油井缓蚀剂GS-1的研制与应用

胜利垦西和孤岛下馆陶油藏产出流体腐蚀性强。垦西断块2口油井产出水、气水质、组成分析及腐蚀性测试结果表明，主要腐蚀因素是地层水和产出气中的H2S和CQ以及随注入水进入地层的SRB菌的生长繁殖。为此研制了油井缓蚀剂GS-1，合成方法如下：有机酸和多胺在二甲苯中反应生成酰胺咪唑啉，加入甲醛、PCl3、水使之膦甲基化，调pH=8，用甲醇稀释至产物浓度为40％，即为GS-1。GS-1对A3和N80钢试片的静态缓蚀率，在饱和H2S和CO2、矿化度169g／L的人工盐水中，加剂量30mg／L时为≥90％（55-60℃，72h），在垦西K24．5井产出水中，加剂量50mg／L时为≥80％（60℃，7d），均远好于对比药荆LG-8和SF-103。在孤岛中一区和垦西油田6口油井使用GS-1，单井日加量25k，使检泵周期由1．5～3个月延长至6个月以上。表9参1。     

垦西K71断块管网腐蚀原因分析及治理

针对孤岛采油厂垦西油田K71断块油水井管柱、泵、地面管网腐蚀、穿孔严重,检泵周期短,作业费用高的问题,开展垦西油田腐蚀原因分析,研究开发了相应的油井缓蚀剂及加药工艺。该工艺对富含H2S、CO2的含盐油井,在添加量为30mg/L时,缓蚀率可达70%以上,静态腐蚀速率小于0.076mm/a,现场应用效果显著。     

孤岛油田油水井的腐蚀与防护

孤岛油田井腐蚀主要集中在中一区下馆陶7－17单元，垦西油田垦71断块和垦24断块。由于井深，地层水矿化度高，伴生气大，且含硫化氢和二氧化碳高，几个单元的油水井均存在不同程度的腐蚀。2000年4月在垦西注水站投加SF－105缓蚀剂，进行挂片试验。试验结果表明，投加SF－105缓蚀剂后，污水腐蚀速度大大降低，缓蚀效果明显，较好地解决了垦西污水对地面集输设备和井下射流泵的腐蚀问题。     

GDF-103污水缓蚀剂的研究与应用

以有机酸、多胺、三氯化磷等为主要原料合成的GDF— 10 3污水缓蚀剂具有用量少、缓蚀效果好等优点。其用量在50mg/L以上时 ,该缓蚀剂对富含H2 S、CO2的含盐油井污水缓蚀率可达 80 %以上 ,平均腐蚀速率低于 0 0 76mm/a。GDF— 10 3污水缓蚀剂生产原料来源广泛 ,生产工艺简单 ,生产成本低。GDF— 10 3污水缓蚀剂经垦西油田和中一区下馆陶腐蚀严重的油井现场试验 ,检泵周期均在 6个月以上 ,现场应用效果良好。     

固体缓蚀棒技术在王官屯油田的应用

王官屯油田部分油井井筒腐蚀严重.地层水矿化度高,采出液中富含H2S、CO2等酸性气体是腐蚀的主要原因.针对王官屯油田采出液特性,研制了一种具有缓慢释放特点的缓蚀剂,并制成固体缓蚀棒.在温度为60℃、缓蚀剂浓度为30 mg/L时,N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为78.91%,综合考虑后确定固体缓蚀棒中缓蚀成分的含量为40%.现场应用10口井,平均检泵周期由2个月延长至4个月.该技术工艺简单,缓蚀效率高,对地层无伤害,有效期长,可为油田井筒防腐提供借鉴.     

GS-1油井缓蚀剂的研究与应用

油井采出液将会对金属设备造成腐蚀 ,所以以有机酸、多胺等为原料合成了GS 1油井缓蚀剂。对富含H2 S、CO2 及盐的污水 ,该缓蚀剂添加量为 50mg/L时 ,缓蚀率可达 80 %以上。静态腐蚀速率小于 0 .0 76mm/a,现场应用效果显著。该缓蚀剂原料来源广、生产过程简单、成本低 ,将是一种较有应用前景的油井缓蚀剂     

油井缓蚀剂的现场应用

1.油田腐蚀状况简述 中原油田(文明寨、卫城、马寨断块油田)自1982年投入开发,目前有计量站66座,生产油井580口,综合含水达86％,产出水具有“五高一低”的特点:即产出液含水高、矿化度高、Cl~-含量高、CO_2含量高、H_2S含量高、pH值低。产出液强腐蚀性造成管网穿孔,管杆泵腐蚀,油     

