高场污水系统化学“三防”处理研究

从调查了解高场污水系统的污水特性入手，找出了产生腐蚀、结垢及细菌繁殖的主要因素后，有针对性的开发出一种具有缓蚀、阻垢、抑菌多功能的“三防”水处理药剂──XW－3。现场试验表明效果良好，平均腐蚀率≤0．037mm／a，阻垢率＞96％，SRB含量＜10个／mL，TGB含量＜100个／mL，并通过了江汉石油管理局鉴定，目前正在批量应用中。     

缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用

中原文留油田油井含水高于85％，采出水中CO2与HCO3^-构成弱酸性缓冲体系，腐蚀性和结垢性很强，油井、集输和注水系统既出现腐蚀，又发生结垢。针对该油田研制并生产了新型缓蚀阻垢剂HZ－X2。简介了合成方法及产品技术性能，讨论了缓蚀和阻垢机理，详述了室内测试结果，简介了现场试验和应用情况。该剂由缓蚀成份咪唑啉及其衍生物、阻垢成份膦基丙烯酸－马来酸（酐）共聚物及溶剂制成，易溶于水，可溶或分散于油，不增加原油的乳化。在室内测试中，加量＞100mg/L时在65℃采出水中的静态缓蚀剂＞75％，在70℃油水混合液（30：70）中的动态缓蚀率＞70％。加量≥20mg/L时，在75℃采出水中对Ca、Mg垢的阻垢率＞84％。在现场试验中，从1口油井油套环空按产水量加入该剂100mg/L，在20天内使采出水中含铁量下降，腐蚀速率降至接近0.07mm/a。在文留油田现场应用中，不同油井加入适量药剂（60－100mg/L)，加药周期一般15d左右，采出水平均腐蚀速率由0．408mm/a降至0.075mm/a，结垢速率由3－7mm/a降至0.121mm/a。表3。     

梁南管理区硫酸钡锶结垢和腐蚀的防治

胜利纯梁采油厂梁南区计量站和榆油管线结垢（硫酸钡锶垢）腐蚀严重。过去曾采用超声波、磁化、高频电场等物理法防垢，因效果不尽人意且有效期短而放弃使用。油田分别以S层和H层为生产层，大多数油井产出水既富含Ba^2＋＋Sr^2＋，又富含SO4^2-，因此不能采用可以防止结垢的分层采油、分层处理产出液、分层回注产出污水的工艺。有2个集榆站曾使用一种阻垢剂，有一定效果，但出现了阻垢剂的酸性使下游腐蚀加重，所选缓蚀剂使用不便等问题。从11种商品阻垢剂中优选出的J-1，加量30mg／L时对钡垢、锶垢的阻垢率分别为93．5％和63．6％。从9种商品缓蚀剂中选出的4种缓蚀剂，加量30mg／L时对A3钢、N80钢80℃缓蚀率均超过94％。经配伍性和组合测试，得到J-1＋WD-2阻垢缓蚀剂，二者之比为83．3：16．7，总加量30mg／L时在梁南地层水中阻垢率达92％，可使N80钢腐蚀率降至0．0786mm／a。自2003年12月起，该复配剂在梁南区集输站使用，阻垢、缓蚀效果显署。表4参2。     

产出聚合物对生产污水腐蚀与结垢的影响实验研究

采用称量法与碳酸钙沉淀法相结合的结垢评价方法和常规的电化学腐蚀方法评价产出聚合物对生产污水腐蚀与结垢的影响。研究表明,较低浓度的产出聚合物会轻微加速溶液中Ca抖以垢的形式析出,主要是附着于容器壁的硬垢量增加,对水中游离的软垢影响不大。当产出聚合物质量浓度大于200mg／L时,聚合物本身对Ca抖的螯合增溶作用占据优势,并逐步减弱溶液的结垢趋势。产出聚合物具有缓蚀作用,聚合物质量浓度为50mg／L时,缓蚀率可达59．22％;对腐蚀后的污水具有螯合和分散固悬物的作用。产出聚合物与现场防垢剂、缓蚀剂均有协同作用,阻垢及缓蚀效果优于不含聚污水,对于污水回注具有积极意义。     

