油田采出水中成垢物质CaSO4·2H2O、CaCO3的溶解度

CaSO4·2H2O、CaCO3是油田采出水中的主要成垢物质,但对高矿化度油田采出水还缺乏以上两种物质的溶解度基础数据,影响了油田采出水结垢预测的准确性。实验测定了油田采出水常见成分NaCl、KCl、Mg2 等浓度变化对CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)溶解度的影响,总结了其对CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)溶解度的影响规律。以期为预测CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)在油田采出水中的溶解度和探索高矿化度油田采出水成垢机理提供基础数据。     

哈得4油田清污混注的结垢机理研究

对塔里木哈得4油田水驱所用的清水与污水混合结垢机理进行了室内实验研究。污水为典型的高矿化度(252.6 g/L)高含铁(Fe3+78 mg/L,Fe2+14 mg/L)CaCl2型水,清水为矿化度25.34 g/L、含SO42-5.52 g/L的Na2SO4型水,两种水相混时可产生硫酸钙垢和铁(Ⅲ)垢。污水、清水按4∶6和6∶4体积比混合后,30℃和90℃下72小时结垢量高达1.0-2.3 g/L;根据成垢离子浓度测定值,污水、清水按2∶8-8∶2体积比混合后,CaSO4成垢反应30℃时在0.5小时内基本完成,≤70℃时混合后2小时SO42-浓度保持稳定,90℃时浓度下降,仍会结垢。污水、清水体积比为2∶8、4∶6、8∶2的混合水,70时结垢量分别为3.8、3.6、4.23、.3 g/L,垢成分主要为CaSO4.2H2O和混合氢氧化铁。污水、清水、4∶6和6∶4混合水腐蚀性小,30℃、72小时腐蚀性测试中测得腐蚀速度分别为2.5×10-4、1.68×10-3、5.0×10-4、7.3×10-4mm/a。表8参14。     

文209注清水区块油井结垢原因探讨

中原油田文 2 0 9区块油藏原始地层水矿化度 3.2× 10 5～ 3.7× 10 5mg/L ,自 1988年开始注矿化度 2 .4× 10 4mg/L的浅地层清水以来 ,油井井筒特别是下部结垢严重 ,垢物中CaCO3 约占 6 0 % ,CaSO4 约占 30 % ;在 4口油井实施的针对钙垢的酸化解堵和室内结垢模拟实验 ,表明油井近井地带也有结垢。注入的清水为Na2 SO4 型 ,HCO-3 和SO2 -4 浓度高 ;采出的地层水为CaCl2 型 ,矿化度 9× 10 4 ～ 2 .5× 10 5mg/L ,Ca2 + 、Mg2 + 和SO2 -4 浓度很高。理论分析、预测和室内实验研究结果表明 ,单一的地层采出水本身是结垢性的 ,有较强的生成CaCO3 和CaSO4 垢的倾向 ,地层采出水与注入清水混合后结垢性增强 ,从温度 40～ 6 0℃的井口到温度 80～ 12 0℃的井底和地层 ,地层采出水和清水、采出水混合水都会结垢。采出过程中温度和压力的变化有利于井筒内特别是井筒下部和近井地带的结垢     

无机盐对稠油乳化的影响研究

肯东451区块采出水主要含有Na+(K+)、Ca2+、Mg2+和Cl-等离子。通过加入无机盐NaCl、CaCl2和MgCl2调节采出水的阳离子浓度,来分析不同无机盐对W/O乳状液的转相和转相形成的O/W乳状液稳定性的影响。研究结果表明,在转相乳化过程中,无机盐的加入既降低了W/O乳状液的稳定性,又降低了O/W乳状液的稳定性,降低的幅度与加入无机盐浓度和种类有关;在加入CaCl2和MgCl2时,当其浓度达到50000mg/L,在较低剪切速率下,转相形成的O/W乳状液又发生了再次转相;水中有多种阳离子存在时,它们对乳状液稳定性的影响是共同作用的结果。     

光Fenton试剂法处理含弱凝胶油田污水研究

采用光Fenton试剂法对含弱凝胶油田污水进行氧化降解处理,探讨了初始pH值、H2O2浓度、FeSO4·7H2O浓度、反应温度、反应时间、紫外光、草酸盐和氧气对污水CODCr去除率的影响。结果表明,当体系pH值为3、H2O2浓度1500mg/L、FeSO4·7H2O浓度900mg/L、反应温度30-40℃、反应时间90min时,CODCr去除率最高,达95%以上。同时引入紫外光、草酸盐和氧气可起到协同效应,提高反应效率,降低Fenton试剂用量,该法处理后的污水完全能满足油田污水的排放要求。     

