绥靖油田采出水处理工艺及防腐防垢技术研究总结报告.pptVIP

绥靖油田采出水处理工艺及防腐防垢技术研究 水系统集中结垢装置的设计主图 初期安装的油系统单井集中结垢装置 后期改进的油系统单井集中结垢装置 油系统单井集中结垢装置结垢照片 油系统单井集中结垢现场试验方案： 加热形式：管道内电热管加热（大于3X2KW) 安全阀要求： DN50、PN2.5 安装要求：必须有进出取样口，安装过程中全部装置包括管线与设备均要求进行保温、防雨、防爆等设施配套，以保证试验效果与试验及生产安全。 结垢监测方案： ① 压力、温度监测，进出口压力变化有垢生成； ② 成垢离子检测,重点检测Ca2+、 HCO3-浓度变化； ③ 开盖检测，进出口对比，目视检测。 不足：来液经过混合后加热，结垢位置靠前，铁屑部分结垢少 不足：来液经过加热后混合，结垢位置后移，铁屑部分结垢 1、按照石油工业安全标准要求安装、调试单井集中结垢装置，确保安全、平稳运行。 2、试验小型集中结垢装置，不断优化集中结垢工艺。 3、建立结垢与腐蚀监测体系，监测集中结垢装置运行状态：温度、压力、进出口离子浓度等。 4、产品按照处理流量和水质指标系列化等。 现场试验运行及监测： 现场试验初步结论： 现场试验初见成效 二、项目研究内容 一、基本概况 四、获得的成果及认识 三、现场试验 三、获得的成果及认识 1、绥靖油田水体结垢、腐蚀属普遍现象，个别井组站点比较严重。结垢产物的主体为典型的碳酸盐垢，另含有少量钙、钡、锶的硫酸盐垢及腐蚀氧化产物。 2、绥靖油田白于山、化子坪两作业区水质分析表明：长4+5层高含钙等成垢阳离子，高含钙等成垢阳离子，Y9高含热力学不稳定易热分解成垢的HCO3-离子，混合、受热都易结垢。 3、腐蚀产物如Fe2O3是构成结垢产物的重要成分，腐蚀与结垢相伴发生，相互促进。 4、绥靖油田水体集中结垢利用水体的热力学不稳定性、不同来源水体严重不配伍及腐蚀性强的特点，人为创造结垢与腐蚀环境，使结垢、腐蚀集中进行，大量消耗水体中结垢与腐蚀因子，提高水质稳定性。 三、获得的成果及认识 5、集中结垢装置在50℃以上、充填铁屑介质时结垢、腐蚀速率比较理想；50℃以下时结垢、腐蚀速率都比较缓慢。 6、油系统集中结垢能有效解决不配伍采出液不能混输问题。 水系统集中结垢能有效解决注入水导致注水管线结垢及腐蚀问题，同时 加热系统使水温升高，驱油能力增强。 7、项目完成了油、水系统集中结垢装置的设计及单井集中结垢装置的设计和制造，现场应用试验已经初见成效，我们预期不久会有好的结果。 8、我们研究的集中结垢装置属国内较先进技术，结合现场实际，完全符合绥靖油田生产实际要求。 ② 建议制造油水系统集中结垢与腐蚀控制装置，开展该技术的现场应用，全面建设绥靖油田水体综合防垢、防腐蚀工艺体系，为绥靖油田的高产、稳产提供生产安全保障。 ① 现场试验的后续完善与监测仍然需要继续。 建议： 化一转注水泵腐蚀图片 白于山联合站除油罐 于39-30注水管串剖面图 绥靖油田腐蚀结垢的普遍性： 白于山区、化子坪、大路沟二区、大路沟三区等回注管网及管柱腐蚀结垢严重。化子坪联合站部分污水处理设施还存在曝氧现象，氧腐蚀严重；白于山区硫腐蚀严重。 1、解决不配伍水体混输结垢问题： 从绥靖油田的生产实际需要来说，油系统水体集中结垢工艺的研究，可以解决各作业区部分井组水型不配伍、混输易结垢问题，解决偏远地区不配伍采出液不能进系统，靠拉油实现集输的落后现状； 项目研究的目的与意义 水系统水体集中结垢工艺的研究，可以解决各作业区清污混注时水型不配伍、混注导致注水管、近井地层结垢问题，解决部分区块不同层位水体混注水体不配伍，混注严重堵塞油层等生产实际问题。 2、解决注水结垢堵塞管道问题 四、获得的成果及认识 三、现场试验 二、项目研究内容 一、基本概况 （1）水样成垢离子分析 从分析数据来看，白于山、化子坪采出水成垢阴、阳离子浓度高，HCO3- 亦高，为典型不稳定水体。 1、结垢与腐蚀机理研究 表1：典型水样成垢离子分析结果（单位：mmol/L） 锅炉进口 0.45 3.185 0.0 53.58 微量 微量 1.78 7.8 ⑤ XP20 收球筒后 0.56 1.876 0.0 2.273 微量 11.09 201.95 7.8 ④白-计 来液管汇 0.78 1.782 0.0 2.08 0.47 3.219 126.6 7.5 ③白二增 收球筒后 1.93 0.843 0.0 21.43 微量 3.344 9.500 8.8 ②化五转 井 口 2.11 0.785 0.0 2.761 0.22 6.031 21.047 7.2 ①化129-37 取样点 S2- SO42- CO32- HCO