固体缓蚀剂GTH油井防腐技术

为了防止胜利孤岛油田含H2S和CO2酸性气体、采出水矿化度高的油井井下腐蚀,研制了以炔氧甲基胺及其季胺盐为主缓蚀剂,酰胺咪唑啉为复配缓蚀剂,加入多种辅助组分和加工助剂,用挤压成型方法制成的固体缓蚀剂GTH(φ55mm、L250mm的棒状物)。65℃时加量15和20mg/L的主缓蚀剂对N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为85%和90%,加入复配缓蚀剂使缓蚀率提高1%~2%。考察了含不同量缓蚀成分的GTH在65℃(及90℃)自来水中0~30天的动、静态溶出率,确定用于孤岛油田的GTH中缓蚀成分的含量为40%,在室内测得在油田采出水中的溶出速率为2.3~2.5mg/d.cm2,按日产液量每10m3下入2m长棒状缓蚀剂,可在一定时间内使油井采出水中缓蚀成分浓度维持在13mg/L。根据7口油井的检测数据,下入GTH后采出水的腐蚀速率平均由0.138mm/a降至0.023mm/a,缓蚀率为83%。简介了将GTH下入井内的工艺。在孤岛油田将该防腐蚀方法用于35口油井,32口井的检泵周期由4个月延长至8个月以上。图5表5参3。     

孤岛垦西油田腐蚀原因分析

在垦西油田开发过程中,区块油水井管柱和地面集输管线腐蚀严重,造成油井作业频繁,直接影响了垦西油田的正常生产,为解决这一问题,我们对垦西油采出液和注入水进行了大量室内试验,对造成垦西油田油水腐蚀的主要原因有一定认识。     

油井井下管柱腐蚀状况监测技术试验研究与应用

提出了一种油井井下管柱腐蚀状况监测技术．技术原理是运用723分光光度计测定油井产出水中的铁离子含量,同时提供了腐蚀判断标准,它能很好地指导油井投加油井缓蚀荆治理腐蚀。矿场应用结果表明该技术能节约50％缓蚀剂.     

曲堤油田水质分析及防腐技术

曲堤油田经过多年的高速开采,大部分区块的含水已经进入中高含水期,如曲九沙四下单元综合含水达到88．6％。含油污水的腐蚀性强、区块矿化度高,油水井管线、采油泵等腐蚀严重,腐蚀产物容易堵塞管线、影响泵效、堵塞地层、大大缩短生产周期和增加生产成本。因此,对该油田水样进行了分析,针对分析结果进行了缓蚀剂室内评价实验。实验对比了多种缓蚀剂的效果,优选出最佳缓蚀剂BS-X,针对曲104块、曲15块、曲10块油田的水质特征,选出了该缓蚀刺的最佳用量。BS-X投入现场使用后管线穿孔、管杆泵腐蚀明显下降,由腐蚀造成的躺井率下降近10百分点,大大缩短检泵周期、降低了生产成本。     

水力冲击压裂化学复合解堵技术的研究与应用

水力冲击压裂化学复合解堵技术是在水力冲击压裂的基础上,用化学解堵剂进一步解除油层堵塞和扩大裂缝间隙,达到增强油层导流能力的油层改造技术。本文介绍了该技术的作用机理、水击压力的确定、施工参数的确定以及现场应用情况。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

恶劣环境气井井下油管的相变诱导腐蚀研究

井下油管的使用寿命和性能与勘探开发和油气田经营效益密切相关，对于含硫气田，还有可能导致重大安全事故和环境问题。而过去的腐蚀机理研究主要集中在化学腐蚀和电化学腐蚀方面，对金属腐蚀类型、腐蚀产物膜的生成与破坏等研究较多。同一口井中处于相同腐蚀环境下井下油管各部位的腐蚀差异较大，这是由于环境因素造成的。为此，从环境因素（井下油管内的油、气、水三相的相态变化）探讨了恶劣环境下气井井下油管的腐蚀受产出流体的组分、温度、压力、油管性能等多方面影响，并针对特定的情况进行了分析。其研究成果有助于相关的决策部门和设计部门找到井下油管严重腐蚀的部位并设计合理的油管组合，可防止或减轻由于腐蚀、冲蚀等对油管造成的严重损坏，大大减少油气井的维护费用，从而取得良好的经济效益。     

