高矿化度盐卤水缓蚀剂的制备及应用

针对长庆油田油房庄油田油井含水率及产出水矿化度增大带来的井筒管柱腐蚀问题,以喹啉和1,4-双(2-氯乙基)苯为原料研制了一种新型的盐卤水缓蚀剂。室内评价结果表明：该缓蚀剂与目标油田的产出水的配伍性良好,缓蚀剂加量(w)0.1%时可将总矿化度为75 795.85 mg/L、Cl-质量浓度为51 316 mg/L水样的腐蚀速率控制在0.036 5 mm/a,远低于油田生产管柱腐蚀防护要求。缓蚀剂加量(w)0.1%和0.3%时可分别满足100℃和150℃条件下的腐蚀防护要求,缓蚀率达到70%以上,且可以显著阻止点蚀现象。现场应用结果表明：采出液中缓蚀剂加量(w)0.1%时,J55钢材的平均腐蚀速率仅为0.001 171 mm/a,具有较好的缓蚀效果。     

川东北元坝气田高温抗硫环空保护液研制及应用

针对元坝气田高温含硫化氢气井,为降低油套管腐蚀程度,确保气井长期安全生产,文章通过优选密度调节剂、缓蚀剂、除氧剂等添加剂种类及加量,形成了一套以复合甲酸盐溶液为基液的环空保护液体系。该产品密度1.0~1.6 g/cm3可调,具有良好的高温稳定性能,在160℃条件下钢片腐蚀速率仅为0.0644 mm/a;抗H2S、CO2腐蚀性能优异,相应条件下钢片腐蚀速率仅为0.0005 mm/a。在元坝气田应用15口井,共计配液量约3000 m3。     

某油田H2S/CO2共存条件下缓蚀剂的筛选

根据某油田具体工况对市售缓蚀剂、喹啉类缓蚀剂、咪唑啉类缓蚀剂、吡啶类缓蚀剂进行评价及筛选,并对筛选出的缓蚀剂进行配伍性能试验.结果 显示,吡啶类缓蚀剂PD-3在某油田H2S/CO2共存条件下的缓蚀效果较好,50×10-6添加条件下能将现场腐蚀速率控制在0.071 mm/a,且与现场在用破乳剂及清水剂配伍,能够满足现场使...     

油井井下连续滴加缓蚀剂技术

针对中国石油天然气股份公司长庆油田分公司长期以来油水井内腐蚀严重问题, 并根据陇东老区部分油水井内以CO2和硫酸盐还原菌腐蚀、靖东以H2S腐蚀为主的特点, 评价、筛选出了抗CO2和H2S腐蚀的缓蚀剂.采用的缓蚀剂井下滴加装置能够实现药液的长期、稳定连续加药, 可稳定控制产出液介质中的缓蚀剂浓度, 实现最佳加药效果, 加药周期在8个月以上.通过陇东和靖东各5口井的现场试验, 缓蚀率最高达到96%, 挂片表面光亮无点蚀, 有效抑制了油井内腐蚀.     

油田抗氧缓蚀剂的合成与性能研究

以硫脲、甲醛与乙醇胺为原料合成了四氢-5-(2-羟基乙基)-1,3,5-三嗪-2(1H)-硫酮(THTT),与磷酸二氢锌和PBTCA复配,得到抗氧缓蚀剂THTT-3,使用静态挂片法,研究THTT和THTT-3的缓蚀性能。结果表明,50℃下,THTT和THTT-3浓度为100 mg/L时,Q235A钢在腐蚀溶液中的腐蚀速率分别为0.038 1 mm/a与0.020 1 mm/a,说明THTT与磷酸二氢锌、PBTCA有良好的缓蚀协同效果。THTT-3的电化学极化曲线表明,该缓蚀剂为抑制阳极为主的混合型缓蚀剂。EIS表明,随着缓蚀剂浓度的增大,腐蚀抑制作用也逐渐增大。溶解氧曲线表明,该缓蚀剂减缓了体系中溶解氧的消耗。     

延长油田高含水油井井筒腐蚀影响因素分析及防护措施

针对延长油田高含水油井井筒腐蚀比较严重的问题,采用挂片失重法,以目标区块油井井筒钢材和采出液为研究对象,系统评价了油井采出液含水率、试验时间、试验温度、溶解氧(ρ)以及采出液pH值对井筒钢材腐蚀速率的影响,并有针对性地提出了适合延长油田高含水油井的缓蚀剂防腐蚀措施。试验结果表明：随着油井采出液含水率、试验温度以及溶解氧质量浓度的升高,延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率逐渐升高;而随着试验时间的延长和采出液pH值的升高,井筒钢材的腐蚀速率则逐渐降低。缓蚀剂HSR-2能够有效降低延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率,当其加量为800 mg/L时,缓蚀效率可以达到95%以上,缓蚀效果较好,能够显著降低油井井筒钢材的腐蚀速率,延长作业周期,提高油田的整体开发效率。     

