CN106644913A - 一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法 - Google Patents

一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106644913A
CN106644913A CN201710021368.XA CN201710021368A CN106644913A CN 106644913 A CN106644913 A CN 106644913A CN 201710021368 A CN201710021368 A CN 201710021368A CN 106644913 A CN106644913 A CN 106644913A
Authority
CN
China
Prior art keywords
crude oil
water
viscosity
oil
evaluation method
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201710021368.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN106644913B (zh
Inventor
许艳艳
张志宏
羊东明
石鑫
朱原原
张江江
李芳�
丁保东
肖雯雯
刘冬梅
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201710021368.XA priority Critical patent/CN106644913B/zh
Publication of CN106644913A publication Critical patent/CN106644913A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106644913B publication Critical patent/CN106644913B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
  • Ecology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Environmental Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)

Abstract

本发明公开了一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，包括以下步骤：对集输系统中的原油进行脱水处理；向脱水原油中依次加入地层水，并乳化；测定乳化原油黏度随含水率变化的关系，绘制变化曲线；从原油黏度随含水率变化的曲线上获得黏度骤降时的含水率，将黏度骤降时含水率的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，进行缓蚀评价筛选实验。本发明的一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，通过测定原油集输系统中油包水体系到水包油体系的相变点，得到原油集输系统发生较强腐蚀时的黏度骤降含水率，以黏度骤降时的含水率进行缓蚀剂性能评价实验和作为现场缓蚀剂加注指标，提高了原油集输系统缓蚀剂评价的准确度。