延长油田长2储层采出水回注结垢研究

以延长油田长2储层采油厂的采出水为研究对象,采用Scalechem软件对采出水及其与地表水、地层水的配伍进行了结垢预测。结果表明,在地面管线中,ρ(BaSO_4垢)为176mg/L,ρ(CaCO_3垢)为540mg/L;在井筒水平段,ρ(BaSO_4垢)为168mg/L,ρ(CaCO_3垢)为526mg/L,不符合油田回注水要求。需进行絮凝复配工艺处理,ρ(PAC)为60mg/L,ρ(CPAM)为1.2mg/L,最佳加药间隔为30s,搅拌时间为5min,处理后采出水透光率为88.1%,配伍性较好。采用Scalechem软件进行结垢预测,BaSO_4结垢率降低超过75%,CaCO_3结垢率降低甚至达到99%,降低了采水负荷,符合油田回注水要求。     

电解质溶液局部组成模型的温度效应

将电解质溶液的局部组成模型中的粒子间作用能看作常数 ,与温度无关 ,使得模型参数与温度成简单的倒数关系 ,利用 2 5℃的模型参数值 ,关联计算了在不同温度下NaCl KCl H2 O三元体系溶解度数据 ,结果表明在 0～ 1 2 0℃的范围内 ,关联计算结果很好 ,解决了局部组成模型在计算电解质溶液溶解度时缺乏其他温度下模型参数的问题     

用动态界面张力法研究非离子表面活性剂复合体系稳定性

1.实验部分 实验仪器为Texax 500 型旋滴界面张力仪(美国产).材料及试剂:非离子表面活性剂(SP-1),工业品;原油为大庆油田采油一厂脱气原油(以下称大庆原油);CH3OH、NaCl、KCl、CaCl2、NaHCO3、Na2SO4、MgCl2·6H2O、NaOH、Na2CO3、Na2SO3均为分析纯.     

KCl-KBr-K_2SO_4-H_2O四组分物系323K相平衡

采用等温溶解平衡法研究了KCl-KBr-K2SO4-H2O四组分物系在323 K下的相平衡规律,测定了平衡溶液的溶解度和密度。实验结果表明,KCl-KBr-K2SO4-H2O四组分物系属于含有固溶体的四组分物系;根据溶解度数据绘制了相图,相图中只有一条单变量溶解曲线,两个结晶区,平衡固相分别为K(Cl,Br)和K2SO4;溶液的密度随溶液中KBr质量分数的增加而增大,随KCl质量分数的增加而减小。     

醇还原VOPO_4·2H_2O制备VOHPO_4·0.5H_2O的有序-无序结构

在醇还原VOPO4·2H2 O制备VOHPO4·0 .5H2 O的反应中 ,不同空间构型的醇对VOHPO4·0 .5H2 O晶体的有序 -无序结构有较大的影响。醇既是还原剂又是模板剂 ,对晶体的生长起到模板作用。由伯醇制备的VOHPO4·0 5H2 O晶体在 [2 2 0 ]晶面有较强衍射 ,晶体结构部分无序 ,晶型为扭曲片状聚集体 ;由仲醇制备的VOHPO4·0 5H2 O晶体在 [0 0 1]晶面有较强衍射 ,晶体结构完全有序 ,晶型为片状聚集体。     

无机盐对阴离子Gemini表面活性剂溶液流变性的 影响及机理

为探讨无机盐对阴离子双子表面活性剂GACS416溶液流变性能的影响及机理,采用DV2T黏度计和MCR 301界面流变仪考察了无机盐类型及浓度对GACS416溶液黏度和黏弹性的影响;并通过动态光散射技术考察其溶液胶束尺寸变化特征。研究结果表明,加入适量的NaCl、KCl可对GACS416溶液有效增黏,MgCl_2、CaCl_2无增黏效果。NaCl浓度的增加,溶液黏度先增大再减小,而黏弹性由弱变强。随KCl浓度的增加,溶液黏度先增大后减小,黏弹性不断增强。当NaCl或KCl浓度低于1000 mg/L时可有效增黏,浓度高于1000 mg/L时无增黏效果。随NaCl浓度的增大,GACS416溶液中胶束的平均水力半径先增大后减小,使溶液黏度和弹性呈先增大后减小趋势;而随KCl浓度的增大,GACS416溶液中胶束的平均水力半径则逐渐增大,溶液黏度和弹性均相应增大。NaCl质量浓度为500 mg/L时,GACS416溶液黏度和黏弹性最好;KCl质量浓度为1000 mg/L时,GACS416溶液的黏度和黏弹性最好。图11表5参33     

