高凝油掺水管网阻垢工艺现场试验

针对油田高凝油掺水管网系统特定水质,分析了掺水系统污水的水质特点和垢样组成成分,明确其腐蚀结垢原因。通过开展药剂配方的筛选复配,筛选出了具有缓蚀、阻垢和乳化分散功能的高效阻垢剂,为验证其现场应用效果,完成了现场试验工艺设计和加药装置的制造安装,开展了油田掺水管网现场阻垢试验,设计了高凝油掺水管网缓蚀阻垢方案。通过现场试验,减化了管道及加热炉的结构,降低掺水压力1%左右,提高加热炉热效率5%以上。     

阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。     

坪北油田油水系统腐蚀性研究

通过对坪北油田清水、污水水质进行分析及现场挂片试验,指出坪北油田油水系统设备腐蚀主要是溶解氧、硫酸盐还原菌和高矿化度水质引起。进行了室内和现场试验研究,评选出了CYD1021B杀菌剂和F21缓蚀剂,现场应用表明:从地面到油水井井筒,整个油水系统的极化电阻上升,细菌含量、腐蚀速度下降,取得了明显的效果。特别是加药后的注入水进入油层后,在全油田油水系统形成了一个良性循环。     

降温掺输技术在吉林油田的应用

目前,吉林油田集油多采用掺输流程,但掺输系统存在着运行温度高、管线设备腐蚀严重、掺水量无法精确控制等诸多问题,导致掺输系统能耗指标偏高。该油田于2006-2008年在3个接转站辖区开展降温掺输技术攻关,通过现场试验,采取了精确控制掺水量、降低掺水温度和接转站含水原油外输温度等相应措施,使试验区掺输系统耗气量和耗电量大幅度降低。若降温掺输技术得以推广,预计将创造出可观的经济效益。     

油田回注水腐蚀结垢机理研究

鄯善油田历经23年注水开发,腐蚀速率高峰值时达0.63mm/a,地面管线结垢厚度最高值达20mm。为降低油田回注水腐蚀结垢速率,本文主要针对鄯善油田回注水腐蚀结垢问题,结合鄯善油田自身的水质特性,开展鄯善油田回注水系统腐蚀结垢机理研究,利用水质检测、垢样分析方法,通过室内仿真模拟试验,查找腐蚀、结垢的主控因素,为制定适合鄯善油田回注污水的防腐阻垢工艺技术方案提供理论依据。     

掺水集油参数优化研究

在油田掺水集油流程中,掺水量越少则需要的掺水温度越高;掺水量越多则需要的掺水温度就越低。本文对某油田掺水集油系统中能耗进行分析,得出掺水温度在一定的温度范围内,集输系统的能耗最低。     

孤东注水系统结垢腐蚀与预防

通过室内系列试验,对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤东油田注水系统管道的腐蚀机理进行了研究,结果表明引起各注水管道腐蚀的主要因素是注水水质的高矿化度和高腐蚀性离子含量。同时,在同一条件下对各注水管道的腐蚀程度进行了对比,进一步提出了防止腐蚀的技术措施是选择20号钢材料,并配合加注质量浓度为40mg/L的HT-8缓蚀剂,可使缓蚀率达到94%以上。综合使用这种措施,可以实现对注水管道腐蚀的良好抑制,对油田生产具有重要的指导作用。     

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。     

腰英台油田地面系统管线腐蚀穿孔原因及对策

随着腰英台油田的不断开发,地面管线的腐蚀穿孔日益严重,每年穿孔维修费用达到数百万元。根据腰英台油田腐蚀特征,分别从注入水水质、注入方式、设备和管线材质等方面研究,综合分析腰英台油田高频次腐蚀穿孔的原因,找出腐蚀穿孔主要因为水质达标率低、管线老化、管线内CO_2含量高等因素所致。针对以上问题采取了联合站设备检修,形成了加药制度、定期清洗及维护等措施,逐步优化注水系统流程,提高注水水质达标率;在管线性能方面有计划地更换管线并提高管材防腐蚀级别,来延缓沿程腐蚀穿孔问题。经过2 a改造和运行,集油管线穿孔次数降低了36.6%,掺水管线穿孔次数降低了73.8%,节约维修费近300×10~4RMB$,经济效益明显。     

