某海上油田混输海管腐蚀原因分析及防腐措施研究

选用某海上油田已运行7 a的外输海底海管,通过分析防腐工艺、运行工况、现场挂片、内检测数据、清管垢样和细菌检测结果,开展腐蚀原因分析。结果表明,腐蚀主因是垢下微生物腐蚀,FeCO_(3)沉积为SRB等细菌的滋生提供了环境,微生物腐蚀及流体中的H_(2)S导致金属发生腐蚀。本文结合这条海管的情况给出防腐措施建议,为此类型海管的腐蚀防护提供借鉴。

不同结构聚醚破乳剂对涠洲11-4油田模拟产出液的破乳作用

为了获得适合涠洲11-4油田产出液的破乳剂,分别以多乙烯多胺类化合物为起始剂合成了二嵌段和三嵌段的聚醚,采用瓶试法研究了聚醚的嵌段类型、支链数、环氧乙烷段含量以及稀释聚醚用的溶剂对涠洲11-4油田模拟产出液破乳效率的影响。研究结果表明,亲水基(PEO)位于分子一端的二嵌段聚醚的破乳效率优于亲水基位于分子中间三嵌段型聚醚;聚醚分子中支链数越多,对涠洲11-4油田模拟产出液的破乳效率越高;对于同系列的聚醚,其分子中PEO段含量存在对应最高破乳效率的最佳值(约为25%)。另外,溶剂对聚醚的破乳效率亦有影响,芳香溶剂与聚醚之间存在某种协同作用。与采用95%乙醇作为溶剂时相比,以二甲苯为溶剂时半脱水时间可降低25%以上。以四乙烯五胺为起始剂、PEO段含量为25%二嵌段聚醚破乳剂HYP-105(二甲苯为溶剂)对涠洲11-4油田产出液的破乳效果与在用进口破乳剂相当,可满足应用要求。

真空泵主轴键槽和平键失效原因分析

采用宏观分析、化学成分分析、拉伸试验、硬度测试、金相检验、断口分析以及有限元受力分析等方法,对真空泵主轴键槽和平键严重变形失效原因进行了分析。结果表明:主轴键槽和平键挤压变形严重,主要是因为平键与键槽之间配合间隙过大,在泵的开、停瞬间引起键槽和平键之间形成很大的冲击作用;而且平键的硬度明显低于主轴的硬度,这种偏差很容易造成平键的损伤,使键槽与平键之间的间隙增加,加剧了键槽和平键的变形进程;主轴键槽变形严重处导致局部应力集中并引发脆性开裂裂纹。

一种高效清水剂的应用研究与性能评价

介绍了一种用于处理水包油型(O/W)乳状液的高效清水剂。瓶试和现场使用实验表明:当添加质量浓度为12 mg/L时,该清水剂能够将某油田外排水含油质量浓度从35 mg/L降至10 mg/L,保证了油田外排水含油质量浓度小于国家控制排放标准。该清水剂现场使用效果优异,能够促进油田实现节能减排的目标。

X65管线钢在微量H_2S环境中的腐蚀行为试验研究

为解决部分油田在设计之初未考虑H2S腐蚀的问题,分析了微量H2S在目前和未来工况下对X65管线钢的腐蚀规律,检测H2S应力腐蚀开裂(SSC)及氢致开裂(HIC)倾向,并对常用缓蚀剂进行评价。结果表明:在模拟环境下,试样均匀腐蚀速率随H2S质量浓度的下降和含水率的升高而增大,未发现SSC和HIC裂纹。通过评价HYH-114型缓蚀剂满足使用要求,其质量浓度为50mg/L时缓蚀率达到86.46%。

超重力旋转填料床中络合铁脱硫工艺处理海上油田含硫伴生天然气

采用超重力旋转填料床中络合铁脱硫工艺处理海上油田伴生天然气。运行结果表明：海上油田超重力旋转填料床络合铁脱硫系统投资1500万元，设备总占用面积不足48m2，天然气处理量2×10^5m3／d，回收硫磺400kg／d；进口伴生天然气中硫化氢的质量浓度为2000~2500mg／L，经脱硫处理后硫化氢的质量浓度低于3mg／L，达到GB17820---2012《天然气》中硫化氢含量的要求。该工艺解决了海上平台空间紧张、结构承重有限等问题，装置运行稳定，避免了设备腐蚀，运行成本低，运行效果显著，具有良好的经济效益和社会效益。

油水混输管道用缓蚀剂的筛选与评价

针对某油田日益恶劣的腐蚀工况,利用高温高压釜和电化学工作站,通过动态模拟法和电化学测试法对8种油水混输管道用缓蚀剂进行了筛选和评价,研究了缓蚀剂在加注浓度为50 mg/L时的缓蚀性能,对筛选出来的缓蚀率较高的3种缓蚀剂进行浓度优化,并探讨了缓蚀机理。研究表明:在本实验条件下,6~#、8~#、2~#3种缓蚀剂均表现出了较好的缓蚀性能,满足腐蚀速率小于0.076 mm/a的要求。从经济方面考虑,加注浓度为40 mg/L能够满足要求。

