究

针对聚合物驱注入管线对聚合物溶液剪切降解大的问题,取样化验分析注入管线起始端样品中细菌及还原性物质对聚合物黏度的影响,分析注入管线黏度损失的主要原因为长期注入过程中细菌及硫化物等还原性物质大量滋生造成的生物降黏。针对该问题,制定出大排量、变压式高压污水清洗和0.08%(质量分数)双氧水软化方式的化学清洗两种措施,提出了改善污水水质、杀灭和抑制硫酸盐还原菌、铁细菌和腐生菌的技术措施,使注入管线黏损治理达到良好的效果。     

火烧山油田含油污水与清水可混性研究

讨论了火烧山油田含油污水与清水的混合比例、混注方式、混柱条件及混合水的腐蚀、结垢、细菌和悬浮物等问题。通过研究认为,污水和清水中加入化学药剂处理后,在清水占混合水的10％－60％范围之内可按任何比例混合。混柱方式宜采用泵前清水罐内混合;任何比例（10％－60％）混合水都不结垢,腐蚀率＜0．1mm/a,SRB≤10^2个／mL,TGB≤10^3个／mL,悬浮物随清水量增加而减少。     

榆林气田防腐防垢技术研究

榆林气田污水含有机械性杂质、悬浮物、油及大量的Ca2+、HCO3-、Cl-等离子,同时还溶解有一定量的CO2、表面活性剂等,且pH值较低,因此,在甲醇回收装置运行过程中会造成设备的大量结垢和腐蚀,堵塞甲醇回收装置的换热器、精馏塔,引起管线、设备产生点蚀、坑蚀,甚至穿孔,严重影响装置的正常运转,且经甲醇回收装置处理后的污水达不到回注水的指标要求。采用现场试验及挂片的方法对榆林气田水质的腐蚀成垢程度进行了分析,在此分析研究的基础上,提出了含醇污水预处理的方案及措施,最终使预处理过的水腐蚀结垢减缓,回注水达到各项环保指标及要求。     

纯化油田回注污水腐蚀原因分析及治理措施

针对纯化油田回注污水水质情况,分析了污水产生腐蚀的原因。结果表明：硫酸盐还原菌 (Sulfate Reducing Bacteria,SRB)的大量繁殖是导致硫化物含量高、腐蚀严重的主要因素,重点讨论了硫酸盐还原菌的腐蚀机理,并根据纯化油田回注污水杀菌新技术试验情况,提出对硫酸盐还原菌的防治采用紫外线杀菌和投加二氧化氯的方法比较可靠。     

吉林油田注采系统腐蚀、结垢防治技术

针对吉林油田注采系统普遍存在的严重的腐蚀、结垢现象，对腐蚀、结垢因素进行了分析。研究、开发了投资少、见效快、工艺简单的水质化学处理工艺及油井腐蚀、结垢防治技术。实践表明，该技术可有效地控制注采系统的腐蚀、结垢问题，并极大地减少作业工作量和腐蚀、结垢造成的损失，具有显著的社会效益和经济效益。     

坪北油田防垢技术研究与应用

针对坪北油田油水系统结垢严重的问题,通过对地层产出水、注入水、结垢物的分析研究,对各种水体之间的配伍性进行了实验,分析了结垢机理,找出了结垢原因,筛选、评价出了适合于坪北油田的缓蚀阻垢剂F21,并确定了其最佳使用浓度。现场应用表明,其效果明显,完全适用于坪北油田防垢的需要。     

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。     

江苏油田H88区块生物法防腐可行性研究

针对H88区块腐蚀结垢较为严重的现状,进行采、注系统水环境理化指标和微生物种群数量分析,并在此基础上开展室内生物反硝化抑制SRB（硫酸盐还原菌）的可行性研究。结果表明,SRB和硫化物是引起H88区块腐蚀结垢严重的主要因素,从H88区块油井采出水中可以筛选到内源反硝化细菌（命名为JSl3—1,粘质沙雷茵）,生物刺激可以改变采出水微生物群落结构,刺激反硝化细菌的生长。     

鄯善油田油井腐蚀结垢原因探讨

通过对采出水水质、垢样/腐蚀产物检测和结垢饱和指数计算,分析了鄯善油田油井腐蚀结垢原因,并优选了缓蚀剂和防垢剂的种类和投加量。结果表明,油井腐蚀结垢并存,腐蚀产物为FeS和FeCO_3,垢成分为CaCO_3;结垢的主要原因是CO_2分压降低;而腐蚀的原因为采出水Cl~-含量高、矿化度高、在井底条件下pH值低以及S~(2-)促进腐蚀和垢下腐蚀等;优选出的HCA-5C缓蚀剂和WCSI-2防垢剂,能有效防止油井腐蚀结垢,当HCA-5C缓蚀剂质量浓度为100 mg/L时,N80钢的腐蚀速度不大于0.076 mm/a;当WCSI-2防垢剂加量为20 mg/L时,其防垢率不小于90%。     

石油磺酸盐降压增注试验研究

针对低渗区块注水困难的状况,在室内开展了石油磺酸盐的溶解性、表面张力变化及岩心试验,检验石油磺酸盐的降压增注效果,并对添加石油磺酸盐是否对注水井造成损害进行了结垢趋势和腐蚀试验。结果表明低浓度石油磺酸盐可降低污水的表面张力,具有降压增注的功效,并且可以起到一定的缓蚀作用。     

注入水改性技术在临南油田的应用

临南油田产出水矿化度高，所含成分具有强腐蚀、结垢倾向，注入水严重不达标，给油田开发带来一系列问题。文中分析了临南油田的腐蚀结垢原因，介绍了注入水水质改性的工艺原理、室内评价及改性过程；注入水改性后，水质发生了根本性的变化，管网、井筒腐蚀结垢减轻，注水井注水状况好转，低渗油藏水驱动用储量增加，油田开发指标变好，对改善开发效果产生了积极影响。     

渤海A油田注水井压力上升原因及对策研究

渤海A油田注水开发过程中,注水井逐渐出现压力升高、注水不足现象。为此,在注入水水质及注入压力资料调研与分析的基础上,开展注水井堵塞机理研究,从注入水水质、结垢和腐蚀、配伍性分析以及微粒运移和出砂等方面,分析了注水压力上升原因,并针对此开展注水井解堵技术实验研究。结果表明,注入水中固悬物、粒径中值、含油量均超标,从而引起堵塞;溶解氧含量、总铁含量,细菌等均超标,导致注水过程中结垢和腐蚀管线,造成水井堵塞;复合酸体系7较好地解堵增油效果,可为A油田注水井的解堵增油提供可靠的技术保障。     

含硫注水管道清洗除垢技术应用与推广

针对塔中油田几条注水干线结垢和内腐蚀严重的问题,进行了结垢与内腐蚀之间的影响机理研究和清洗药剂配方试验,并多次应用酸洗除垢技术对塔中油田数条注水管道(包括支线)进行了清洗作业,均取得良好效果。     

白驹油田集输系统腐蚀结垢原因分析及防护对策

用水质水性分析、腐蚀电化学分析、X射线衍射分析等实验方法,判断了白驹油田集输系统腐蚀结垢类型。结果表明,集输系统腐蚀和结垢同时发生,垢以CaCO3和MgCO3为主;腐蚀是阴极过程控制的电化学腐蚀,溶解氧、高矿化度(Cl-)和高SRB含量是腐蚀发生的主要原因。同时,结合工艺流程,提出了以化学防腐防垢为主,以物理隔氧、阴极保护为辅的对策,在现场应用中取得了显著效果。