注水井筒高温高压缓蚀阻垢剂的研究应用

针对油田低渗透油藏注水井筒水质变化及存在腐蚀结垢问题,在分析现场垢样成分和筛选评价现有缓蚀阻垢剂的基础上,研制了具有良好高温缓蚀性能的含氮杂环类缓蚀剂和喹啉季胺盐类化合物,并与有机磷酸类阻垢剂复配,形成高温高压缓蚀阻垢剂,在室内150℃、4MPa条件下缓蚀率和阻垢率均达到90%以上。该药剂在纯梁樊家站注水系统应用后,现场缓蚀率达91.1%,阻垢率达95.6%。     

超临界CO2缓蚀阻垢剂的合成及性能评价

针对高矿化度低渗透油藏CO_2驱油过程中超临界CO_2腐蚀结垢问题,合成一种由苯甲酸硫脲基咪唑及磷酸酯基咪唑啉、喹啉季铵盐和聚环氧琥珀酸盐为主要成分构成的缓蚀阻垢剂CQ-HS。利用高温高压实验、电化学和阻垢率评价方法,在超临界条件下研究了CQ-HS的抗CO_2腐蚀性和阻垢性能。研究结果表明,在80℃、CO_2分压9.0 MPa条件下,添加200 mg/L的缓蚀阻垢剂CQ-HS后,碳钢的腐蚀速率降为0.068 mm/a,具有良好的缓蚀性能;当缓蚀阻垢剂CQ-HS加量为200 mg/L时,其对硫酸钡锶垢的阻垢率可以达到80%以上。在超临界CO_2条件下,CQ-HS缓蚀阻垢剂同时具有缓蚀和阻垢性能,可实现一剂多用的目标。图9表1参15     

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。     

新型溶垢解堵技术在西部油田某转油站外输管线的应用效果研究

西部油田某转油站外输管线及阀组管线材质为20#钢,规格为Φ219 mm×6.5 mm,针对油站外输管线腐蚀、结垢严重及无法通球的问题,开发了新型缓蚀阻垢剂.用SEM-EDS、红外光谱以及XRD等检测方法分析了垢样的组成及含量,用静态失重法评价了缓蚀阻垢剂的缓蚀性能,用阻垢性能试验评价了缓蚀阻垢剂对现场所取垢样的阻垢率,...     

二氧化碳驱采油井缓蚀阻垢剂的复配实验研究

针对西部某油田注CO_2驱腐蚀结垢的特点,选用油田普遍使用的咪唑啉、季铵盐、酰胺盐、膦酸盐缓蚀剂以及氨基三亚甲基膦酸和聚天冬氨酸阻垢剂进行复配实验研究,用电化学测试方法和静态阻垢测试实验优选出性能良好的缓蚀剂和阻垢剂单剂,对所选的缓蚀剂和阻垢剂在总质量浓度240mg/L下进行最优配比实验后,采用失重法、模拟工况测试阻垢率以及扫描电镜(SEM)评价复合缓蚀阻垢剂的防护效果。实验结果表明:通过单剂筛选得出的缓蚀剂和阻垢剂在60℃饱和CO_2模拟地层水中对N80碳钢的缓蚀率高达94.13%,阻垢率高达93.98%;在总质量浓度为240mg/L时,缓蚀剂与阻垢剂按2∶1的质量比复配后的试剂,缓蚀率达91.98%,阻垢率达91.10%;在模拟实际最苛刻的生产工况下,复合缓蚀阻垢剂的防腐防垢均能满足油田控制指标。研究表明,膦酸盐和聚天冬氨酸复配的缓蚀阻垢剂可以抑制CO_2驱采油井的腐蚀结垢问题。     

缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价

涠洲12．1海上油田生产污水温度高（85--90℃）、Cl^-浓度高（12．5～17．8g／L）、矿化度高（30--40g／L），因而具有较大腐蚀性，且成垢离子HCO3^-、Ca2^＋、Mg^2＋等浓度高，SI值为1．96--2．00，结垢性也较强。针对此状况研制了咪唑啉类缓蚀阻垢荆NY-HGA。80℃下在该污水中加入40mg／L的NY-HGA，使A3、N80、K0—95钢的腐蚀速率分别由0．084、0．080、0．068mm／a降至0．059、0．064、0．063mm／a（同时加入20mg／L脱氧荆），使污水结垢率降低96．2％。在涠洲12—1油田生产系统进行NY-HGA应用试验，用美国Corrpro公司的旁通式腐蚀仪在线监测排海污水的腐蚀速率，在原处理工艺条件下（48mg／L缓蚀剂IMC-80-N＋56mg／L阻垢剂V402＋67mg／L清水剂JPA-Ⅱ）腐蚀速率为0．08806mm／a，只加清水荆时腐蚀速率高达0．8663mm／a，不加阻垢荆而改加37mg／L NY-HGA时腐蚀速率为0．02475mm／a，只加清水剂和NY-HGA时腐蚀速率为0．03162mm／a。因此，在涠洲12．1油田用NY-HGA代替IMC-80-N和V402可满足油田腐蚀控制要求．图5表4参5．     

辽河油田注水管线结垢腐蚀原因分析及阻垢缓蚀剂应用试验

针对辽河油田注水管线结垢腐蚀严重的问题,对水质进行分析,发现辽河油田水质偏碱性,含盐量、总碱度、矿化度及Cl-含量较高,Ca2+含量较其它成垢阳离子高;对现场垢样品进行X射线衍射(XRD)检测,垢样品中主要是CaCO3垢,其次为硫酸盐垢、碳酸盐垢、硅酸盐垢和Fe2O3等。阻垢缓蚀剂TH-607B在现场应用结果表明,当阻垢缓蚀剂浓度为45 mg/L时,阻垢率为90.93%~95.96%,缓蚀率为90.97%~95.33%,腐蚀速率为0.04~0.07 mm/a。     

淖尔油田油水井腐蚀结垢治理技术研究与应用

通过对淖尔油田油水井腐蚀结垢因素分析，明确了淖尔油田不同断堤、不同层系油井腐蚀原因夏腐蚀性分布区域；确定了油水井结垢类型、结垢趋势及其结垢原因；通过多种治理方案技术经济时比论证，提出了投加缓蚀荆CKH-01、CKH-02和阻垢荆CKZ-01是该油田油水井防腐、防垢的最佳方案。经过现场应用试验．加药后可使试片表面形成一层致密的保护膜，平均腐蚀速度降低到0．00499mm／a以下，缓蚀率为92％以上；阻垢率为95％左右。     

新型高温阻垢缓蚀剂的研制与评价

千米桥油田生产过程中井底油管存在的严重结垢和腐蚀问题 ,针对结垢和腐蚀类型 ,研制了一种抗高温的新型阻垢缓蚀剂PPS - 1。试验表明 ,该阻垢缓蚀剂在 180℃的温度下 ,即使加量较小 ,阻垢率仍可达 90 %以上、缓蚀率大于 75 %;且随着加量的提高 ,阻垢缓蚀率都逐渐提高 ,各性能明显优于目前常用的阻垢缓蚀剂 ;不仅适用于千米桥油田高温条件下的阻垢缓蚀 ,同样可解决中、低温条件下的阻垢缓蚀问题。     

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。     

HZ缓蚀阻垢剂的研制与应用

针对j22、j58断块由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产的问题,分析了油井采出水及垢物成分,弄清了油井腐蚀结垢的原因和类型。在此基础上,通过室内筛选、配伍等试验,研制出 HZ缓蚀阻垢剂。通过现场应用,缓蚀率达80%,阻垢率达95%以上,具有较好的缓蚀阻垢效果。     

