硫酸盐还原菌的腐蚀性与杀菌处理的缓蚀效果研究

在敞开体系条件下,通过投加两种药剂的静态和动态挂片腐蚀试验研究了模拟油田污水中的硫酸盐还原菌(SRB)对钢试片的腐蚀性。测定了挂片表面的SRB数,研究了挂片表面金相结构的变化。通过含和不含杀菌组分的两种药剂CX-C和CX-J对比试验,确定了杀菌对缓蚀的促进作用。

硫酸盐还原菌对不同钢材的腐蚀及缓蚀作用

采用静态失重法测定了硫酸盐还原菌(SRB)对A3、N80、K0-95三种钢材的腐蚀速度。用不同浓度的1227杀菌剂对上述三种钢材的杀菌效果和缓蚀作用实验结果表明,在相同的介质中,不同材质钢的腐蚀速度差别很大,三种钢材的腐蚀速度由大到小依次为:K0-95,N80,A3。杀菌剂1227对各种材质钢的缓蚀效果也不相同,由大到小依次为:K0-95,N80,A3。SRB不是腐蚀钢的惟一因素,还有其他因素也导致钢材的腐蚀。

二烷基二甲基季铵盐对硫酸盐还原菌的抑制作用

以二甲基十六烷基胺等为原料，合成了辛基十六烷基二甲基溴化铵和癸基十六烷基二甲基溴化铵，研究了它们对硫酸盐还原菌的杀生作用及其杀生机理。

孤岛油田含聚采出水杀菌缓蚀一体化药剂的研制与应用

针对孤岛油田含聚采出水处理难度大,常规的缓蚀剂、杀菌剂效果差,处理后水质稳定性差,注水系统沿程管网腐蚀堵塞严重等问题,研制了一种高效杀菌缓蚀一体化药剂,并开展了室内和现场应用评价。结果表明,室内评价缓蚀率为90.8%,硫酸盐还原菌(SRB)抑制效果明显。现场应用后,腐蚀速率由0.0998 mm·a^-1降至0.0049 mm·a^-1,降幅达到90%以上,沿程细菌含量减少,水质稳定。该药剂一剂两用,在油田含聚采出水处理方面具有推广应用价值。

长链烷基甲硝唑季铵盐的缓蚀杀菌机理研究

合成了一种新型的长链烷基甲硝唑季铵盐化合物 (简称MDHTD) ,并对MDHTD的缓蚀作用进行了电化学解析并进行了杀菌性能评价。实验结果表明 ,MDHTD具有良好的缓蚀性能 ,其杀菌性能优于油田普遍使用的十二烷基二甲基苄基氯化铵 (简称 1 2 2 7) ,且较甲硝唑也有明显改善。同时 。

新型双季铵盐缓蚀杀菌剂的合成及其性能研究

合成了一种新型双季铵盐类缓蚀杀菌剂MBQA,探讨了其合成条件并对其分子结构进行了表征,研究了MBQA缓蚀、杀菌性能和机理。结果表明,MBQA是一种典型的阳极抑制型缓蚀剂,其杀菌性能较甲硝唑有明显改善,远远优于油田普遍使用的"1227"。

再生水补水的工业循环冷却系统氯锭灭菌技术研究

针对再生水补水工业循环冷却水系统,氯锭灭菌技术成熟运行参数不足的现状,结合动态与静态试验,开展了氯锭对悬浮和固定态细菌总数、铁细菌、硫酸盐还原菌的有效作用时间以及缓蚀阻垢药剂对氯锭杀菌效果的影响研究,提出了缓蚀阻垢杀菌药剂的协同控制技术方案:氯锭150mg/L,碳钢缓蚀剂6mg/L,黄铜缓蚀剂6mg/L,阻垢缓蚀剂8mg/L;间歇投加氯锭,投加周期为3d;其他药剂为连续投加。试验结果表明,该技术方案可有效控制微生物的生长繁殖,同时系统污垢热阻和金属腐蚀率也满足规范要求。

双季铵盐杀菌剂的研制与性能

在室内考察了三种双季铵盐杀菌剂作为油田注入水杀菌剂的杀菌性能和对碳钢的缓蚀性，ＡＰＩＲＰ—３８试验表明：该杀菌剂对硫酸盐还原菌具有很强的杀菌能力，此外，还采用静态失重法评价了它们的缓蚀性能。

多功能杀菌剂的合成及其性能研究

在现有季铵盐类杀菌灭藻剂上增加一个脂键,连接一个有机酸基团,合成一种兼具阻垢缓蚀功能的新型工业水处理用杀菌灭藻剂(多功能杀菌剂),经一系列评价实验表明:新型杀菌剂是较理想的杀菌剂,在较低浓度下,对硫酸盐还原菌(SRB)及腐生菌(TGB)均有很好的杀灭效果,优于1227杀菌剂,同时还具有较好的缓蚀阻垢效果。

用于二次采油的MF-1多功能杀菌剂的合成及其性能研究

在现有季铵盐杀菌灭藻剂上加接一个脂键,连接一个有机酸基团,合成一种兼具阻垢缓蚀功能的新型工业水处理用杀菌灭藻剂MF-1。评价试验结果表明:MF-1新型杀菌剂在较低浓度(30mg/L)下,对硫酸盐还原菌(SRB)及腐生菌(TGB)的杀灭效果为100％,优于季铵盐型1227杀菌剂,同时还具有较好的缓蚀阻垢效果。

