永宁采油厂双河西区注水井腐蚀结垢控制

针对双河西区注水系统腐蚀结垢严重,影响正常生产的问题,对其腐蚀结垢原因进行了分析。确定了水中溶解氧、细菌以及成垢阴阳离子的存在是导致回注水腐蚀结垢严重的主要因素。通过实验筛选出pH值调节剂、除氧剂、杀菌剂以及缓蚀阻垢剂作为水质防腐防垢的药剂,处理后水质腐蚀速率降低89.7%,结垢速率降低72.5%,腐蚀结垢程度减弱,达到回注要求。     

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。     

油田回注水二次污染防治工艺研究与应用

油田供注水工艺流程长、回注水腐蚀结垢性强,极易造成水质二次污染,影响注水开发。通过开展回注水二次污染防治工艺技术探索与应用,建立了"防""治"结合的水质二次污染治理措施,取消了配水间,实现了泵到泵直供水,采用枝状管网,大幅简化了供注水工艺流程环节,降低了水质二次污染概率。针对回注水腐蚀结垢性强的特点,建立以缓蚀为主、缓蚀阻垢杀菌一体化治理的差异化治理体系,回注水平均腐蚀速率由0.622 mm/a下降到0.038 mm/a。通过管道除垢、储罐清洗、注水井洗井等措施清除系统中的杂质。经过综合治理,井口水质达标率由71.5%提高到89.7%,一级至三级水质达标率降幅由16.5%下降到7.8%,回注水水质二次污染得到有效扼制,保障了油田精细注水开发。     

电磁防垢技术在海上油田注水管线上的应用

为解决海上油田注水系统结垢严重的问题,在渤海油田渤西作业区某平台注水管线上开展了电磁防垢试验。在注水管线上安装腐蚀结垢监测装置挂片投捞器,考察电磁防垢仪使用前后挂片的结垢速率和腐蚀速率,试验期间注水管线的水质基本稳定。结果表明,电磁防垢仪运行前的结垢速率、腐蚀速率分别是运行后的4.72倍和1 038倍,电磁防垢仪使注水管线结垢速率下降78.83%,腐蚀速率下降99.90%,应用效果显著。     

安塞油田注水系统腐蚀结垢分析

水的热力学不稳定性和化学不相容性，是造成油水井井筒管柱、工具设备、地面集输系统、注水系统及地层结垢的根本原因。深入了解注水系统结垢趋势及结垢机理，为寻找和开发更好的防垢技术和工艺提供依据．是开展油田防腐蚀工作的必经之路，本文就污王十六转、坪四注、贺一转、招一转这四个站区回注水进行测试分析．预测结垢状况并提供相应的处理办法，以期解决安塞油田回注水腐蚀、结垢状况。     

大路沟一区污水腐蚀结垢机理及防治技术

南201注水站由注清水改为清污混注后,注水管线、设备腐蚀刺漏频繁,严重影响注水开发效果,为此开展了该区污水系统腐蚀机理研究。从现场腐蚀结垢产物组成分析结果看出,大路沟一区回注井管串垢样主要以铁的氧化物和酸不溶物为主;污水回注管线垢样主要以铁的氧化物为主,说明污水回注系统结垢产物以腐蚀产物为主,即大路沟一区污水回注系统存在的主要问题是腐蚀。室内筛选出的适用水处理剂为:杀菌剂SJ-88、SJ-99,缓蚀剂AD43-1,建议进行现场更换使用。     

金秋区块须家河组气田产出水回注工艺研究

气田产出水携带着大量的重金属、固悬物、各种无机盐、石油类等污染物,如果不经预处理就回注,将污染环境和影响回注效果。油田污水处理的目的是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。各油田或区块的水质成分复杂、差异较大,处理后回注水的水质要求也不一样,因此处理工艺应有所选择。在探讨气田产出水水质和回注层(沙溪庙组)地质特征基础上,进行回注层的适应性实验评价,提出合理的回注技术、回注工艺流程和增注措施。     

油田注水中的腐蚀因素研究

注水开发是保证油田高产稳产的重要措施,自回注污水以来,作业中暴露的主要问题是设备腐蚀管线穿孔和混注中的结垢问题。为了保证注水工作的顺利进行,我们对有关的腐蚀因素进行了室内试验研究。     

污水回注井套管保护液防腐技术研究与应用

针对污水回注井套管内壁、油管外壁腐蚀结垢严重的问题。采用腐蚀挂片、多臂井径仪测试腐蚀速率及程度,并研究复配套管复合保护液通过污水回注井油套环形空间添加保护液,在油管外壁、套管内壁表面形成保护膜,减少腐蚀介质与金属接触的机会,达到延缓污水回注井油管和套管腐蚀的目的。     

埕岛油田注水井存在的问题及对策

埕岛油田馆陶组馆上段油藏自2000年起正式进入注水开发阶段,地层压降得到了有效控制,地层能量得到了补充,为油田开发增产增效起到了积极作用。后期通过对水井油管腐蚀、结垢成分及沉积物等进行取样检测分析,找到了油管结垢、堵塞及腐蚀穿孔等原因,并通过实施应对措施,收到了显著成效。使用渗氮油管、HDPE内衬油管及Ni—P防腐工具;同时配套油管防腐器分层注水井,注水压力平稳,小层注水量均达到了配注要求,注水井测试成功率也大大提升。改进应用水源井水以及脱油污水回注措施,从本质上改善了注入水水质,提高了油层配伍性。     

注清水井腐蚀结垢机理及对策研究

靖安油田大路沟二区在长期注清水过程中,注水系统和注水井管柱存在较严重的腐蚀和结垢现象,严重影响了注水系统长期、安全、稳定运行和注水效果。本研究在对大路沟二区注入水系统腐蚀结垢情况调研、腐蚀结垢产物和注入水组成性质分析的基础上,详细分析清水注水系统的腐蚀结垢机理,确定影响腐蚀、结垢的主要因素,找出合适的防垢和防腐方法。本研究对于有效地保护油气储层、提高油田开发效益;同时对于节约水资源、减少污水排放量和环境污染,具有一定的的经济效益、社会效益、环保效益。     

大庆采油五厂注水系统地面管线结垢原因研究

大庆采油五厂注水系统地面管线出现结垢问题。在详细分析注水水质和垢样的基础上,对结垢原因进行了探讨。结果表明大庆采油五厂所有注水都有CaCO3结垢倾向;使用的清水和回注污水是不相容的两种水,混合使用会产生较为严重的CaCO3结垢,特别是当清水量在30－80％之间时CaCO3结垢倾向较大,这也正是大庆采油五厂注水系统地面管线出现严重结垢的原因。碳酸亚铁是两种水分注时管线中垢的主要成分,表明该注水系统中有腐蚀发生。     

新型注水管内衬材料的应用

在油田采油的中后期,常采用注水技术,通常注水开发前期,油田常采用普通碳钢/不锈钢复合管作为注水管线,并采用污水净化回注和掺淡水混注等技术减少环境污染,但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度,并不能从根本上改变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐还原菌不达标等现象,导致注水管线和设备出现腐蚀和结垢。对延长油田某注水站的注水管使用情况调查得知,其碳钢/不锈钢复合管有严重的腐蚀和结垢现象。对复合管体内垢样进行分析,总结出结垢的原因并提出解决办法,即优选新型B15合金作为复合管内衬材料。现场使用新型B15合金衬管取得良好的效果,值得推广应用。     

新疆油田采出水水质稳定技术

以新疆油田采油一厂联合站为例,针对其污水处理及回注系统结垢腐蚀严重等情况做出具体分析,通过对药剂阻垢性能和缓蚀性能进行评价。证明其可以有效控制结垢与腐蚀,使采出水的腐蚀速率与阻垢率能够符合油田的标准。     

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...     

井下管杆结垢腐蚀影响因素分析

通过对修井作业过程中发现的井下管杆结垢腐蚀问题,对结垢腐蚀产生的机理及危害进行了分析,对已实施的注水井三层复合防腐油管和涂料防腐技术的应用,以及清洁水回注工作和高压区降压注水的综合治理措施效果进行了论述,为开展适合二区达到延长检泵周期和提高油井年生产时率奠定了基础。通过做好数据的录取、分析、建档的准备,为开展地层污染状况调查和课题研究,以及井下化学防腐阻垢剂、非金属防腐管等新工艺、新型抽油杆防腐喷涂材料等新技术的应用研究提供科学依据。     

延长油田冯坪集输站采油污水回注处理工艺研究

为了保证冯坪集输站采油污水达标回注,针对其原处理流程处理后水含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高,腐蚀、结垢严重的特点,采用化学氧化/絮凝沉降处理工艺,通过对p H值、除硫剂、絮凝剂、助凝剂进行优选,确定适合该站污水回注达标的工艺参数。实验结果表明:当p H值为7.5、除硫剂加量15 mg/L、PAC加量80 mg/L、PAM(1 200万)加量1.0 mg/L,先加PAC后加PAM,加药间隔20 s~30 s时,处理后水悬浮物含量0.5 mg/L,含油量0.54 mg/L,平均腐蚀速率、结垢量、细菌含量分别为0.036 mm/a、2.6 mg/L、10个/毫升,达到油田回注水水质标准。     

采油污水回注预处理实验研究

延长油田子长采油厂采油污水水质复杂,含油量和固体悬浮物含量变化幅度大,腐蚀结垢性强。采用絮凝沉降和缓蚀阻垢技术对采油污水进行回注预处理实验研究,实验结果表明:通过调节pH值和PAC、PAM加量对采油污水进行絮凝沉降加过滤处理,可以将采油污水中含油量和固体悬浮物含量分别降至3 mg/L和5 mg/L以下,HSZG-3缓蚀阻垢剂加量为30 mg/L时,腐蚀速率远小于0.076 mm/a,结垢量降至10 mg/L以下,满足注水处理要求。     

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．     

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。