长庆油田采出水杀菌与缓蚀阻垢处理实验

为解决联合站采出水中的腐蚀结垢问题,使采出水水质达到回注指标,避免对环境造成污染,长庆油田采油三厂针对C3-2联合站采出水的水质特点,开展了三种杀菌剂和四种缓蚀阻垢剂的室内性能评价实验,优选出性能优良的非氧化性杀菌剂FY-01和缓蚀阻垢剂HZ-02。当FY-01加量为200 mg/L、HZ-02加量为50 mg/L时,杀菌率达到99%以上,腐蚀速率降低到0.016 mm/a,相对阻垢率达到97.33%,且两种处理药剂的配伍性能良好,复配后发挥了较好的杀菌、缓蚀和阻垢效果。     

川南二叠系煤层气井防腐防垢工艺

川南筠连煤层气属深层煤层气,含煤10余层,近几年出现大范围井下管柱腐蚀结垢,造成检泵停产,严重影响开发进程。通过对12组垢样的XRD分析发现,垢样是罕见的含CaCO₃、FeCO₃及SiO₂的多种无机矿物混合体,常规Ca/Mg盐的缓蚀阻垢剂并不适用,需探索新的防腐防垢工艺。以激光粒度检测法、失重法、静态阻垢法、绝迹稀释法对6种缓蚀阻垢剂(EDTMPS、HEDP、ATMP、EDTMPA,PESA、PASP)和2种杀菌剂(1227、戊二醛)进行分散、缓蚀、阻垢及杀菌效果评价。结果显示,戊二醛杀菌效果较好,30 mg/L时可完全杀菌,对颗粒粒径无显著影响,EDTMPS与PESA缓蚀阻垢效果较好,复配比为1∶1,90 mg/L时阻垢率、缓蚀率分别达84.56%、92.34%,可有效降低颗粒粒径。最终确定防腐防垢配方为:45 mg/L有机磷类阻垢剂EDTMPS+45 mg/L聚合物类阻垢剂PESA+30 mg/L戊二醛杀菌剂,用连续泵注设备由环空注入井下,3~6 d时采出水Ca2+质量浓度由200 mg/L升至380 mg/L,Fe2+质量浓度由14 mg/L降至8 mg/L,细菌数接近0个/mL。长期跟踪发现,因腐蚀、结垢造成的检泵周期分别由665 d、681 d延长至749 d、880 d。以EDTMPS、PESA与戊二醛为主的缓蚀阻垢配方可有效缓解本区井下管柱的腐蚀结垢。     

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。     

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％。     

新疆油田陆梁作业区注水水质稳定技术研究

针对新疆油田陆粱作业区采出水处理回注系统腐蚀结垢的严重情况,对陆梁集中处理站滤后水的水质及陆梁作业区注水系统腐蚀结垢产物进行了分析,采用静态阻垢法评价了水质稳定剂的阻垢性能,采用静态挂片法和动电位极化法评价了水质稳定剂的缓蚀性能.筛选出水质稳定剂316HPAA在加量为20mg/L时阻垢率为93.4%,腐蚀速率为0.01...     

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     

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。     

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。     

JS系列缓蚀阻垢剂研究

用静态方法和动态方法研究了一类磷含量较低的有机膦缓蚀阻垢剂的性能.研究了药剂浓度与阻垢率的关系;水质条件对药剂缓蚀性能的影响及改进型药剂抗氯离子分解、抗高氯离子浓度腐蚀及阻Ca-PO_4垢的特性.     

CO2驱地面采输系统缓蚀阻垢剂优选研究

CO2驱提采技术因其诸多优点得到了广泛应用,但同时也带来了严重的地面采输系统腐蚀结垢风险.为此,分别采用电化学测试方法和静态阻垢法对油田常用的缓蚀剂和阻垢剂进行筛选,对优选的缓蚀剂和阻垢剂进行配伍性和协同性测试后,复配出效果优异的复合缓蚀阻垢剂,最后采用失重法和模拟工况阻垢率测试评价复合缓蚀阻垢剂的综合防护性能.筛选出...     

山梨醇磷酸酯缓蚀阻垢剂的合成及性能研究

以山梨醇和磷酸为反应单体合成了山梨醇磷酸酯缓蚀阻垢剂（SPA）,以缓蚀率作为考察指标,研究了相关因素对SPA缓蚀性能的影响。应用静态阻垢测定方法和常压静态测定方法评价了SPA的阻垢性能和缓蚀性能,通过电化学法探讨了其缓蚀机理。实验结果表明,采用常压合成法,在山梨醇和磷酸摩尔比为3:1、酯化反应时间3 h和反应温度120¹40℃下,合成的SPA性能最佳。当质量浓度大于25mg/L时,SPA具有较好的阻CaCO₃垢性能,阻CaCO₃垢率为90%以上。当加量为100mg/L时,A3钢片在模拟水中的腐蚀速率为0.0234mm/a,缓蚀率为85.26%。动电位扫描极化曲线表明,SPA是以抑制阴极为主的混合型缓蚀剂。图7表3参8     

