油田回注水系统管道防腐蚀技术研究

为了处置油田回注水系统管道腐蚀问题,室内研发制备了一种新型油田回注水系统管道缓蚀剂材料,并基于试验研究深入探讨了分散剂材料加量、缓蚀剂加量以及温度对新型缓蚀剂缓蚀性能的影响。研究发现:随着分散剂材料加量的逐渐增大,N80钢片的腐蚀速率逐渐变慢,新型缓蚀剂的缓蚀率逐渐增大。在新型缓蚀剂中掺入一定量的分散剂可以有效提高缓蚀剂的缓蚀性能,当分散剂加量为9%时,缓蚀率已经达到60.00%,继续增加分散剂加量对缓蚀剂的缓蚀性能无明显提升。当向钢片加入的新型缓蚀剂加量为90mg/L时,缓蚀剂整体的缓蚀率最大,为缓蚀剂的最佳加量值点,此时缓蚀率达到67.26%。宏微观形貌图结果表明,添加缓蚀剂后,试片平面逐渐平整,表面形成一层黑色或蓝色的保护膜,该膜吸附较为紧实,从而有效抑制金属的腐蚀。

离子色谱法测定油田回注水中季铵盐的含量

建立了油田回注水中痕量季铵盐的离子色谱分析方法.对回注水用滤膜和RP柱预处理,选用Ion Pac CS12A阳离子交换色谱柱、20 mmol/L甲烷基磺酸淋洗、抑制型电导检测,在17.4～19.6 min之间分离测定了季铵盐阳离子表面活性剂的含量,并解释了随着季铵盐浓度的增大,保留时间变小的实验事实.该方法具有良好的线性关系(r=0.999 7)和精度(测定组分峰面积的相对标准偏差(n=5)在6.0%以下),回收率在104.2%～107.3%之间,最小检测限为0.27 mg/L.该方法操作简单、方便,结果准确可靠.

活性炭纤维处理油田回注水的可行性

目前我国油田以向油层注水保持油层压力来提高原油采收率为主要采油手段,所注水98%都是经处理达标后的油田采出水。活性炭纤维(ACF)是一种新型高效吸附材料,孔径分布窄,比表面积大,再生条件温和,并可以根据处理吸附物质的大小调整ACF的孔隙大小,使其作为精细过滤材料处理油田回注水具有可行性,可实现吸附和过滤同时进行,提高注水水质。

CMC掺杂态聚苯胺在油田回注水中对碳钢的缓蚀性能研究

采用化学氧化法合成了羧甲基纤维素(CMC)掺杂态聚苯胺(PANI);用傅立叶红外光谱(FTIR)对合成产物进行表征;采用电化学交流阻抗和动电位极化方法研究了PANI在油田回注水中的缓蚀性能。结果表明:PANI在油田回注水中对Q235钢的缓蚀效率随其浓度的增大而增大,PANI质量浓度为0.4 g/L时的缓蚀效率为90.8%;PANI是一种阴极型缓蚀剂,在回注水中对Q235钢的缓蚀作用机理为"几何覆盖效应";CMC的掺杂是提高缓蚀性能的重要原因。

电渗析法处理油田回注水的中试试验

针对胜利油田孤岛采油厂油田回注水高矿化度的问题,试验采用二级串联电渗析技术来降低废水的矿化度。试验结果表明,操作电压以及废水回收率对回注水的水质有较大影响。并证实当电压为40V、回收率为50%时,能达到最佳产水效率。

天冬氨酸-谷氨酸共聚物用于油田回注水的试验

天冬氨酸-谷氨酸共聚物(PAG)是聚天冬氨酸的共聚改性产物,为了将其应用于油田回注水中,本文以吉林油田某采油厂回注水为介质,通过静态试验研究了PAG与缓蚀剂HEDP、杀菌剂ClO_2的配伍性,然后利用动态模拟试验对PAG复合药剂的综合性能进行了研究。试验结果表明,PAG阻垢性能优良,与HEDP、ClO_2具有良好的配伍性;当PAG、HEDP和ClO_2的质量浓度分别为12、36和2 mg/L时,复合药剂综合药效良好,满足回注水要求;PAG可作为阻垢剂用于油田回注水系统。