盐家油田油水井结垢原因探讨

对地层温度65～75℃的盐家油田油水井近井地带、井底、井筒发生严重结垢的原因进行了分析探讨。7口油井采出的地层水均为NaCO3型水．矿化度6．4～10g／L，HCO3浓度高（1．6～3．7g／L），Ca^2＋＋Mg^2＋浓度较低；1口水源井水及1口水井注入水为CaCl2型水，矿化度32～33g／L，Ca^2＋＋Mg^2＋浓度高（3．1～3．8g／L）而HCO3浓度低；采用CaCO3饱和指数法和CaSO4热力学溶解度法预测，在70℃下所有水样均有CaCO3结垢趋势，除3口油井采出的地层水外，均有CaSO4结垢趋势。3口油井采出的地层水与水源水在25℃按不同比例混合后，悬浮物含量大幅度上升。在70℃放置7天后再次大幅度上升，烘干的悬浮物易溶于稀盐酸．其主要成分为碳酸盐．说明注入水、地层水不配伍。1口电泵采油井和1口注水井油管垢样含盐酸可溶物（碳酸盐）超过90％。讨论了碳酸盐、硫酸盐垢的生成条件：温度、压力及pH值。图1表4参3。     

CH4、CO2与稀有气体溶解度的估算模型及其地质应用

CH₄、CO₂、稀有气体的溶解度模型在地球科学领域应用广泛。它们的溶解度模型在研究流体包裹体的均一化压力、古气温变化、天然气运移与聚集规律、富氦天然气成藏、储层中气—水体积比等方面发挥着重要作用。主要综述了纯水与NaCl水溶液中CH₄、CO₂、稀有气体溶解度研究的新进展。重点介绍了精度高且适用性广的模型的建立过程及其适用范围,并给出了部分模型的计算结果。包括：①0~250 °C、0.1~200 MPa、0~6.0 mol/kg NaCl溶液中CH₄的溶解度模型;②0~450 °C、0.1~150 MPa、0~4.5 mol/kg NaCl溶液中CO₂的溶解度模型;③0~80 °C范围内大气稀有气体溶解度与亨利常数的计算模型;④纯水中稀有气体亨利常数计算模型;⑤0.1 MPa、0~65 °C、0~5.8 mol/kg NaCl溶液中稀有气体的溶解度模型。CH₄与CO₂的溶解度模型复杂,但精度高,适用范围广。稀有气体溶解度模型的精度相对较低,适用范围相对较小,有待进一步提高与改进。CO₂—稀有气体—水体系中,低密度的CO₂对稀有气体溶解度的影响较小,而高密度的CO₂对稀有气体的溶解度有较大的影响。目前还无法判断CH₄—CO₂—稀有气体共存时对彼此溶解度的影响程度,其混合气的溶解度模型需要加强研究。     

不同浓度NaCl、NaS·9H_2O溶液对316L不锈钢电化学性能影响

采用动电位极化、交流阻抗和电容测量等方法,研究了316L不锈钢在不同浓度的NaCl、NaS·9H2O溶液中的电化学行为以及生成钝化膜的半导体性质。试验研究结果表明:①随着NaCl浓度的增加,316L不锈钢点蚀电位及点蚀孔内溶液电阻下降很快,耐点蚀能力下降。随着NaCl浓度增加,316L不锈钢生成半导体钝化膜困难,钝化膜结构由n、p型转化为p型,钝化膜杂质含量增加,耐点蚀能力下降。②随着NaS·9H2O浓度的增加,316L不锈钢点蚀电位以及点蚀孔内溶液电阻下降很快,耐点蚀能力下降。在不同浓度的NaS·9H2O溶液中,316L不锈钢生成的半导体钝化膜均为n、p型,钝化膜杂质含量随着NaS·9H2O浓度的增加而增加,耐点蚀能力下降。     

不同浓度NaCI、NaS·9H2O溶液对316L不锈钢电化学性能影响

采用动电位极化、交流阻抗和电容测量等方法,研究了316L不锈钢在不同浓度的NaCl、NaS·9H2O溶液中的电化学行为以及生成钝化膜的半导体性质。试验研究结果表明：①随着NaCl浓度的增加,316L不锈钢点蚀电位及点蚀孔内溶液电阻下降很快,耐点蚀能力下降。随着NaCl浓度增加,316L不锈钢生成半导体钝化膜困难,钝化膜结构由n、P型转化为P型,钝化膜杂质含量增加,耐点蚀能力下降。②随着NaS·9H2O浓度的增加,316L不锈钢点蚀电位以及点蚀孔内溶液电阻下降很快,耐点蚀能力下降。在不同浓度的NaS·9H2O溶液中,316L不锈钢生成的半导体钝化膜均为n、P型,钝化膜杂质含量随着NaS·9H2。O浓度的增加而增加,耐点蚀能力下降。     

