东风港油田硫化氢产生原因分析及防治措施

油田勘探开发过程中产生的硫化氢是安全生产的极大隐患。在油水井修井、酸化等作业过程中产生的硫化氢对工作人员的身体健康造成了威胁,在生产过程中伴生的硫化氢导致油井无法正常生产,硫化氢对井下工具、储运管道等腐蚀破坏,甚至造成油井停井、关井。东风港油田硫化氢伴生气浓度高达240 mg/m~3~9 800 mg/m~3,造成大面积油井停产,总停产井数达到48口。本文分析东风港油田硫化氢产生的原因为注水过程中滋生的硫酸盐还原菌造成,通过对油水井的同时治理,使得硫化氢超标油井伴生硫化氢降低至安全临界浓度30 mg/m~3以下,措施有效率已达一年以上,取得了良好的应用效果。     

中原油田采油一厂腐蚀严重井的治理

中原油田分公司采油一厂地质状况复杂,产出液具有“四高一低”的特点,产出液Cl-含量为3～11×104mg/L、矿化度为(7～22)×104 mg/L、HCO3-为50 ～ 400 mg/L、井底温度高迭130～150℃、pH值低(5.5左右)的特点,腐蚀性较强.通过对采油一厂10口油井腐蚀因素调查,摸清了腐蚀原因是产出液中Cl-,HCO3-等强腐蚀性离子含量高,同时含有一定量的CO2,并含SRB,从而形成弱酸性腐蚀水体.经向套管中注入KY-2高效缓性剂(加药浓度100 μg/g)后,腐蚀速率由0.0913 mm/a降为0.0223 mm/a,总铁值由36.1 mg/L降为26.6 mg/L;治理后减少腐蚀作业14井次,防腐效果明显.     

液体硫化氢处理剂室内评价技术研究

为解决H_2S处理剂在适用性评价过程中检测标准及技术指标不规范、产品名称混乱、检测方法及装置不统一、与实际生产需要有差距等问题,采用自主设计的硫化氢处理装置和吸收器,对新疆油田现用8种H_2S处理剂的脱硫效果和硫容进行室内评价,并通过检测管法及碘量法检测H_2S含量进行对比实验。实验结果表明:采用检测管法,其可溶性硫化物去除率≥95.1%、残余硫化氢质量浓度≤5.7 mg/m~3、硫容≥37.3 mg/L;采用碘量法,其可溶性硫化物去除率≥95.5%、残余硫化氢质量浓度≤5.1 mg/m~3、硫容≥37.5 mg/L;新疆油田现用H_2S处理剂基本上可以满足油田生产需要,其可溶性硫化物去除率均大于90%,有两种H2S处理剂经评价残余硫化氢质量浓度不满足≤5 mg/m~3的要求,不同处理剂硫容差别较大。     

稠油区块蒸汽驱开发硫化氢分布特征分析

胜利油田孤岛稠油区块8个井组转蒸汽驱一年后检测出高浓度硫化氢气体,严重影响安全生产。通过室内物理模拟实验,产生硫化氢物质基础研究及现场调查跟踪监测,对胜利油田孤岛中二北蒸汽驱硫化氢产生机理及主要影响因素进行研究,结果表明孤岛中二北蒸汽驱硫化氢产生机理主要为含硫有机化合物的热化学裂解反应,地层温度达到200℃,开始裂解产生H2S,物质基础研究表明,中二北原油含硫量在1.62%~2.66%,属于中-高硫原油,为热化学裂解反应提供丰富的硫的来源,地层水硫酸根含量平均只有为12.2mg/L,硫酸盐的热化学还原反应产生H2S的物质基础不充分。温度和反应时间是影响硫化氢产生的主要因素,温度越高产出速度越快,反应时间越长,产生硫化氢量越多,这与现场硫化氢分布特征相一致。     