含膦缓蚀阻垢剂的合成与性能评价

针对油田采出水对管线的结垢和腐蚀问题，采用多乙烯多胺、环氧氯丙烷、亚磷酸为原料，合成含膦缓蚀阻垢剂PEA，利用静态挂片法和络合滴定法对合成的含膦缓蚀阻垢剂PEA进行了性能评价试验。根据正交试验，筛选出了具有较好缓蚀阻垢性能的含膦缓蚀阻垢剂PEA-5，并与缓蚀阻垢剂HPAA进行复配。结果表明，PEA-5和HPAA缓蚀阻垢剂按质量比5：5进行复配，80℃下，以20mg／L的量加入矿化度为67550mg／L的模拟水中，缓蚀率和阻垢率分别达90．9％和95．8％。     

白豹油田结垢机理及阻垢剂评价研究

白豹油田属多层系开发,地层水矿化度较高,结垢离子含量大,结垢趋势明显。油田生产中各系统的结垢,严重扰乱了生产制度,加大了生产成本,给生产运行带来较大压力及隐患。因此,针对这一问题进行了研究,归纳总结了白豹油田结垢的主要原因,并且研制了四种阻垢剂,阻垢剂AZ-2的阻垢效果较好,抑制硫酸钙垢阻垢率阻垢率达98.60%,抑制碳酸钙垢阻垢率达88.78%。     

广利油田污水改性研究

对用碱剂处理高腐蚀性的广利回注污水、进行水质改性及缓蚀、阻垢问题进行了室内实验研究。用单一碱剂(NaOH，Ca(OH)2，NaCO3，NaSiO3)处理后的广利污水(pH=8．5)，腐蚀速率达到注水要求，但悬浮物含量急剧上升。碱处理后加入筛选的二元复配絮凝剂沉淀30分钟的中层水样，腐蚀速率、总铁、悬浮物、含油、SRB数均符合注水要求，但残渣量很大，沉降4小时以后，湿渣率为6％～9％，干渣率为0．09％～0．46％。根据各碱剂的优缺点将碱剂复配，优选出了未报道其组成的3种复配碱剂，与絮凝剂结合使用，使湿渣率降至5％～8％，干渣率降至0．0647％～0．0709％。其中复碱F用量中等而pH值易调，干渣率0．0647％。与地层水相比，复碱改性污水及其与地层水的混合水更易结垢。根据理论预测(60℃)，复碱改性使广利污水的CaCO3结垢性由临界变为结垢，使CaS04结垢性由不结垢变为结垢或临界。筛选了供复碱改性广利污水使用的阻垢剂。以一种标准盐水测定的渗透率为基准，精细过滤广利站处理后回注污水和复碱处理广利污水先后流过3支地层岩心，使渗透率分别下降6．2％～7．8％和3．9％～4．7％。因此，复碱改性并作絮凝、阻垢处理的广利污水可用作注水。大量污泥的处理是待解决的问题．图1表11参5．     

塔中四油田注水系统阻垢技术

塔中四油田垢样主要成分为碳酸钙垢,由水质分析结果可知,形成碳酸钙结垢的主要原因为塔中四注水管线中钙离子、碳酸氢根离子浓度高。根据塔中四油田的实际状况,结合污水结垢趋势,宜采用化学阻垢法即加注合适的阻垢剂进行阻垢。通过对阻垢剂选型、使用温度、用量及pH值等条件实验,确定选用1#阻垢剂,用量为40 mg/L,阻垢率在83%以上。该方法具有成本低,效果好,工艺改造简单等优点,应用于塔中四油田可解决污水结垢的问题。     

HZ油井缓蚀阻垢剂在华北油田的应用

为解决油井由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产问题,采用有机酸和有机胺及助剂合成了HS-1油井缓蚀剂,同时与阴离子及两性离子表面活性剂等多种助剂复配,研制出了HZ系列缓蚀阻垢剂.利用静态挂片法和容量法进行了缓蚀率与阻垢率的测定.该剂在华北油田现场应用60余口井,缓蚀率达70%,阻垢率达95%,加药井平均检泵周期延长3倍,节约检泵费用840余万元,具有较好的推广应用价值.