Description

一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法
技术领域
本发明涉及油田使用的缓蚀剂性能评价技术领域，尤其涉及一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法。
背景技术
目前，油田现场集输系统主要包括原油集输系统、天然气集输系统和污水集输系统，其中，集输系统的防腐问题近年来愈发受到重视，最常用的方法是加入适用于该系统的缓蚀剂，筛选评价缓蚀剂是确定缓蚀剂是否适用的前提，因此，评价缓蚀剂时的实验条件应尽可能接近现场工况，或者与现场工况有密切联系。
在原油集输系统用缓蚀剂评价实验中，腐蚀介质通常直接使用地层水或室内模拟水。然而，原油集输系统的腐蚀性与原油中地层水的含量、乳状液的形态等因素有关，在油田开采的不同时期，原油中含水率不同，在开采初期与末期含水率相差较大，因此，若直接使用地层水或室内模拟水作为腐蚀介质，不能真实的反映原油集输系统管线腐蚀发展状况。同时，当原油中含水率较低时，腐蚀并不严重，此时加入缓蚀剂性价比不高，因此现场需要一个缓蚀剂加注指标，即在含水率达到某一值时应当开始加入缓蚀剂，以保证在最低成本下起到最佳保护效果。
发明内容
本发明的目的在于提供一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，通过测定原油集输系统中油包水体系到水包油体系的相变点，得到原油集输系统发生较强腐蚀时的含水率，将黏度骤降时含水率进行缓蚀剂性能评价实验和作为现场缓蚀剂加注指标，提高了原油集输系统缓蚀剂评价的准确度，克服了现用原油集输系统缓蚀剂评价方法准确度不高的问题。
为实现上述目的，本发明的一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法的具体技术方案为：
一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，包括以下步骤：对集输系统中的原油进行脱水处理；向脱水原油中依次加入地层水，并乳化；测定乳化原油黏度随含水率变化的关系，绘制变化曲线；从原油黏度随含水率变化的曲线上获得黏度骤降时的含水率，将黏度骤降时含水率的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，进行缓蚀评价筛选实验。
进一步，集输系统原油脱水处理采用电脱水或加热脱水方法。
进一步，向脱水原油中加入不同体积地层水中地层水的含量分别是0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％(体积分数)。
进一步，向脱水原油中加入的地层水为油田现场采出的水。
进一步，向脱水原油中加入不同体积的地层水乳化的方法为摇动，摇动的频率为60～100次/min，摇动时间为4～5min。
进一步，测定集输系统乳化原油黏度随含水率变化的关系中，分别测定乳化原油在含水率0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％(体积分数)时的黏度，绘制黏度随含水率变化的曲线。
进一步，采用流变仪分别测定集输系统乳化原油黏度随含水率变化的关系。
本发明的一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法的优点在于：
1)本评价方法得到油包水体系变为水包油体系即原油黏度骤降时的含水率，将黏度骤降时含水率的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，具有长期适用性；
2)提供了一个油田现场加注缓蚀剂指标，保证在最低成本下起到最佳保护效果；
3)通过测定原油集输系统中油包水体系到水包油体系的相变点，得到原油集输系统发生较强腐蚀时的黏度骤降含水率，将黏度骤降时含水率进行缓蚀剂性能评价实验和作为现场缓蚀剂加注指标，提高了原油集输系统缓蚀剂评价的准确度，克服了现用原油集输系统缓蚀剂评价方法准确度不高的问题，并达到节约成本的目的。
附图说明
图1为本发明测定某油田集输系统乳化原油黏度随含水率变化的曲线图；
图2为本发明的一实施例油田集输系统乳化原油挂片腐蚀率随原油含水率变化的曲线图。
具体实施方式
为了更好的了解本发明的目的、结构及功能，下面结合附图，对本发明的一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法做进一步详细的描述。
本发明的一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，采用的评价方法包括以下步骤：
第一步骤：对集输系统中的原油进行脱水处理；
第二步骤：在脱水原油中依次加入地层水，并乳化；
第三步骤：测定集输系统乳化原油黏度随含水率变化的关系，绘制变化曲线，如图1所示；
第四步骤：从原油黏度随含水率变化的曲线上获得黏度骤降时的含水率，将黏度骤降时含水率的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，进行缓蚀评价筛选实验。
具体来说，在上述评价方法的第二步骤中，在脱水原油中依次加入地层水，以使原油与水混合形成乳状原油的含水量分别为0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％，且加入的地层水必须为该油田现场采出的水。同时，在本步骤中加入地层水原油的乳化方法为摇动(可以为手摇)，摇动的频率为60～100次/min，摇动时间为4～5min。
进一步，在上述评价方法的第三步骤中，测定集输系统乳化原油黏度随含水率变化的关系，分别测定乳化原油在含水率0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％时的黏度，绘制黏度随含水率变化的曲线，测定温度为油田现场温度。
举例来说，某一油田的原油集输系统压力为2.2MPa，温度为70℃，缓蚀剂加注量为30mg/L。该油田采出地层水水质分析如下表1所示。
表1某一油田采出地层水水质分析
Ca2+ K+Na+ Mg2+ Cl- SO42- HCO3- pH 总矿化度
10275.81 70687.01 1106.37 130697.31 150.00 130.63 5.7 214126.13
第一步骤：对该油田的原油采用电脱水或加热脱水方法脱水；
第二步骤：在脱水原油中加入如表1所述的地层水，体积分数分别为0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％，保持80次/min的频率手摇5min，保证原油乳化；
第三步骤：在70℃下，采用HAAKE流变仪分别测定乳化原油在含水率0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％(体积分数)时的黏度，并作黏度随含水率变化的曲线，如图1所示；
第四步骤：从图1所示的原油黏度随含水率变化的曲线上查得黏度骤降时的含水率为60％，即此时原油从油包水体系转为水包油体系，水相成为外相，接触集输系统管壁，造成严重腐蚀。
以含水率0％、20％、40％、60％、80％的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，用ZL2016104393704中装置及方法进行挂片(20#钢，规格为50mm×13mm×1.5mm)腐蚀实验，挂片腐蚀率随原油含水率的变化曲线如图2所示。从图2可以看出，随着原油含水率增加，腐蚀率逐渐增大，但依然处于较低状态，此时加入缓蚀剂作用不大，当含水率接近60％时，腐蚀率陡增，此时需要加入缓蚀剂以保护金属管材。
由于不同油田乃至不同油井原油性质均有差异，本发明的一种原油集输系统缓蚀剂评价方法，对不同油田、不同油井采出油需进行专门分析。
本发明的一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，本评价方法得到油包水体系变为水包油体系即原油黏度骤降时的含水率，将黏度骤降时含水率的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，具有长期适用性；提供了一个油田现场加注缓蚀剂指标，保证在最低成本下起到最佳保护效果；通过测定原油集输系统中油包水体系到水包油体系的相变点，得到原油集输系统发生较强腐蚀时的含水率，将黏度骤降时含水率进行缓蚀剂性能评价实验和作为现场缓蚀剂加注指标，提高了原油集输系统缓蚀剂评价的准确度，克服了现用原油集输系统缓蚀剂评价方法准确度不高的问题，并达到节约成本的目的。
以上借助具体实施例对本发明做了进一步描述，但是应该理解的是，这里具体的描述，不应理解为对本发明的实质和范围的限定，本领域内的普通技术人员在阅读本说明书后对上述实施例做出的各种修改，都属于本发明所保护的范围。