撬装式采出水处理装置工艺优化研究

油田采出水中含有悬浮杂质、油以及溶解性污染物,若不经处理直接回注储层,会造成储层孔隙堵塞、油井产量降低。对于产液量较低、偏远井,一般采用撬装式处理装置进行采出水的处理。本研究通过对陕北某油田采出水处理工艺优化,获得了撬装处理工艺,即气浮选-过滤工艺流程;通过对该站进水进行絮凝处理发现:pH为7.5,无机絮凝剂(PAC)加量为120 mg/L,有机絮凝剂(PAM)的相对分子质量选取1 200万,加量为1.0 mg/L,加药顺序为PAC+PAM时,处理后采出水的含油量、悬浮物含量、二价硫离子含量、二价铁离子含量、腐蚀速率分别降低至3.0 mg/L、1.49 mg/L、1.33 mg/L、0.42 mg/L、0.004 902 mm/a。     

陆梁油田集输站硫化氢的产生及治理

原油集输过程中的硫化氢气体的产生和油田的采出水的物理性质有很大的关系,在油田地面工艺处理过程中,产出水中硫酸根还原菌的大量滋生造成硫化氢气体产生.根据油田地面工艺的特点,采用杀菌剂消除硫酸根还原菌是最为有效的方法.通过对杀菌剂的优选,可选择出针对性强、配伍性优良和安全性稳定的杀菌剂,并确定加入剂量.对药剂优化后,石南21集中处理站的杀菌剂加药浓度由以前的300 mg/L降低到了100 mg/L.     

交联黄原胶调剖引起采出水中细菌增生的研究

华北岔河集油田使用交联黄原胶调整注水井吸水剖面,发现调剖后油井采出水中SRB与TGB细菌含量增加,室内实验研究表明,在粘稠液状商品黄原胶的清水的油田污水溶液中,当黄原胶度大于500mg/L时,确有细菌增生现象发生,加入适量杀菌剂如≤mg/L甲醛液邓可抑制细菌生长,繁殖,矿场18口注水井调剖试验结果表明,使用用油田污水配制的黄原胶（2000mg/L)蜡酸铬（1000mg/L) 冻胶体系,当甲醛液另量为500mg/L时,调剖后油井采出水中细菌含量有所增加,甲醛液加量为1000mg/L时,调剖后采出水中细菌含量不变,甲醛液加量为1500mg/L时,调剖后采出水中的细菌含量有所减少。     

河水与长6地层水混合特征研究

为了降低河水与长6地层水混合水回注长6地层时因结垢造成的伤害,通过离子含量、结垢量及垢型、混合水失钙率分析等,研究了陕北油田某采油厂河水和长6层产出水的混合性质;运用岩心流动实验评价了混合水对长6地层岩心的伤害。结果表明：长6地层水的矿化度为80000 mg/L以上,河水矿化度为120 0 mg/L左右; 30℃下,河水、长6地层水的体积比为6:4时,混合水的失钙率及结垢量最高,分别为9.5%和36 mg/L;处理过的混合水与长6地层水以体积比7:3混合后的失钙率及结垢量最低,分别为0.59%和 21.5 mg/L;经过处理的混合水悬浮含量、含油量分别由处理前的68 mg/L、115 mg/L降低到处理后的2.6 mg/L、3.7 mg/L,且注入体积为1～15 PV时,岩心伤害率为14.29%,低于20%。     

ABS树脂工业废水处理技术改进

宁波乐金甬兴化工有限公司丙烯腈-丁二烯-苯乙烯三元共聚物(ABS树脂)生产装置的日产污水量为2 200 t。改造前,装置排水中NH3-N含量为50~120 mg/L,CODCr含量为130~150 mg/L。通过对气浮系统改造,预处理排水CODCr由7 500 mg/L降至4 000 mg/L;采用A/O工艺及内回流方式对二级生化-吸附再生系统进行改造,生化池处理效率高于98%,排水中CODCr含量为50~80 mg/L,NH3-N含量为0~2 mg/L,二者去除率分别为99.6%,99.9%。     

热采井硫化氢脱除剂的筛选及应用研究

目前,稠油热采井硫化氢主要采用联合站末端集中处理的方式,无法保障油井的安全作业及生产和集输系统沿程操作人员的生命安全。以热稳定性、与地层水的配伍性和腐蚀性等性能为主要评价指标,筛选出了专用于热采井的脱硫剂S3,并考察了该脱硫剂在不同温度下的脱硫速率。在GDGB1-02井和GD2-23X532井开展了现场应用,以气相和液相中硫化氢总量为依据,进行了脱硫剂加药量的设计,分别将采出液伴生气中硫化氢质量浓度由处理前的8 000mg/m~3和23 000mg/m~3降至30mg/m~3以下,达到油井安全生产的要求(低于30 mg/m~3),为热采井硫化氢的治理提供了一定的参考。     