海上平台油水处理系统的自动控制

某海上平台油气处理系统脱水指标:原油平均含水率≤5%,污水平均含油量≤20 mg/L。其仪表及自动控制部分的设计尤其注重其生产数字化。控制信号远传中央控制室(以下简称中控室)PLC控制系统,提供集中监测,分散管理,在中控室设置一套工业控制计算机,对油水处理系统工艺流程、运行参数及装置与系统的工作状态实时监控。该系统具备运行参数在线设置、修改功能,故障诊断、故障提示及自动报警功能;数据存储、调用和查询等功能。本工程根据建筑和工艺使用的情况,主要为C类火灾和E类带电火灾场所,建筑耐火等级二级。

海上平台火炬放空天然气回收利用研究

对现有闲置的12"输油海管线进行了分析校核,并通过工艺改造将其用于天然气的输送。工艺、强度、防腐、结构等方面的校核结果表明,该海管在最大操作压力不超过1.0 MPa,最大操作温度不超过40℃时,符合规范要求,具备安全使用条件。经适当的工艺改造后该12"海管最大输气量为28.6万方/天,完全满足天然气的输送要求,实现该海上平台伴生气全部回收利用,达到零排放的目标,对海洋油气田的开发生产、改造具有良好的参考价值。

采用无机聚合物实现海上平台海水系统内防腐

就粗过滤器罐体焊接处腐蚀漏水这一现象,采用防腐锌块的效果不明显。这是由于焊接材料析碳所造成的晶间腐蚀改变了原材质的防腐性能,导致在一定的压力冲刷下开裂渗漏。涠洲油田四个海上装置都使用了不锈钢体的海水粗过滤器,也发现了同样的腐蚀情况。通过尝试利用环氧树脂、固化剂配比成的无机高聚合物涂层进行海水防腐,以及半年多的耐冲刷实践证明,该方法对于罐体焊接部位的防腐效果明显。因此,采用无机高聚合物防腐方法有一定的使用价值。

外加电流阴极保护技术在三相分离器中的应用

三相分离器内壁主要采用牺牲阳极法进行保护,在多次的现场开罐中发现,这一传统方法无法对罐体内壁实施有效的保护。本文介绍了中海油涠洲终端处理厂采用外加电流阴极保护技术对罐体实施保护的情况,并且对油田介质中参数的确定及施工中的有关问题进行了分析讨论。

海上油田陆岸终端消防系统能力校核

某海上油田陆岸终端新建2座5 000 m3原油储罐后需增设消防设施,原有消防管网需进行改建;该陆岸终端南围墙外海水消防站搬迁后室外消防需重新设计。消防水源能力核算:该陆岸终端万方罐区一次灭火总用水量为1 948.66 m3,火灾延续时间6 h。其中消防冷却水量为1 768.89 m3,泡沫灭火用水量为179.77 m3。消防管线采用钢管,管径≤DN150 mm采用普通焊接钢管(GB/T 3091—2001);管径≥DN150 mm采用螺旋缝焊接钢管(SY/T5037—2000)。经计算,该陆岸终端原有罐区扩建后,原有消防系统的消防能力能够满足使用要求。

某轻烃回收系统的设计

某轻烃回收系统原料气(液)来源由某油气处理终端三相分离器来气、原油稳定塔来气及稳定塔来凝液三部分组成。物料平衡模拟计算及设备选型均按照原油稳定塔凝液未回流设计,以保证最大的设计规模,液化气存储天数为4天、存储能力为1 600 m3;轻油存储天数为6.5天,存储能力为1 600 m3。所有工艺生产过程参数上传至中央控制室DCS系统,进行集中监视和控制。

膨胀制冷技术在管壳式换热器中的应用

某海上油田陆岸终端轻烃回收系统未凝气闪蒸罐气相出口管壳式换热器采用淡水冷却,由于天然气处理量增加,管壳式换热器制冷效果不能达到设计要求的影响,未凝气闪蒸罐运行压力一直偏高,导致轻烃和重烃分离不完全,部分重烃在系统中重复处理,部分液化气进入常压轻油储罐而损失。文章利用天然气在该工艺流程段多余势能,将膨胀制冷技术集成至管壳式换热却器,天然气经过膨胀后降温和水冷降温,提高了轻烃和重烃的分离效果,降低了未凝气闪蒸罐运行压力,避免了液化气的浪费,减少了淡水的消耗,提高了该系统的运行效率,取得了较好的经济效益与社会效益。