井筒防腐专项配套措施研究及应用效果

华201、华49区块因开发时间长,油井处于高含水开发阶段,采出液中含有H2S腐蚀、CO2腐蚀等因素导致井筒腐蚀严重,作业频次居高不下,增加了作业风险,加大了资金投入,导致区块产出与投入比严重失衡,井筒防腐治理成为制约生产一大难题。区块单井腐蚀主要以固定凡尔球腐蚀、油杆本体腐蚀断脱(新油杆服役腐蚀周期在1-2个月)、管体腐蚀穿孔为主,实施治理前主要以按周期井口人工投加缓蚀剂措施延缓井筒腐蚀速率,因投加药品不连续效果不明显,因此新型防腐措施研究工作刻不容缓。     

油田化学三防助剂井口投加方式探讨

油田开发进入中后期后,由于长期开发,油井产出液具有综合含水高,矿化度高, Cl-、CO2、HCO3-、SRB 含量高、pH 值低的特点,采出液腐蚀性强,结晶厚,造成油井套管、油管、地面管线腐蚀结垢严重,同时结盐、结蜡多,严重影响了油井的正常生产。为了减缓套管、油管、地面管线的腐蚀、结垢、结蜡,化学药剂防治技术是井筒治理的主要手段和主体工艺,目前全国各大油田均采用向油井的环形空间加缓蚀剂、防垢剂和防蜡剂的化学三防手段来进行有效防护。     

空气泡沫驱缓蚀剂的研制与应用

以改性咪唑啉、有机磷羧酸、联胺(各为20%)等为原料研制的空气泡沫驱缓蚀剂可有效防止注入系统腐蚀。现场试验结果表明,使用500 mg/L研制的空气泡沫驱缓蚀剂,可使管柱的腐蚀速率由不加药剂时的0. 345 4 mm/a降低到0. 059 3 mm/a。     

空气泡沫驱缓蚀剂的研制与应用

以改性咪唑啉、有机磷羧酸、联胺(各为20%)等为原料研制的空气泡沫驱缓蚀剂可有效防止注入系统腐蚀。现场试验结果表明,使用500 mg/L研制的空气泡沫驱缓蚀剂,可使管柱的腐蚀速率由不加药剂时的0. 345 4 mm/a降低到0. 059 3 mm/a。     

电化学预氧化技术在油田污水处理中研究与应用

油田产出液污水处理是注水生产的关键所在,通过水质分析,该水质主要表现为矿化度高、铁含量高、CO2含量及PH值低的特点,水质极不稳定,腐蚀性很强。电化学水处理技术利用污水高矿化度,电解产生·OH、O、H2O2、Cl2（ClO-）等强氧化性物质,杀灭细菌,氧化Fe2＋、S2-离子成为Fe3＋和S单质并沉淀去除,实现水质稳定,平均腐蚀速率降低到0.031 mm/a,并结合油田生产实际设计的用于电化学预氧化技术处理污水的新工艺流程,现场试验取得满意效果,在跟踪研究中实现了良性循环。所在用的电化学预氧化技术机理和设计的新工艺流程为油田企业提供了一定的借鉴作用。     

油水分离剂在低驱油剂含量三元复合驱采出液处理中的应用

通过室内和现场试验评价了针对聚合物驱采出液研制的油水分离剂SP1003处理大庆油田杏二中试验区低驱油剂含量(NaOH388mg/L,重烷基苯磺酸盐表面活性剂25mg/L,部分水解聚丙烯酰胺108mg/L)三元复合驱采出液的可行性。现场试验过程中在SP1003加药量为30mg/L的情况下,游离水脱除器放水和水处理设施进水含油量分别由试验前的平均40030mg/L和1547mg/L降低到858mg/L和197mg/L,降低幅度分别为97.9%和87.3%。试验过程中还发现杏二中试验站游离水脱除器前的离心脱水泵造成采出液严重二次乳化,二次乳化后的采出液在脱水泵至游离水脱除器间管道内的停留时间过短使得采出液中的油珠聚并不充分,以及采出液处理设施运行不平稳都对杏二中试验区三元复合驱采出液和采出水处理有非常严重的不良影响。     

吉林乾安油田油井系统腐蚀结垢机理研究

吉林油田乾安采油厂腐蚀结垢问题是长期困扰该油田稳产高产的主要问题.国家工业水处理工程技术中心通过对现场腐蚀结垢特点及现场采出液水质、油井产出气、垢样及细菌含量进行全面细致的分析后,得出结论:该油田油井系统以腐蚀为主,造成腐蚀的原因主要是硫酸盐还原菌腐蚀并伴有轻微的电化学腐蚀,部分区块存在CO_2腐蚀.在此基础上进行了杀菌剂及缓蚀剂的筛选,筛选结果表明:新型有机硫杀菌剂TS-782A、聚季铵盐类杀菌剂TS-838具有优异的杀菌效果,新型咪唑啉类复合缓蚀剂对CO_2腐蚀具有良好的抑制作用.     