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。     

耐盐型AA/AMPS/PVA吸水树脂研究

针对高盐地层条件下的油井出水问题,以丙烯酸(AA),2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为聚合单体,聚乙烯醇(PVA)为互穿剂,采用网络互穿技术合成耐盐型AA/AMPS/PVA吸水树脂。以吸水率为评价指标考察合成条件对树脂性能的影响。最佳工艺条件:w(单体)=25%,丙烯酸中和度85%,w(交联剂)=0.175%,w(引发剂)=0.15%,树脂在80℃时,2×104 mg/L NaCl溶液中膨胀倍率为21.77g/g,在5×104mg/L CaCl2溶液中膨胀倍率为12.46g/g。研究表明,树脂平衡溶胀时间为120min,树脂形成了适度有效的交联网状结构,在过硫酸钾溶液中能够完全降解。     

亚磷酸铝[Al2(HPO3)3(H2O)3]·H2O单晶的水热合成及结构表征

使用多氮化合物碳酸胍作为结构导向剂,通过水热方法首次合成了亚磷酸铝[Al2(HPO3)3(H2O)3]·H2O的单晶(记作Al 7),并通过粉末XRD、红外、TG-DTA、单晶X射线衍射对其结构进行了表征.Al-7属单斜晶系,P21空间群,结构组成为[Al2(HPO3)3(H2O)3]·H2O,晶胞参数a=0.7609(4)nm,b=0.9900(5)nm,c=0.8073(4)nm,β=111.934(7)°,V=0.5641(5)nm3,Z=2,Dc=2.154 g/cm3.严格交替的AlO6八面体和HPO3四面体构成了Al-7的三维开放骨架.Al-7具有三维交叉孔道体系,分别是沿a轴8元环孔道、沿c轴10元环孔道和沿[506]方向的8元环孔道.     

降低油田采出水配制聚合物溶液黏度损失的曝氧调控方法

在传统以混凝除油、过滤除杂为主要技术的处理工艺基础上,对采出水回注前进行曝氧处理以降低所配制聚合物溶液的黏度损失,已成为三次采油聚合物驱地面工程的一项重要工作。为建立科学的采出水曝氧程度评价方法,规范了采出水曝氧前、后水质溶氧量的普适性测试方法,研究了水质溶氧量和采出水曝氧后矿场配注流动工况对聚合物溶液黏度、抗剪切性和黏弹性的影响。研究结果表明,溶氧管比色法需根据采出水曝氧前后溶氧量的范围选择合适的测氧管,而电化学探头法在通用性和解析度方面更具优势,可优先选择;随着采出水曝氧程度的增加,聚合物溶液的黏度提高,采出水的溶氧量从曝氧前的0.25 mg/L增至9.42 mg/L时,聚合物溶液的黏度增幅为14.88%~19.16%,聚合物溶液浓度越大,黏度损失的控制效果越显著;抗剪切性能和弹性行为也明显改善,采出水曝氧后流动工况(流速和流动沿程距离)对聚合物溶液的黏度、抗剪切性和黏弹性的影响较小;用大庆油田污水站采出水配制聚合物溶液的水质初始最佳溶氧量约为6 mg/L。研究结果从定性到定量科学化构建了降低聚合物溶液黏度损失的油田采出水曝氧调控方法。     

河南油田采油酸化废水无害化处理技术研究

报道了采用碱处理-氧化/吸附-混凝法处理油田酸化废水的一种工艺方法.实验用酸化废水取自河南油田,由剩余酸及酸化返排液组成,其CODcr=4367 mg/L,由70.4%无机物和29.6%有机物构成.实验研究中以CODcr去除率为考察指标,所得药剂适宜加量和工艺参数如下:在碱处理阶段,Ca(OH)2加量100 g/L,使废水pH由1.0升至11.5,CODcr去除率45.8%;在氧化阶段,H2O2溶液加量3 mL/L,镀铜铁屑加量4 g/L,pH值3～4;在吸附阶段,活性炭加量10 g/L,pH值4～5,搅拌时间60 min.进一步通过正交设计实验,求得氧化/吸附阶段最佳工艺条件为:pH=45,H2O2溶液加量3 mL/L,镀铜铁屑加量4 g/L,活性炭加量10 g/L,搅拌时间80 min.碱处理后废水经此氧化/吸附处理后,CODcr为315 mg/L,再加入2.5 g/L PAC混凝处理后,pH=7.5,CODcr为115 mg/L,去除率达97.4%;悬浮固体由原废水的624 mg/L降至4 mg/L,含油由1.41 mg/L降至0.4 mg/L,色度由110 mg/L降至6 mg/L,Cl-由47341 mg/L降至198 mg/L.处理后废水达到国家二级排放标准.表7参5.