Claims (7)

1.一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
对集输系统中的原油进行脱水处理；
向脱水原油中依次加入地层水，并乳化；
测定乳化原油黏度随含水率变化的关系，绘制变化曲线；
从原油黏度随含水率变化的曲线上获得黏度骤降时的含水率，将黏度骤降时含水率的乳化原油作为测定缓蚀剂缓蚀性能时的腐蚀介质，进行缓蚀评价筛选实验。
2.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，集输系统原油脱水处理采用电脱水或加热脱水方法。
3.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，向脱水原油中逐渐加入地层水，以使乳化原油的含水量分别为0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％。
4.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，向脱水原油中加入的地层水为油田现场采出的水。
5.根据权利要求3或4所述的评价方法，其特征在于，向脱水原油中加入不同体积的地层水乳化的方法为摇动，摇动的频率为60～100次/min，摇动时间为4～5min。
6.根据权利要求1或3所述的评价方法，其特征在于，测定集输系统乳化原油黏度随含水率变化的关系中，分别测定乳化原油在含水率0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％时的黏度，绘制黏度随含水率变化的曲线。
7.根据权利要求6所述的评价方法，其特征在于，采用流变仪分别测定集输系统乳化原油黏度随含水率变化的关系。
CN201710021368.XA 2017-01-12 2017-01-12 一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法 Active CN106644913B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710021368.XA CN106644913B (zh) 2017-01-12 2017-01-12 一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710021368.XA CN106644913B (zh) 2017-01-12 2017-01-12 一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106644913A true CN106644913A (zh) 2017-05-10
CN106644913B CN106644913B (zh) 2019-07-26

Family

ID=58844095

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710021368.XA Active CN106644913B (zh) 2017-01-12 2017-01-12 一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106644913B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108008076A (zh) * 2017-12-05 2018-05-08 西南石油大学 一种适用于二氧化碳驱采油井缓蚀剂快速筛选的流程
CN113063830A (zh) * 2020-01-02 2021-07-02 中国石油化工股份有限公司 一种高矿化度水条件下缓蚀剂快速筛选方法
CN113356814A (zh) * 2021-07-14 2021-09-07 西南石油大学 一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102156089A (zh) * 2011-01-18 2011-08-17 中国石油天然气股份有限公司 一种埋地管道内腐蚀评价方法
US20130255368A1 (en) * 2012-03-30 2013-10-03 Christopher Harrison Methods and Apparatus for Determining A Viscosity of Oil in A Mixture
CN204807432U (zh) * 2015-06-23 2015-11-25 中石化石油工程设计有限公司 油水交替润湿腐蚀模拟装置
US20160296903A1 (en) * 2015-04-07 2016-10-13 Christos Ritzoulis Emulsifiers from olive solid waste