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。     

新型反渗透膜阻垢剂SM21的性能研究

对新型反渗透膜阻垢剂SM21的阻碳酸钙垢和阻硫酸钙垢性能进行了研究。结果表明：SM21具有良好的阻碳酸钙垢和阻硫酸钙垢性能。在投加浓度为2mg／L时,SM21的碳酸钙阻垢率为54.3％,超过进口阻垢剂1#投加浓度在6mg／L时的阻垢效果;在投加浓度为8mg/L时,SM21的硫酸钙阻垢率达到91．2％,而进口阻垢剂1#在投加浓度为10mg／L时的硫酸钙阻垢率仅为80．3％。     

新型反渗透膜阻垢剂SEDMP的阻垢性能

采用静态阻垢评价法和动态阻垢评价法对新型反渗透膜阻垢剂SEDMP的阻垢性能进行评价。静态阻垢评价结果表明,阻垢剂SEDMP的阻CaCO3垢性能优良,阻垢剂质量浓度为12mg／L时阻CaCO3垢率为74．5％,优于相同浓度的国外阻垢剂PTP0100（52.3％）。动态阻垢评价结果表明,2,3,4mg／L的SEDMP维持水通量不变的时间分别为36,68,122h,比相同质量浓度PTP0100的时间长（0,6,10h）;水通量下降10％的时间分别为52,94,142h,比PTP0100时间长（28,40,48h）。     

端羧基改性聚酰胺-胺的合成及其阻垢性能的研究——以长庆油田花子坪区块为例

为解决长庆油田花子坪区块结CaCO_3、CaSO_4垢的严重问题,采用氯乙酸为端基改性剂对1.0代和2.0代聚酰胺-胺树状聚合物进行端羧基改性合成了性能优良的阻垢剂1.0G PAMAM-COONa和2.0G PAMAM-COONa,通过红外光谱(FTIR)、元素分析等方法对其结构进行表征,考察了合成阻垢剂对CaCO_3、CaSO_4的阻垢性能及复配的阻垢剂PNF-2.0G(阻垢剂PNF、2.0G PAMAM-COONa质量比1∶1)对长庆油田化子坪的采出水/现场注入水混配水(质量比1∶1)的阻垢性能,并进行了现场试验。研究结果表明,60℃下,PAMAM-COONa的阻垢效果比聚酰胺-胺(PAMAM)的好、2.0G PAMAM-COONa的阻垢性能比1.0G PAMAM-COONa的效果好,在加药量为20 mg/L时,2.0G PAMAM-COONa对CaCO_3、CaSO_4的阻垢率为95.64%、92.35%,1.0G PAMAM-COONa对CaCO_3、CaSO_4的阻垢率为82.25%、89.36%。在加药量为20 mg/L时,对于97-42采出水/现场注入水的混配水,2.0G PAMAM-COONa和PNF单独使用时的阻垢率分别为75.53%和60.5%,而复配阻垢剂的阻垢率则高达95.56%;对于化100-45采出水/现场注入水的混配水,2.0G PAMAM-COONa和PNF单独使用时的阻垢率分别为38.5%和49.5%,而复配阻垢剂的阻垢率高达98.91%。经现场试验验证,该复配阻垢剂能起到优良的阻垢效果。     

油溶性咪唑啉的合成及对CO2的缓蚀性能

模拟庆深气田CO2分压范围和采出水矿化度配制腐蚀介质,以异丁醇为溶剂、乳化剂等配制含羟乙基咪唑啉的缓蚀剂,参照《油田采出水缓蚀剂性能评价方法（SY/T 5237—2000）》,测定合成物和复配体系对N80钢试片的缓蚀率。单独使用咪唑啉缓蚀剂的缓蚀效果不理想,缓蚀性能受温度和CO2分压影响较大。将咪唑啉缓蚀剂与适量硫脲、乙二胺在正丁醇、乳化剂、水中进行复配,缓蚀性能有了很大的改善,加药量为500 mg/L的情况下,缓蚀率可达94.65%。     

油田采出水结垢趋势及工艺优化技术研究

针对留17水处理站目前处理水质无法满足断块注水水质要求的问题,利用Scale Chem结垢预测软件对注水井筒和采出水处理设备中的结垢量进行了预测,结果表明采出水与浅层地下水混配后井筒底部的CaCO_3结垢量为488 mg/L,BaSO_4结垢量为154 mg/L。对4种阻垢剂进行了室内筛选,发现当EDTMPS与PASP以2∶1质量比进行复配,添加总质量浓度为40 mg/L时,阻垢效果较好。对絮凝剂的添加方式进行了优化调整,当PAC与CPAM的质量浓度分别为70 mg/L和1 mg/L时,搅拌时间和加药间隔分别为5 min和30 s时,处理后采出水透光率最高。最后通过药剂筛选和工艺优化,出水水质达到SY/T 5329中的推荐水质指标,岩心渗透率下降幅度为21.7%,处理后采出水可以进行回注。     

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%。     

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。