一种高效脱硫剂的应用工艺研究

采用室内模拟油田设备管道油气水三相混合集输体系的动态硫化氢脱除装置,评价了高效脱硫剂ETTS-1与醇胺溶剂(MDEA-MEA和MDEA)的应用工艺条件,分别考查了H2S初始质量浓度、脱硫温度、原油气油比值和CO2质量浓度对脱硫率的影响。结果表明,随着初始H2S质量浓度和脱硫温度升高,ETTS-1的脱硫率略有上升,醇胺溶剂的脱硫率逐渐下降。在H2S质量浓度为30 000 mg/L时,ETTS-1和醇胺溶剂脱硫率分别为97%和88%;在90℃时,ETTS-1和醇胺溶剂的脱硫率分别为97%和65%;气油比值对醇胺溶剂的影响远大于ETTS-1,气油比值15时,ETTS-1和醇胺溶剂的脱硫率分别为95%和78%;CO2体积分数对脱硫率影响大小依次为MDEA-MEA、MDEA和ETTS-1,在CO2体积分数为5%时,脱硫率依次为60%、66%和92%。

某海底管道失效分析

通过对某海底管道进行理化检测、腐蚀产物分析、腐蚀形貌观察、服役环境分析及室内模拟实验,研究管道失效原因.结果表明:管道材质满足API spec 5L要求;内管存在由CaCO3、BaSO4和Fe(OH)3形成的结垢,垢层的存在使得管体的均匀腐蚀速率增大了约7倍,垢下腐蚀是导致管道腐蚀穿孔失效的主要原因.

某油田油水混输管道用缓蚀剂的筛选与评价

设计了一套系统的油水混输管道用缓蚀剂的筛选与评价方法。以涠洲某油水混输海管为案例,利用该缓蚀剂筛选评价方法,针对该管道生产工艺特点,进行了系统的缓蚀剂筛选评价。根据该筛选方案,首先进行现场工况数据的收集与分析,再对8种缓蚀剂进行了初步筛选,包括理化性能测试(溶解性、乳化倾向、发泡性和与其他药剂配伍性等)与电化学测试。在上述筛选基础上,选取最苛刻的腐蚀工况点,并考虑缓蚀剂加注浓度的变化,在50 mg/L与40 mg/L的加注浓度下进行动态模拟试验评价缓蚀剂的缓蚀性能。最后结合缓蚀效果及经济性两方面,筛选出了满足要求的缓蚀剂及对应的加注浓度。结果表明该缓蚀剂筛选评价方案在实际工程应用上切实可行。

鼠李糖脂纳米乳液的构建及性能研究

为了解决低渗透油藏开发中原油采收率低的问题,采用微乳液稀释法制备了具有纳米尺寸的鼠李糖脂乳液体系,研究了表面活性剂与助表面活性剂的质量比(K_(m))、温度和无机盐对上述体系拟三元相图和纳米乳液粒径的影响规律,最后对纳米乳液的驱油效率进行了评价。结果表明,随着K_(m)的增加,单相微乳区面积先增加后减少;当K_m=3时,单相微乳区面积最大。随着温度的升高,单相微乳区面积先增加后减小;在323.15 K时,单相微乳区面积最大。相图中单相微乳区面积随着NaCl和CaCl_(2)质量浓度的增加而增加,无机盐的加入降低了鼠李糖脂的临界胶束浓度,因此能增加油相和水相的互溶程度。当水的质量分数小于80%时,鼠李糖脂/异丙醇/柠檬烯/水纳米乳液的粒径随放置时间增长略微增加,表现出良好的稳定性。并通过考察温度和无机盐对粒径的影响,发现上述纳米乳液体系具有较好的耐温性能和耐盐性能。驱替实验结果表明纳米乳液的注入明显降低了水驱注入压力,且采收率提高了17%以上,因此纳米乳液在低渗透油藏采收率提高方面应用前景广阔。

涠洲11-4N油田在线清垢作业技术应用

南海涠洲11-4N油田发现SDV阀和多路阀出口管线及阀门内部存在较严重结垢,并出现外输海管压差增大的情况。涠洲油田作业区组织开展结垢原因分析与清垢方案设计等工作,在此基础上成功实施化学药剂在线清垢作业,作业期间监测显示清垢效果显著,海管压力下降,维持海管良好的腐蚀防护效果,具有作业费用低、海管运行安全可靠、保持油田持续稳定生产的优点。

涠洲终端脱硫系统改造工艺选择

介绍了涠洲终端油田伴生脱硫系统存在问题和改造的紧迫性;通过对膜分离法、湿法及干法脱硫工艺对比,确定采用W703复合氧化物精脱硫剂干法无氧脱硫工艺来代替原有的湿式催化氧化法脱硫工艺;同时介绍了脱硫方案和工艺特点。