鄯善油田油井腐蚀结垢原因探讨

通过对采出水水质、垢样/腐蚀产物检测和结垢饱和指数计算,分析了鄯善油田油井腐蚀结垢原因,并优选了缓蚀剂和防垢剂的种类和投加量。结果表明,油井腐蚀结垢并存,腐蚀产物为FeS和FeCO_3,垢成分为CaCO_3;结垢的主要原因是CO_2分压降低;而腐蚀的原因为采出水Cl~-含量高、矿化度高、在井底条件下pH值低以及S~(2-)促进腐蚀和垢下腐蚀等;优选出的HCA-5C缓蚀剂和WCSI-2防垢剂,能有效防止油井腐蚀结垢,当HCA-5C缓蚀剂质量浓度为100 mg/L时,N80钢的腐蚀速度不大于0.076 mm/a;当WCSI-2防垢剂加量为20 mg/L时,其防垢率不小于90%。     

碳钢在湿硫化氢环境中的腐蚀行为研究

通过湿硫化氢腐蚀模拟试验,研究了碳钢在高含硫化氢环境下的氢损伤行为。试验表明:在高含硫化氢环境中,碳钢的均匀腐蚀速率并不高,但氢鼓泡的风险较大,尤其当硫化氢质量浓度超过19.8 mg/L(相当于气相质量浓度8 000 mg/L)时,应加强对设备的腐蚀检测,必要时提高设备的材料等级。     

辽河油田油井硫化氢产生机理及防治措施

在辽河油田相关采油单位部分油井含硫化氢状况统计分析基础上,研究硫化氢的生成机理.油井中产生硫化氢的主要原因是:原油中硫醇、硫醚等有机硫化物在高温下反应生成硫化氢;地层中含硫矿物在高温下反应生成硫化氢;地层水中硫酸盐还原菌在油层条件下将硫酸盐还原成硫化氢.针对洼38油田实际情况,研究油井硫化氢含量影响因素.实验表明,温度是产生硫化氢的主要外在因素,温度在100℃以上时,每升高20℃,硫化氢含量平均增加O.03%左右;温度在160～180℃时硫化氢含量增加幅度最大;温度高于180℃后硫化氢含量增加幅度明显减小.加入表面活性剂、混合添加剂能够抑制硫化氢的释放,酸类化学剂的加入会使硫化氢含量增加.加入自行研制的硫化氢消除剂一段时间后可基本消除硫化氢.图5表9参10     

三元复合驱油井结垢分析及防垢剂研制

针对三元复合驱油井结垢严重这一问题 ,分析了三元复合驱油井结垢机理 ,研制了FHE复合防垢剂。通过室内静态挂片试验和动态模拟试验检验了FHE复合防垢剂在不同含量下的防垢率。试验结果表明 :FHE复合防垢剂的最佳用量为 4.0～ 5 .0mg/L ,其防垢率达 92 .64 % ,完全满足油田生产实际需要     

耐温抗盐选择性封堵体系研究与应用

针对中原油田油藏特点,研制出以渗透率调节剂为主剂的耐温抗盐选择性封堵体系,其配方为:5 000 mg/L渗透率调节剂+6 000 mg/L交联剂+300 mg/L稳定剂。该体系耐温达90℃,耐盐25×104mg/L(其中Ca2+和Mg2+的质量浓度分别为4 000 mg/L和1 000 mg/L),凝胶强度大于5×104m Pa·s;长期热稳定性好,热处理90 d后黏度基本保持稳定;具有较好的选择性,堵水率达89%,堵油率仅17%。该体系不需要油井作业,可直接应用于油井堵水,尤其是因井筒变形而无法卡封作业以及出水层复杂无法封隔时的油井堵水。     