鄯善采油厂油田回注水水质劣化原因及对策

鄯善采油厂4 000 m3/d污水处理站于2000年11月投运,采用“水力旋流+聚结斜管除油+两级精细过滤”的处理方式。注水水质变化表现为来水经净化处理后水质有较大改善,但从清水罐到注入井段水质又存在变坏的问题,为此提出鄯善采油厂回注水水质稳定技术研究。通过对处理系统和注水系统全程的水质各个指标的监测,保证注水水质的稳定。分析了造成水质不稳定的因素,对水质劣化的机理进行了阐述,并提出相应的水质稳定措施。

活性炭纤维处理油田回注水的可行性

近年来,我国油田采出的原油中含有大量水分,油田采出水可以用于回注。但在实际运行中大部分的回注污水水质还达不到低渗油藏注水要求,致使水井欠注,影响采油质量。活性炭纤维是一种新型高效吸附材料,具有独特的孔结构。作者分析了应用活性炭纤维作为精细过滤材料的可行性,认为其可以改善注水水质,但存在清洗、成本等问题,造成其不能在油田回注水处理中的推广应用,是以后研究中需重点解决的问题。

四步混凝法处理油田回注水的研究

实验采用四步混凝法探讨油田回注水处理剂及其工艺流程。结果表明该水处理工艺简单,水处理剂成本低,流程改动少。处理后水中的悬浮固体、总铁和含油量分别达到2.0mg/L、0.43mg/L和1.4mg/L;硫酸盐还原菌和腐生菌均为102个/mL;浊度降到0.2Ntu;平均腐蚀率降到0.037mm/a;处理后水符合油田回注水水质标准,并且水质稳定。

低渗透油田回注水水质劣化原因分析及治理对策

陕北油田联合站普遍采用"气浮+油水分离器+改性纤维球过滤+PE精细过滤"工艺处理油田采出水,注水水质变化表现为采油污水经水处理系统后出水水质波动较大,不能满足回注要求,为此经室内药剂优选试验并根据现场情况,提出了回注水水质稳定处理技术方案,通过对系统药剂调整和工艺操作改变,同时对系统全程的水质进行监测,保证了注水水质的稳定。文章分析了造成水质不稳定的因素,对水质恶化的机理进行了阐述,并提出相应的水质稳定措施。

新型杀菌剂处理油田回注水实验研究

介绍了油田回注水常见的细菌类型 ,阐述了硫酸盐还原菌、铁细菌和腐生菌的危害机理。然后根据某采油厂转油放水站的实际水质特征 ,合成并复配出新型高效杀菌剂 ,并对该回注水样进行灭菌实验 ,取得了良好的试验效果。实验证明选择 3种非氧化型杀菌剂进行复配比单一药剂的杀菌效果更好 ,发挥了协同效应。最后对该杀菌剂的特点及主要成分的特点和杀菌机理做了小结 ,为进一步提高杀菌效果与研究新型复配杀菌剂提出了方向。

化学杀菌剂处理油田回注水的应用研究

目前油田进行的二次采油,需要向油井注入大量的回注水。回注水管道中含有大量硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和铁细菌(FB)等,其生长、代谢和繁殖易引起金属管道腐蚀,影响了油田正常生产。本文选取大庆油田回注水,用化学杀菌剂进行处理。结果表明化学杀菌剂处理油田回注水的合适应用条件是:pH值为5.0～9.5;对聚驱水采用异噻唑啉酮,采用均匀式加药方式,投加量为120mg/L,每3天加药一次;对水驱采用1227-异噻唑啉酮,每15天冲击加药一次,投加量为80mg/L。在此条件下,对于聚驱水杀菌率硫酸盐还原菌为99.99%,腐生菌和铁细菌100%;对于水驱水杀菌率硫酸盐还原菌可达100%,腐生菌99.99%,铁细菌99.99%。

二氧化氯杀菌剂在油田回注水处理中的应用

在油田回注污水的杀菌处理中,常规非氧化剂型杀菌剂存在作用缓慢、易使细菌产生抗药性的弊端,而二氧化氯是强氧化剂,作为杀菌剂使用有广谱、高效且不会使细菌产生抗药性的优点,在油田回注水的杀菌处理中得到了越来越广泛的应用。

大港油田回注水水质分析与配伍性研究

大港油田石油开采废水组成复杂,含盐量高,而大港南部各个油田注水所用水源为经污水站处理之后的南部油井开采废水,若处理后水质没有达到油田注水标准,则注入水容易结成碳酸钙垢从而导致油井内压力上升,严重影响油田生产.通过对大港南部三个区块的8种回注水水样进行分析,几种注入水的悬浮固体、粒径中值、总铁含量等均超标,尤其是南大港回注污水水质较差,色度大,浑浊,明显见油,平均腐蚀率超标,即使是局控指标也难以达到.配伍性实验结果表明:在不同温度(20℃或70℃)下,密闭恒温72h,上述几种水质配伍性好.

生活污水处理为油田回注水的研究

以生物接触氧化法为主体 ,结合混凝沉淀和砂滤技术对生活污水进行处理 ,工艺出水作为油田回注水。处理设施的设计能力为 1× 1 0 4 m3/d ,生物接触氧化池的设计负荷为 0 .86kgCOD/ (m3·d) ,水力停留时间为 1 0h。正常运行时的容积负荷为 0 .6 7～ 0 .4 1kgCOD/ (m3·d) ,在平均水温为 9.4℃、进水COD为 90～ 1 6 0mg/L时 ,滤池出水水质为 :pH =7.9、COD =2 3mg/L、SS =1 .78mg/L、总铁含量 =0 .2 1mg/L ,符合油田回注水水质的各项指标。

纤维素酶对油田回注水系统的阻垢研究

本文采用人工配制的油田回注水,模拟研究纤维素酶添加后对管材结垢的影响。试验采用四个平行反应器,对比研究了纤维素酶浓度对模拟油田回注水中Ca^(2+)浓度和总碱度的影响,同时采用X射线衍射仪分析了纤维素酶浓度对模拟回注水系统结垢产物的影响,此外还采用扫描电镜观察了不同纤维素酶浓度下,模拟油田回注水系统结垢产物的晶形差异,并初步探讨了纤维素酶对回注水系统阻垢的可能机理。结果表明:当纤维素酶的质量比浓度为0~1.05%时,纤维素酶对铸铁试样片的阻垢随着酶浓度的提高而增强;在0.349%(w/w)的酶浓度条件下,结垢产物为CaCO_3,随着酶浓度的继续升高,晶体态结垢产物未能检出。扫描电镜结果表明:酶添加在一定程度上会引起结垢产物的晶格畸变,这可能是纤维素酶对模拟回注水系统阻垢的机理之一。

生物竞争抑制油田回注水系统微生物腐蚀研究

油田回注水系统微生物腐蚀普遍较为严重,影响油田的正常生产。考察了胜利油田宁海区块生物竞争技术对回注水系统微生物腐蚀的抑制效果。结果表明,向回注水中加入50mg/L的硝酸盐时,DNB可被大量激活,其可由140 mL-1增殖到15 000 mL-1,SRB的活性得到完全抑制;同时,TGB、FB的活性也得到一定程度的抑制。油田回注水中注入适宜浓度的硝酸盐,能有效抑制微生物腐蚀,平均腐蚀率降低30%。

油田回注水管道微生物杀灭装置及杀菌试验

为了解决油田回注水金属管道中的硫酸盐还原菌等细菌造成的腐蚀问题,利用交变电磁场物理杀菌技术研制了一种高性能的油田回注水杀菌装置,并将该杀菌装置与化学杀菌方法相结合,对油田回注水进行杀菌试验。结果表明,该杀菌装置在功率为32W时,能在不改变回注水性状如机械杂质和含氧量的条件下,快速、高效地杀灭硫酸盐还原菌和腐生菌;且其与化学杀菌剂联合使用时,大大提高了原有化学药剂的杀菌效果,使回注水中微生物由106～107个/mL降低至0～10个/mL。

新型高效油田回注水处理剂配方研究

实验探讨出一种适合于矿化度高的油田污水处理的低磷配方.该配方使用后悬浮固体SS量、水质总铁含量、含油量分别达到0.06mg/L、2.0mg/L和1.4 mg/L,SR B、TGB均为102个细菌/mL,浊度降到0.2Ntu,并且水质稳定.

环保型杀菌剂对油田回注水中SRB的杀灭性能

采用绝迹稀释法测定卤代海因及自制二溴海因水溶液杀菌剂(简称FDBH)对油田回注水中SRB的杀菌效果,并与工业上常用杀菌剂进行比较。结果表明:在作用温度为40℃、作用时间为1h实验条件下,50mg/L的FDBH对SRB的杀灭率达到了100%,与双季胺盐相当,优于1227杀菌剂;FDBH持效性高于1个月,杀菌率维持在99.14%以上;氯离子含量对卤代海因杀菌效果影响不明显。