柴达木盆地油砂山油田注水系统结垢腐蚀的成因研究及建议

油砂山注水系统水质超标情况严重,水中悬浮固体含量大是造成管线结垢堵塞的主要原因。而悬浮固体含量大主要是由注入水水源机杂含量高及注水系统管线和设备的腐蚀引起的。油砂山注水系统因为水质问题易造成管线结垢堵塞及腐蚀,本试验目的是为了找到造成管线结垢及腐蚀的主要因素并提出合理化建议。     

生物除硫技术在含油污水处理站的应用

针对大庆油田某含油污水处理站中过滤系统效率低,滤料污染严重,注水中硫化物含量高,水质恶化,管道腐蚀严重等实际问题,从微生物学角度开发了一种能够有效除硫控菌的反硝化抑制剂,开展了过滤前投加抑制剂的现场试验。试验结果表明,过滤前投加抑制剂能够有效控制水中硫化物含量,作用效果持续至注水井;抑制剂的投加能明显改善注水水质,达标率分别为含油量85.7%,悬浮固体含量71.4%。     

生物膜的形成对史深100 注水水质变化的影响

生物膜(Biofilm)是在相对封闭水环境体系中形成的一层微生物膜。本文研究了在史深100污水生物膜生成过程中水质细菌量、化学需氧量(CODcr)、硫化物含量、悬浮物含量等的变化,进而探讨了生物膜的形成对水质的变化影响规律。研究结果表明,随培养时间的延长,史深100污水细菌菌量、CODcr值、硫化物含量、悬浮物含量均有先增大后减小的变化趋势,而水质中Fe2+含量则近似呈逐渐增大趋势,表明了史深100污水腐蚀、结垢主要是由于史深100污水中生物繁殖发育,生物膜的形成导致史深100污水在注水过程中水质不稳定,腐蚀、结垢严重。     

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。     

马厂油田常规注入水处理工艺效果分析

为解决中原油田注水系统的腐蚀及注水水质不达标的难题，以马厂油田污水站为突破口，分析了所采用的常规处理工艺失效的原因，认为，所处理的水中ＣＯ２，钙镁离子和乳化油等含量高，而处理工艺却没有采用相应的措施，导致腐蚀严重，水质不达标，这一问题在陆上油田具有普遍性。     

胜利油田注水井口水质达标技术

文章从油田采出水水质的不稳定性以及集输过程中回注水发生的腐蚀、结垢、细菌滋生等方面,分析了影响回注水水质达标的因素,提出了水质达标综合控制技术,包括污水处理工艺技术的选择、药剂投加方案优化、日常管理、水质监测等。该综合控制技术在胜利油田孤东四号联合站等站点进行了实施,实施后回注水水质达标率达到90%以上。     

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。     

绥中36-1油田注入井欠注原因及治理建议

绥中36-1油田欠注井占总注入井井数的23%,主要是注入压力高导致欠注。对该油田储层特征、注水水质、注聚井堵塞物等因素进行分析,剖析注入压力高的原因。研究表明:储层胶结疏松、泥质含量高、微粒易运移、水敏性强是储层欠注内在因素。外因主要是注水水质超标、管壁腐蚀结垢严重、聚合物吸附堵塞。通过加强腐蚀研究工作、水质分级控制、除铁杀菌以及优化加药系统等措施可有效控制注水水质。注水井酸化体系中强化对Fe、O、S等元素化合物的溶蚀,注聚系统通过加多重滤网过滤并运用复合型化学解堵剂进行解堵可有效解除注入井堵塞,达到增注的目的。     

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。     

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。     

除氧剂在水质达标中的作用

水质达标是油田注水开发中的一项关键因素，注水系统的腐蚀是由多方面的因素引起的。在分析注入水腐蚀原因的基础上，针对溶解氧是腐蚀最主要的因素，采用了投加除氧剂的方法使水质达标。对比油田传统用除氧剂亚硫酸钠Na2S03和复配型除氧剂CY—Z的除氧效果，结果表明：CY—Z可以有效去除油田注水中含有的溶解氧，降低腐蚀速率，对油田注水开发具有一定的指导作用。     

ClO2改善地层注水效果分析

随着油田后期的开发与建设，特别是聚合物驱油技术的应用，采出液中各种菌类、杂质的含量不断增加，使污水处理难度越来越大。通过利用二氧化氯的强氧化性，杀灭油田污水中的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌三大菌类，同时氧化污水中的硫化氢、硫化亚铁等硫化物，并将二氧化氯的作用持续到井口直至地层，进而杀灭和氧化注入井地层中的菌类及硫化物，并抑制菌群的再生，使之达到提高回注污水水质、降低注水压力、改善注水效果的目的。     