川西地区油套管腐蚀变形机理及监测技术

川西气田深井腐蚀的主要影响因素是CO2腐蚀,气井产水是气井管柱腐蚀的先决条件,温度和压力影响CO2对油管金属的腐蚀最为严重。模拟表明气井管柱腐蚀速率随PCO2增加而增加,在温度60℃~90℃区间腐蚀速率最快。针对油套管腐蚀和破损变形易出现井下复杂事故、影响气井寿命、降低经济效益等问题,对油套管腐蚀和破损变形监测技术显得极为重要,文中分析了多臂井径测井技术对油套管监测是有效可行性和先进性,并在现场取得成功。油套管监测技术对气井采气管柱腐蚀监测、维护、减少井下管柱断落事故的发生及延长气井寿命有着积极的作用。     

海上油气田CO_2腐蚀预测模型研究

海上油气田油套管CO_2腐蚀问题日益严重,目前常用的CO_2腐蚀预测模型均是针对碳钢管材提出,海上油田多使用1Cr、3Cr、9Cr、13Cr等管材,所以建立适用于海上腐蚀环境的CO_2腐蚀预测模型,对后期油套管进行优化设计具有重要意义。本文结合现有的模型和渤海区域的具体环境针对不同管材建立了新的海油CO_2腐蚀预测模型,并对实际生产条件进行了模拟实验。将实验结果与各模型预测结果进行对比分析,验证了新模型的可行性,为海上油气井油套管管材优选及安全生产提供了理论依据。     

安塞油田井简腐蚀预防研究

开采长2油层的张渠区块,原油中硫化氢含量相对较高,流体腐蚀性强,导致抽油杆强度降低,易发生断裂,同时伴随油井套管、油管腐蚀严重,影响油井正常生产,维护费用很高。通过对长2层腐蚀机理进行了系统的研究评价,并开展了大量的井筒防腐工艺技术矿场试验,其中抗硫化氢缓蚀剂防腐工艺技术有效解决了该区块井筒腐蚀严重的问题。     

子洲-米脂气田气井腐蚀因素及腐蚀规律研究

随着子洲-米脂气田的大规模开发,产水气井及产水量的逐年增多,因腐蚀而引起的管筒穿孔、断脱,井口及集输管网渗漏问题的日渐突显,给气田生产造成了严重危害和经济损失。为了准确掌握井下油套管腐蚀状况,需要系统分析影响井下管串腐蚀的主要因素、腐蚀程度及防腐效果及进行腐蚀规律研究。本文主要对子洲一米脂气田生产井的腐蚀性影响因素及腐蚀规律开展研究,通过整理检测气田整体区块的气质、水质和凝析油基础物性,结合对井筒的腐蚀挂片试验,通过应用腐蚀机理研究,分析判定了子洲-米脂气田天然气属于微含硫、低含CO2干气气藏,气井存在的腐蚀和结垢趋势,气田腐蚀主要表现为CO2腐蚀,对CO2分压、pH值、H2S、凝析油等主要因素和次要因素进行了系统分析,将来为下一步筛选合理缓蚀剂提供理论依据。     

油田污水采出回注过程中油层结垢的影响

结垢现象在油田采油、输油、注水和热采中普遍存在,它同腐蚀一样严重威胁着油田的正常生产,随着油田注水开发到后期,采出液含水量升高,回注污水量大,若处理后的水质未达到注水标准,各种结垢会引起注水压力上升,严重影响油田生产。本文从结垢的形成过程、机理、影响因素、危害以及预测等多方面对油田结垢进行了总结。     

驱油剂对O／W型弱碱体系三元复合驱采出液分离特性的影响

自上世纪90年代进入高含水开发期以来.为提高原油采收率和稳定原油产量,大庆油田工业化应用了聚合物驱技术,并相继开展了若干个三元复合驱矿藏试验,均取得了显著的提高原油采收率的效果.     

油气田CO2腐蚀与防护研究

本文对油气田采出液中由于CO2存在引起腐蚀的主要影响因素进行了阐述,并通过几种防腐蚀方法的对比,优选出了比较适合目前我国油气生产单位安全生产要求的缓蚀剂防腐法。此种方法不仅防腐蚀的效果较好,而且有经济成本较低,工艺简单,易于操作,基本不影响正常的生产经营的优点。