丙烯酸／丙烯酸甲酯／马来酸酐共聚物合成与阻垢性能研究

合成了丙烯酸/丙烯酸甲酯/马来酸酐三元共聚物,命名为CT,通过红外光谱对其结构进行了表征;研究了该共聚物对高钡离子水、高锶离子水及油田模拟复合离子(Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+)水的阻垢效果,探讨了高钙离子含量下进一步提高其阻垢效果的措施。结果表明,在加量为60 mg/L下,CT对硫酸钡、硫酸锶阻垢率分别达100%和80%,但对钙垢阻垢率仅为50%。CT对油田低钙(Ca2+含量400 mg/L)、高钡(Ba2+含量500 mg/L)锶(Sr2+含量500 mg/L)复合离子水体的阻钙垢和钡锶垢的效果明显,在CT加量为100 mg/L下,阻垢率均达90%。质量比2:1的CT与钙阻垢剂CX的复配物,在加量为100 mg/L时,可使高钙(Ca2+含量1000 mg/L)、高钡(Ba2+含量500 mg/L)锶(Sr2+含量200 mg/L)复合离子水体的阻垢率达96.7%,可满足高钙、高钡锶离子水体阻复合垢需要。     

渤海油田注水用液体脱硫剂的筛选和现场应用

针对渤海某油田注水系统硫化氢浓度过高的现状,通过测定脱硫剂对注入水的脱硫效率和阻垢剂对注入水中钙离子浓度的影响,优选出改性三嗪类液体脱硫剂和聚磷酸盐防垢剂,并在注水水源井所在C平台进行了现场中试。结果表明,改性三嗪类液体脱硫剂对注入水的脱硫效率为98.1%,脱硫效果最好,但会使水中钙离子浓度降低,出现结垢。与聚磷酸盐防垢剂一起使用可明显减少钙离子的沉积。在平台现场药剂中试时,脱硫剂和防垢剂加量分别为500 mg/L和20 mg/L,水源井系统的硫化氢浓度由800 mg/m~3降至约20 mg/m~3,产液中的硫化氢量从150 mg/m~3降至约4 mg/m~3,满足平台脱硫的需求,同时避免了沉积垢。图2表2参12     

酸化返排液特征研究

针对海上平台油井酸化返排液回注注水井,造成回注井堵塞的问题,通过对渤海某油井酸化返排液样品进行分析,发现不同时期返排液特征差异明显,初期返排液酸性强,测试总铁含量高达6 000 mg/L以上,水相中基本不含悬浮物,随着返排的进行,返排液酸性逐渐变弱,测试总铁含量逐渐降低至10 mg/L以下,悬浮物沉淀后的体积逐渐增加至总体积的6%,悬浮物质量逐渐增加至总质量的0.5%,XRF分析发现悬浮物中无机物元素主要以Ca、Fe、Al、Si为主。指出酸化返排液中悬浮物、铁离子含量严重超标,是造成回注井堵塞的主要原因。     

新疆油田含硫化氢单井安全生产工艺研究

针对新疆油田的含硫化氢生产区块,开展了含硫化氢油井单井安全生产工艺研究及井场硫化氢防治模式研究。创新性地采用了含硫化氢油井的模块化、撬装化单井生产工艺,系统的解决了该类井的安全生产问题,建立了一套含硫化氢油井的井场硫化氢防治特色管理模式,为类似油井地面工程建设提供了借鉴经验。目前已有21口单井应用,产油量在15×104t/a,现场运行稳定。     

注聚采出水脱油用水力旋流器机理及试验研究

聚合物驱油技术的实施，改变了油井产出水的性质，以致产出水油水分离的难度明显增大。为了确定用于聚合物驱产出水脱油处理的水力旋流器结构型式，首先在室内对普通脱油型水力旋流器的内部速度场进行了激光测定。试验研究显示，在聚丙烯酸胺含量较低（例如100或200mg／t）时，水力旋流器内液体的运动速度有所升高；反之（例如聚丙烯酸胺的含量为300或400mg／L时）则降低。考虑到大庆油田聚合物驱采出水中聚丙烯酸胺含量一般为400mg／L，决定把加大液流的运动速度作为研制水力旋流器的主要依据，并在结构上加以改进，设计制造了1台脱油型水力旋流器。在大庆油田的现场试验表明，样机的分离效率高达85％以上。