某油田注水系统腐蚀因素分析及阻垢剂的优选

主要对某油田注水系统的腐蚀产物及腐蚀机理进行分析,得知该油田注水系统的主要腐蚀因素,对各注水站在用阻垢剂进行效果评价,对在用阻垢剂效果不佳的,进行阻垢剂优选评价,为各注水站采取合理有效的防腐方案。     

吉林油田A区块注水系统腐蚀影响因素分析

吉林油田A区块注入水大部分为油井产出水,经油水分离后的净化污水,各项指标均达不到注入水质标准要求。为了研究注水系统腐蚀结垢规律和防治技术,利用腐蚀实验平台,开展了注水系统不同工况条件下的水质、细菌、CO2等对腐蚀规律的研究, CO2与SRB是注水系统腐蚀结垢的主要因素,二者协同作用加剧了注水系统腐蚀程度。根据腐蚀主控因素研发了针对性防腐药剂体系,具有较好的防腐防垢性能,同时开展了接力加药等防腐关键技术实施,矿场腐蚀速率控制在0.076mm/a以内,保障了水驱老油田的安全高效开发。     

蒸馏装置常顶换热器管束泄漏分析及防护

从垢样分析、电脱盐效果、注水量、管束选材、介质温度等方面对换热器管束的泄漏原因进行了分析,结果表明,常顶部位腐蚀介质中氯离子含量较高,其中的HCl,H_2S和NH_4Cl等腐蚀介质在常顶换热器管束的冷凝部位形成了HCl-H_2S-H_2O型腐蚀和NH_4Cl垢下腐蚀的综合腐蚀体系,其共同作用导致了管束的泄漏,而电脱盐效果的好坏、常顶注水量的大小、介质温度的波动对常顶换热器管束的腐蚀都有直接的影响。最后,提出了精细化管理电脱盐操作、提高注水量、改善注水水质及注水方式的工艺防腐蚀措施。     

利津油田回注水沿程水质分析与控制

影响利津油田回注水水质稳定的主要因素为亚铁离子、细菌、硫化氢和少量溶解氧;沿程水质二次污染的主要原因是管线内污垢和细菌大量滋生。为控制水质,开发了源头控制和沿程控制两种水质控制模式。源头控制模式主要是控制腐蚀结垢及细菌繁殖,去除原水中亚铁、硫及成垢离子,提高水质稳定性;沿程控制模式主要是加强过程控制,抑制腐蚀及细菌生长,延缓沿程管线老化。回注水水质稳定控制配套技术在现场实施后,注水井口水质稳定率达90％以上。     

注水管道内腐蚀影响因素分析的新方法——二层改进遗传神经网络法和灰色关联分析法

将遗传算法和传统的BP神经网络有机结合起来,提出了一种对注水管道水质腐蚀影响因素进行大小排序的新方法,即二层改进遗传神经网络法。对某实验区注水水质腐蚀的影响因素进行示例分析,结果表明,二层改进遗传神经网络法得到的影响因素排序结果比灰色关联得到的排序准确一些,更能反映腐蚀的实际情况。提出的二层改进遗传神经网络法和灰色关联分析法具有相同的应用范围。该试验区注水水质的主要影响因素排序为:溶解氧(0.877)>pH值(0.856)>SRB(0.84)>温度(0.811)>压力(0.78)>CO_2(0.76)>流速(0.736)>0.7。     

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。     

河86地区生物灰岩油藏注水水源评价及储层伤害研究

注入水与地层水的配伍性和水质对地层的伤害是影响低渗透油藏开发的重要因素。在五敏实验研究的基础上，通过结垢趋势计算、室内流动实验对河86生物灰岩油藏注水水源进行了系统评价；通过膜滤实验、岩心堵塞实验、细菌堵塞实验等对注水水质控制指标进行了研究。研究结果表明，郝现联合站、史南联合站污水经处理后是理想的注水水源，并给出了主要水质控制指标。     

延长油田污水处理工艺升级改造研究

通过对延长油田2014—2017年污水处理工艺调研发现,水质指标是影响油田高含水开发阶段污水处理工艺的关键因素。经污水处理站处理后的水质中悬浮物含量、腐蚀速率、SRB菌含量、铁细菌及硫化氢含量均超出B2水质指标,若油田将此类未达标水回注,一方面引起油田注入与油藏开发效果不佳,徒增开发成本;另一方面还将引发注水站及注水管网与管柱的腐蚀,油田生产安全隐患系数增加。在室内分析此污水处理站进站水质特点,筛选改性药剂和净化药剂,将污水处理工艺现状与现场测试数据相结合,比较不同方案的经济效益,制定了"两级除油+化学混凝+逆流沉降+多层滤料过滤处理流程"的污水处理工艺升级改造方案。依托成熟和先进的新技术与新工艺,使得处理后污水水质符合SY/T 5329—2012规定的B2级水质指标,确保污水处理安全达标并满足原油生产的可持续性。