HEDP-ATMP-TTA缓蚀剂对HSn70-1A铜合金腐蚀行为的影响

通过静态失重法、极化曲线法、电化学阻抗谱测定了HEDP-ATMP-TTA复配缓蚀剂在循环冷却水介质中硫酸盐还原菌(SRB)作用下对HSn70-1A铜合金的协同缓蚀作用,讨论了缓蚀剂浓度和SRB对铜合金腐蚀行为的影响。结果表明:当循环冷却水介质中加入该缓蚀剂后,可以改善SRB对HSn70-1A铜合金的侵蚀程度;随着缓蚀剂浓度的增加,合金腐蚀速率逐渐下降,缓蚀率逐渐提高。

油田地面系统反硝化药剂配方的研制

反硝化技术利用油藏和油田地面设施内原生反硝化细菌,来抑制地面系统中硫酸盐还原菌生长并去除硫化氢及其他种类硫化物。在明确反硝化技术原理基础上,有针对性地开发了能够促进反硝化细菌生长的DN-1001型反硝化药剂,并在室内对所研制反硝化药剂进行了对比评价和适应性评价。实验结果表明,使用DN-1001反硝化药剂,其加药浓度为400 mg/L时,可有效抑制SRB生长并控制其产生硫化物,抑制效果达到了进口同类产品的水平。

长庆油田油井井筒腐蚀机理与防护措施

针对长庆油田油井油管腐蚀穿孔断裂十分严重的现状,通过现场调研和室内试验,对影响腐蚀的各因素进行了分析并探讨井筒腐蚀机理。结果表明,硫酸盐还原菌引起的细菌腐蚀和垢下腐蚀是油井腐蚀结垢的根本原因,其次是溶解氧、二氧化碳及高矿化度采出液的电化学腐蚀,此外部分油井井口结蜡,上述因素的共同作用导致井筒腐蚀。据此提出了预防井筒腐蚀的综合治理方案,可为油田井筒防腐提供指导和借鉴作用。

页岩气井井筒腐蚀规律与防护措施

为了明确页岩气井井筒的腐蚀规律,对现场取得数据进行灰色关联分析,确定CO2分压、硫酸盐还原菌含量的关联度大于0.7,为影响腐蚀的主控因素。通过动态腐蚀评价试验测定温度、压力、CO2分压和硫酸盐还原菌含量对N80钢和P110钢腐蚀速率的影响。通过腐蚀失重法开展了缓蚀剂的评价及优选试验,结果表明:缓蚀剂2在加注量为200m/L时,对N80钢和P110钢有较好的缓蚀效果,且此时经济效益最大化。

中原油田集输管线腐蚀行为研究

中原油田集输管线的腐蚀特点均以内腐蚀为主 ,腐蚀穿孔多发生在管线底部。以四厂南二线为例 ,对产出气、产出水的组成及腐蚀性进行了分析化验 ,结果表明 :输送的液体含水率高且为层流 ,造成管线底部直接与水相接触。由于产出水pH值较低、矿化度高 ,并且含有大量的硫酸盐还原菌 (SRB)和HCO-3,CO2 ,导致管线底部垢下腐蚀。

油田产出水的腐蚀及防护研究

本文在对长庆油田的靖北、吴旗、油房庄和大水坑区块采油装置发生腐蚀原因分析的基础上,开展了产出水的缓蚀和杀菌试验研究。结果表明,引起井下管柱及集输管线腐蚀的因素主要有产出水矿化度高、H2S和SRB含量高、部分水质溶解氧超标以及井下存在CO2伴生气和不均匀结垢;优选的CI-2缓蚀剂具有较好的缓蚀效果,加量为50mg/L时,可使产出水的腐蚀速度由0.125mm/a降至0.012mm/a,缓蚀率达90%以上;经杀菌剂筛选,BI-2和BI-3对SRB、TGB具有较好的杀菌效果,为了防止产生抗药性,采用BI-2和BI-3交替加药。

广利联合站污水处理系统的腐蚀与防护

广利联合站处理的污水,其矿化度高、pH值较低,污水中腐蚀性气体溶解氧、二氧化碳、硫化物和SRB的含量都超出了SY/T5329-94的标准,处理设备和管线被严重腐蚀。为此,用投加缓蚀剂的方法降低其腐蚀速度。由于结垢会降低污水缓蚀剂的处理效果,因而又投加阻垢剂提高阻垢效果;同时又实施了污水改性技术,使设备的腐蚀得到缓解。2002年平均腐蚀速度降低到0.0669 mm/a和0.0617 mm/a,达到部颁标准(≤0.076 mm/a)。现场设备和管线穿孔和报废率均有大幅度下降,初步达到了控制腐蚀的目的。

油田产出水腐蚀及防护

在分析中国石油天然气股份有限公司长庆油田的靖北、吴旗、油房庄和大水坑区块腐蚀原因基础上,开展了产出水的缓蚀和杀茵试验研究。结果表明,引起井下管柱及集输管线腐蚀的因素主要有:产出水矿化度高、H_2S和SRB含量高、部分水质溶解氧超标以及井下存在CO_2伴生气和不均匀结垢;优选的CI-2缓蚀荆具有较好的缓蚀效果,药剂质量浓度为50mg/L时,可使产出水的腐蚀速率由0.125mm/a降至0.012mm/a,缓蚀率达90%以上;经杀茵剂筛选,BI-2和BI-3对SRB和TGB具有较好的杀菌效果,为了防止产生抗药性,BI-2和BI-3采用交替加药。