基于正交试验的油田腐蚀结垢主控因素分析

大港油田污水矿化度高、温度高和腐蚀性气体含量高,造成注水系统腐蚀结垢严重,制约了油田开发和生产。通过正交试验开展针对管道及井筒腐蚀结垢的主控因素研究,设计了H₂S和Na₂S两套正交试验方案。试验结果表明：在注水系统现役工况条件下,对碳钢腐蚀速率影响最大的因素是温度,其次是硫酸盐还原菌(SRB)数量,硫化物和CO₂含量影响较小。通过研究明确了腐蚀结垢主控因素,初步了解了腐蚀结垢机理,为油田的水质控制和阻垢剂研究明确了方向。     

葡北油田单管冷输集油技术的优化

葡北油田10号站地区的2座转油站分别建于1980、1987年,负荷率分别为56.0%、87.3%,负荷率较低,且设备老化腐蚀严重,系统效率偏低。葡北10号站地区地面系统优化新建转油站1座,拆除已建2座转油站。集油系统调整共有112口已建油井,新建7座阀组间,将现有的双管掺水热洗分开流程改为单管多井串联不掺水集油流程。与双管掺水热洗分开流程相比,应用单管多井串联不掺水集油流程,112口油井综合投资可减少952万元。     

单管冷输集油在葡北油田的应用

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理,地面设施腐蚀老化严重,运行能耗高及安全隐患突出等问题,在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上,对葡北油田进行冷输工艺调整改造.对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析,单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元,与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元,单井年节省运行费用达到2.65万元.     

系统腐蚀性研究与缓蚀剂的筛选

大港南部油田的掺水中，矿化度高达25581mg／L，属典型的高矿化度水。在这种水质条件下，掺水本身的腐蚀速度相当快，平均腐蚀率为1．47mm／a(行业标准≤0．076mm／a)，使得掺水管线的使用寿命大大缩短，新管线应用两年就会发生穿孔、刺漏现象，给油田的正常生产和管理带来了较大的危害。     

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。     

英台油田腐蚀主控因素初探

针对英台油田含水不断上升、腐蚀结垢越来越的严重问题,对英台油井水质、细菌含量进行检测,分析腐蚀环境．通过多种试验手段进行腐蚀分析,初步确定英台油田腐蚀的主控因素为水质腐蚀与细菌腐蚀2种,研究结果为该油田腐蚀防治提供了依据。     

低渗透油田油井低能耗集油技术

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展.因此,为达到节能降耗的目的,选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验,研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数,并对现场节气效果进行分析,节约天然气30%以上.     

江汉油田注水采油设备的腐蚀与防护

随着采出原油含水率增大,江汉油田地面和地下注水、输油管线都发生严重腐蚀。通过油田注水水质监测,大量地面、井下挂片腐蚀试验,腐蚀状况和腐蚀物分析,室内模拟试验,查明引起腐蚀的因素是 SRB、高 Cl~-含量以及溶解 O_2、CO_2和 H_2S,其中以 SRB 最为重要。讨论了各种因素引起腐蚀的机理。提出了相应的防腐蚀措施。     

计量间新型采暖技术试验及效果

随着油田含水上升,原有集油参数已不适应目前节能减排的要求,单井回油温度、中转站掺水温度的降低,导致了计量间温度达不到设计初值。研究并试验应用了计量间小户型水源热泵、小型电热锅炉、液流热能发生器3种新型采暖技术,通过现场应用及完善后,均能满足生产实际的需要,若按厂单管不加热集油模式计算(站辖油井50口,计量间5座,单井掺水量0.5 m3/h),年可节省天然气费用25.875万元,电费4.15万元。     

大港南部油田集油工艺优化研究

随着大港南部油田综合含水的不断上升,地面系统生产设施经过多年的运行,加热集输负荷大,系统能耗呈现大幅上升趋势.结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数,优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺,分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺.在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上,通过应用效果的跟踪分析总结认为,大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺,比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势,即在满足正常生产的前提下,运行费用减少,系统规模缩小,工人劳动强度下降.     

乌尔逊油田掺水集油系统降温集输效果分析

乌尔逊油田环状掺水集油系统受自然地理条件差(高寒),低产、低效井所占比例大,气油比低、原油凝固点高等因素影响,掺水集油系统生产能耗较高.在优选、控制掺水压力和温度不变的条件下,逐步降低单环瞬时掺水量,观察集油环回油压力、回油温度,单井回压的变化,研究影响降温集输的主控因素,摸索各集油环在不同季节的合理掺水量和极限回油温度.通过1年的现场试验,确定了影响乌尔逊油田降温集输的主控因素和各集油环在不同季节的合理掺水量,降低了掺水集油系统生产能耗