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102156089A (zh) * 2011-01-18 2011-08-17 中国石油天然气股份有限公司 一种埋地管道内腐蚀评价方法
US20130255368A1 (en) * 2012-03-30 2013-10-03 Christopher Harrison Methods and Apparatus for Determining A Viscosity of Oil in A Mixture
US20160296903A1 (en) * 2015-04-07 2016-10-13 Christos Ritzoulis Emulsifiers from olive solid waste
CN204807432U (zh) * 2015-06-23 2015-11-25 中石化石油工程设计有限公司 油水交替润湿腐蚀模拟装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
张志宏等: "《塔河油田腐蚀监测工艺评价及优化》", 《油气管道腐蚀检测与防护预警》 *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108008076A (zh) * 2017-12-05 2018-05-08 西南石油大学 一种适用于二氧化碳驱采油井缓蚀剂快速筛选的流程
CN113063830A (zh) * 2020-01-02 2021-07-02 中国石油化工股份有限公司 一种高矿化度水条件下缓蚀剂快速筛选方法
CN113356814A (zh) * 2021-07-14 2021-09-07 西南石油大学 一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法
CN113356814B (zh) * 2021-07-14 2022-03-11 西南石油大学 一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法
US11536123B1 (en) 2021-07-14 2022-12-27 Southwest Petroleum University Method for enhancing the recovery factor of heavy oil by in-situ oil-water emulsion with high phase inversion point

Also Published As

Publication number Publication date
CN106644913B (zh) 2019-07-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Dokla et al. Correlation of PVT properties for UAE crudes
RU2704400C1 (ru) Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом
CN106644913A (zh) 一种原油集输系统缓蚀剂的评价方法
Kang et al. A novel ultra-low interfacial tension foam flooding agent to enhance heavy oil recovery
CN104263339A (zh) 油基钻井液井筒完井清洗液及其制备方法
Feng et al. Experimental and numerical study of gel particles movement and deposition in porous media after polymer flooding
Zhao et al. Feasibility and mechanism of compound flooding of high-temperature reservoirs using organic alkali
CN105089602A (zh) 一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法
Buriro et al. Asphaltene prediction and prevention: A strategy to control asphaltene precipitation
Hoteit et al. Numerical and experimental investigation of polymer-induced resistance to flow in reservoirs undergoing a chemical flood
Wang et al. Experimental research of condensate blockage and mitigating effect of gas injection
Yao et al. Research and application of micron-size polyacrylamide elastic microspheres as a smart sweep improvement and profile modification agent
Shedid et al. Formation damage caused by simultaneous sulfur and asphaltene deposition
Bai et al. Use of a polymer gel for killing a high-temperature and high-pressure gas well
Alzate et al. Evaluation of alcohol-based treatments for condensate banking removal
CN103615662B (zh) 一种确定管道近中性pH值应力腐蚀开裂敏感区段的方法
Grutters et al. Unlocking Oil Production Through Debottlenecking Water Facilities by Implementation of a Novel PWRI Solution
Nasr-El-Din Formation Damage Induced by Chemical Treatments: Case Histories
Congli et al. Outline on magmatic ac⁃ tivities controlling oil-gas theory in rift basins
Zaitoun et al. New polymer technology for sand control treatments of gas storage wells
Sazali et al. Evaluation of the effectiveness of matrix stimulation recipes for high CO2 carbonate reservoirs for bypassing formation damage
Khosravi et al. Well test analysis of gas condensate reservoirs from pressure build up and draw down tests
Park et al. Probabilistic performance assessment of airtightness in concrete tube structures
Wu et al. Effect of salinity on wettability alteration of porous media from liquid wetting to intermediate gas wetting
莫非 et al. A method to determine permeability jail boundaries of tight sandstone cores from the Western Sichuan Basin

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant