改善高吸水树脂性能的主要技术方案

文章介绍了盐的存在对高吸水树脂吸水性能的影响，重点论述了提高高吸水树脂耐盐性、吸水速度和吸水后水凝胶强度的技术方案。     

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。     

BH961型酸化缓蚀剂

研制了由曼尼希碱和醛胺缩合物组成的酸化液缓蚀剂BH96 1,简介了合成方法但未指明两组分的化学结构。室内性能评价表明 :在 90℃、常压下加入 1%BH96 1可使N80钢片的腐蚀速率在 15 %盐酸中由 349.5降至 1.36g h·m2 (缓蚀率 99.6 % ) ,在土酸 (12 %盐酸 +3%氢氟酸 )中由 4 5 8.7降至 1.6 4g h·m2 (缓蚀率 99.6 % ) ;与 4种胜利油田常用缓蚀剂相比效果最好 ;在 30 %盐酸中腐蚀速率为 4 .86g h·m2 ;12 0℃时在 15 %盐酸和土酸中腐蚀速率达到一级标准 ;在pH为 3～ 4的土酸乏酸中腐蚀速率极低 ,基本无点蚀 ;与各种酸液添加剂相容性良好且腐蚀性能不受影响 ;含 1%BH96 1和各种酸液添加剂的 2 %KCl水溶液在室温至 90℃下对纯梁各主力油田储层岩心渗透率的伤害很小 ,为 4 .2 %～ 19.8% ,甚至低于 2 %KCl溶液的伤害。自 2 0 0 0年以来在纯梁各油田 10 0余口井酸化中使用BH96 1,酸化有效率由～ 80 %提高至 88%。表 7参 1     

注水井腐蚀原因分析及防护对策

胜利油田注水井腐蚀严重,结合注水水质,分析了腐蚀严重原因：注水井的腐蚀主要是回注污水中Cl含量高、细菌滋生严重、含较高的HCO3-及硫化物造成,且随着注水井温度的升高,腐蚀因素在不断变化。主要分析了东辛采油厂污水中高矿化度、高游离CO2对注水井造成的腐蚀;在现河采油厂注水井油套环空腐蚀主要是由于细菌滋生、繁殖造成的腐蚀。结合注水井实际现状,实施相对应的防护措施：在注水井管柱上应用渗氮油管,延长了管线使用寿命;在回注污水过程中有选择性地投加缓蚀剂、杀菌剂;在油套环空中实施环空保护技术,实施后取得较好的效果,对延长注水井有效寿命具有重要意义。     

耐盐型高吸水性树脂的合成及性能评价

以氧化还原引发剂(NH4)2S2O8和N aHSO3为引发剂,采用水溶液法合成了丙烯酸钠—丙烯酰胺—疏水单体共聚高吸水性树脂。研究了单体聚合浓度、单体含量及引发剂用量等对共聚高吸水树脂吸水率的影响。实验证明该高吸水聚合物耐盐性较好。     

纯化油田油井腐蚀、结垢原因分析及治理措施

通过对纯梁采油厂纯化油田检泵油井腐蚀、结垢情况分析表明：硫酸盐还原茵(SRB)是引起腐蚀、结垢的主要原因。分析了SRB及硫化物产生的原因,提出了控制措施,处理工艺。并依据现场实际情况,提出了定期投加药剂达到防腐、防垢目的的化学工艺是目前较为可行和经济的主要措施。为此,优选效果良好的缓蚀杀茵剂,并在现场中实施了从油套管环空定期投加药剂的防腐、防垢工艺,取得了良好的效果：加药后可降低油井管柱腐蚀速率90％以上;油井中SRB含量由原来的250～600个／ml降低为25个／ml以下,所实施的油井,延长检泵周期两倍以上,节约成本320万元。     

油溶性清防蜡剂CL—92

针对胜利油田纯梁油区高含蜡（10％－25％）高凝点原油的特点,开发了由有机溶剂,表面活性剂,蜡晶改进剂,加重剂等组成的油溶性清防蜡剂,牌号为CL－92。室内性能测定结果如下：溶蜡速度6．48g/mL.min(50℃）,防蜡率68．9％和73．9％（加量0．1％,两口井原油样）;20－40降粘度＞90％－70％,CL－92可用于油井的清蜡,防蜡及原油集输管线的清防蜡,纯梁油田在含蜡15％以下的20口油井定期批量加药,在含蜡高于20％的5口油井连续加药,在梁北20号计量站集输管线连续加药进行清防蜡,均取得了良好的效果。讨论了清防蜡机理。     

大芦湖油田微生物防蜡技术

胜利大芦湖油田原油含蜡多,凝点高,油井井筒结蜡严重。根据油藏特性从胜利采油院微生物中心菌种库筛选出两种芽孢杆菌、一种假单胞菌,均为兼性厌氧菌,将三种菌以不同比例混合得到三个混合菌组F18-C、F18-D、F18-F,可耐盐40g/L,生长pH4～9,生长温度30～90℃,适应含蜡10%～20%或大于20%,含沥青质10%～20%的原油,代谢脂肪酸、醇、二氧化碳。3种菌在隔氧条件下于60～65℃与4口井产出的原油、地层水一起培养7天后,原油降黏率和降凝幅度随油井而异,一般降黏率高于20%,最高超过55%,降凝幅度一般不小于5℃;与两口井原油作用后,菌液表面张力降低38.3%～34.1%;与菌液作用后的一口井的原油,碳数≥20的烷烃质量分数由0.22降至0.178。建立了一套油井微生物防蜡工艺,每隔20天从套管加入混合菌液200kg。2004年9月在5口井,2005年3月在9口井进行微生物防蜡试验均获得成功,2008年于60口井,2009年于98口井推广应用。2008年统计,60口井的洗井周期平均由32天延长至149天。含蜡量低(10%)而含胶质沥青质高(25%)的3口井,微生物防蜡效果差。图2表5参2     

现河草古一中转站回水管网腐蚀原因分析及控制措施

针对现河采油厂草古一中转站回水管网腐蚀严重状况,结合现场实际生产情况,开展腐蚀因素及机理分析,分别从温度对腐蚀的影响,高盐引起的电化学腐蚀,低pH值下的腐蚀等方面进行分析、试验,并结合腐蚀产物分析表明,草古一中转站污水腐蚀是高盐、高温、低pH值下的电化学腐蚀所致。现场采用投加缓蚀剂的方法取得较好的缓蚀效果。分析研究了污水改性处理技术的适应性,并根据现场实际提出了在回水管网中采用玻璃钢管道、中转站内罐内壁采用阴极保护技术和涂层联合技术的建议。     

HRB-4型生物破乳剂在纯梁采油厂的应用

从HRB系列的7种生物破乳剂中选出了对纯梁含水原油脱水效果最好的生物破乳剂HRB 4。HRB 4为含微生物细胞体≥10%、密度0.95～1.0g/cm3的悬浮液,加量为100mg/L时对纯梁首站、纯西站、正理庄站含水原油的90min脱水率分别为99.0%(55℃)、95.0%(50℃)、91.1%(50℃),均高于相同加量的现用油溶性化学破乳剂BSH 06的脱水率,而且脱出污水的含油量降低27%～49%。加量为80、90、200mg/L时,较难脱水的正理庄原油55℃、90min脱水率分别为69.4%、89.3%、95.2%。在日处理液量2×103m3、日输油800t、输油温度50℃、使用BSH 06破乳的正理庄输油站进行了为期21天的HRB 4应用试验,HRB 4在加热炉前加入,分阶段将加量从120mg/L降至100mg/L再降至87.5mg/L,分离出的原油含水维持在1.5%左右,输油管线回压由0.5MPa降至0.4MPa,分离出的污水含油平均由526mg/L降至170mg/L。HRB 4已在纯梁采油厂各站普遍应用,HRB系列生物破乳剂已推广至胜利油田其他采油厂。讨论了破乳机理。图3表5参3。