驱油用石油磺酸盐的研究及其应用

主要介绍了胜利石油磺酸盐技术特点、性能及现场应用。根据相似相容理论,开发了符合不同油水体系的驱油用石油磺酸盐,并实现了工业化,其单剂可降低油水界面张力至10-2mN/m～10-3mN/m。改进后的单剂可降低油水界面张力至10-3mN/m～10-4mN/m,且抗吸附和抗钙镁能力较强。在胜利油田孤岛及孤东采油厂应用取得了良好的驱油效果。

油田采出水中溶解性气体的腐蚀与防护

油田采出水中含有H2S,CO2和O2等溶解性气体,是造成采出水及注水系统管道腐蚀的重要因素。在此对溶解气体的腐蚀机理及防护措施进行介绍,现行控制油田采出水中溶解性气体腐蚀的方法主要是化学方法,包括污水缓蚀技术和污水水质改性技术,化学方法效果明显但也有其缺点。目前还没有专门针对油田采出水中溶解气体的去除工艺,通过对电解、脱气膜、超重力和气提工艺进行分析,发现气提工艺是去除油田采出水中溶解性气体的一种可行工艺。

胜利油田采出水处理系统药剂配伍性研究

通过对胜利油田常规采出水处理所用缓蚀剂、杀菌剂、阻垢剂的性能评价及配伍性研究,确定了不同药剂间的影响规律,找出了不同药剂间的协同效应与投加顺序,提高了水处理药剂作用效果,在保证水处理效果的前提下,可降低水处理药剂成本30%左右。

塔河油田腐蚀工况下碳钢的硫酸盐还原菌腐蚀行为实验

为了研究塔河油田腐蚀工况条件下硫酸盐还原菌(SRB)对碳钢腐蚀行为的影响规律,采用高温高压反应釜模拟腐蚀工况进行实验,测试细菌数量,利用扫描电子显微镜、激光共聚焦显微镜对腐蚀形貌和点蚀深度进行分析,并采用失重法计算腐蚀速率。实验研究发现:(1)在高矿化度(Cl-质量浓度为11.87×10^4 mg/L)下,温度由40℃升至80℃,溶液中的细菌数量,由110个/mL减少至25个/mL;(2)当温度为40℃时,点蚀速率最大,为5.475 mm/a;(3)当温度为60℃时,随着矿化度升高,细菌活性降低,点蚀速率呈现先降低后升高趋势;(4)在高矿化度、60℃条件下,改变H2S分压,对溶液中的细菌数量无明显影响,但点蚀速率和均匀腐蚀速率下降。研究结果表明:SRB在塔河油田极端工况下可以存活,温度和矿化度升高可使SRB浓度降低,H2S分压对SRB浓度影响不大。温度是影响SRB腐蚀的重要因素,温度越高,SRB造成的点蚀越轻微;矿化度升高会影响细菌活性,削弱细菌造成的点蚀。