高含水油井新型防蜡降粘剂HW—01

本文介绍了根据高含水油井采出液特点研制的高含水油井新型防蜡降粘剂ＨＷ０１，给出了ＨＷ０１的乳化降粘性能、对水包油型原油乳状液油珠聚结温度的降低作用、防蜡效果以及以ＨＷ０１为乳化剂配制的水包油型原油乳状液的热沉降脱水性能，并与ＡＥ１９１０进行了比较。本文还探讨了高含水油井防蜡降粘剂的作用机理，提出了高含水油井防蜡降粘剂研制开发的新思路。     

川中含硫区块回注井油套管腐蚀及缓蚀剂防护

川中地区气田水在回注过程中暴露出井下管束断落、腐蚀穿孔及窜漏等现象。其中,由于腐蚀导致停注的回注井占停注井的35%以上。从腐蚀评价结果发现,川中含硫区块在役回注井油套管处于中度和严重腐蚀,温度升高腐蚀加剧,且呈现局部腐蚀特征。通过对缓蚀剂溶解性和防腐效果评价,筛选出适合川中含硫区块回注井的井下油套管缓蚀剂CT2-19C,其液相缓蚀率80%。     

油田注水井环空保护液HK-1的研制与现场试验

本文介绍了 HK-1注水井环空保护液的室内研制、性能评定和现场试验结果。该保护液具有杀菌、缓蚀、阻垢三种性能,注水井环形空间加保护液后,环空水质改善,油套管的腐蚀减缓,产生的技术和经济效果明显。     

井下油水分离采油技术

针对油井因含水过高而造成的水处理费用增加、管线泵站腐蚀严重和油井经济效益过低或根本无效益而导致的过早关停问题,进行了井下油水分离采油技术研究。运用水力旋流分离技术,通过井下抽油注水双作用泵,在抽油机上行程将分离出的原油抽出,下行程将分离出的水注入地层,可在同一油井内有效地完成采油、油水分离和产出水回注,从而降低油井产液量及采出水量,改善了抽油机运行工况,节约了水处理费用。临盘油田大芦家区块L2-51井的矿场试验结果表明,对应油井含水率持续下降3个多百分点,油井产液量下降10~15t/d,见到了明显的降水效果。井下油水分离采油技术可作为高含水油井井组采油注水的有效措施,在高含水油田具有广阔的应用前景。     

喹啉与硫脲在含饱和CO_2气井采出水中的协同效应

加注缓蚀剂抑制CO_2腐蚀是天然气开发过程中的常见工艺,利用缓蚀协同效应可以有效降低缓蚀剂的用量,减少对环境的污染,提高经济效益。为此,采用静态失重法、电化学极化曲线、阻抗谱(EIS)、扫描电子显微镜(SEM)及电子能谱等实验分析方法,研究了在含饱和CO_2模拟气井采出水腐蚀体系中,喹啉季铵盐(QN)与硫脲(TU)对N80碳钢的缓蚀协同效应。结果表明:①喹啉季铵盐和硫脲均能有效抑制N80碳钢的腐蚀;②喹啉季铵盐是一种以抑制阴极型为主的缓蚀剂;③硫脲对N80碳钢的阴极和阳极均具有较强的抑制作用,是一种混合型缓蚀剂;④当喹啉季铵盐与硫脲复配使用时,在较低的使用浓度下,喹啉季铵盐缓蚀剂与硫脲具有较好的缓蚀协同效应,当3 mg/L喹啉季铵盐缓蚀剂与7 mg/L硫脲复配使用时,缓蚀效果最佳,缓蚀率可达到93.59%;⑤喹啉季铵盐与硫脲相互作用在N80碳钢表面能形成稳定的吸附膜,较大程度地抑制N80碳钢的腐蚀过程。进而还对喹啉季铵盐与硫脲之间的协同作用机理进行了探讨。     

CO2饱和介质中碳源对管线钢SRB腐蚀行为的影响

为探究碳源对油田环境下管线钢微生物腐蚀的机理,研究了不同浓度有机碳源在模拟CO2饱和油田产出水中SRB细胞的存活情况及其对管线钢腐蚀行为的影响。结果显示,细胞数量随着碳源减少（carbon source reduction,CSR）而减少,但与100%CSR（极端碳饥饿）相比,80%CSR（中度碳饥饿）下存活的浮游细胞更多。即使在碳源饥饿后,细胞生存所需的能量可以通过胞外Fe氧化和胞内硫酸盐还原来提供。在局部腐蚀过程中形成氧化亚铁膜和FeS/MnS团聚体。失重和动电位极化曲线测试结果表明,与乳酸和柠檬酸盐同时存在的培养基相比,在80%CSR范围内培养时,钢的腐蚀更严重。在培养期末,观察到严重的钢溶解现象,这是由SRB主导的MIC（微生物腐蚀）和CO2腐蚀造成的。