多支链多胺基多苯环型清水剂的合成及性能评价

针对稠油注聚油田含油污水处理困难的情况,以双酚-A、甲醛、三乙烯四胺为主要原料合成酚胺树脂,再以酚胺树脂为起始剂合成一系列多支链、多胺基、多苯环的双酚-A酚胺聚醚型清水剂。以加入清水剂3 min内污水的含油量降至20 mg/L以下为评价标准,评价了合成的系列清水剂的清水效果,从中优选清水剂F-14与F-15,并将两者按不同复配比复配,考察复配清水剂的清水效果,通过研究加入清水剂前后油水界面性质的变化,分析清水剂的作用机理,并进行了现场应用实验。结果表明：清水剂F-14与F-15按照复配比2∶1进行复配,在加剂量为40 mg/L下可使污水含油量在规定时间（3 min内）降低至18 mg/L,符合标准要求。合成清水剂具有极强的界面活性,极易吸附于油水界面,并驱替油水界面原有表面活性物质,形成新的油水界面膜;新形成的界面膜强度较弱,易破裂,导致小油滴间碰撞时易聚并为大油滴,促进油水分离,从而达到含油污水的清水效果。渤海某油田现场中试结果表明合成清水剂适用现场短流程、含聚污水水质,处理后注入水中油含量稳定在20 mg/L以下,达到现场技术要求。     

组合式清水剂在南海高含水油田的应用

根据南海高含水油田的产液及污水处理流程特点，制备了前端由有机硫清水剂PC04和后端由乳液聚丙烯酰胺清水剂TC02构成的组合式清水剂。室内实验表明，当两种清水剂按照体积比4∶1分别加注时，展现出良好的清水能力。现场应用试验表明，T1系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02初始浓度为3 mg/L,处理后污水含油值均值为16 mg/L。T2系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02加注浓度为8 mg/L,处理后污水含油值均值为15 mg/L,组合式清水剂具有优异的除油效果。     

QHD32-6油田的几次破乳剂和清水剂应用试验

秦皇岛QHD32—6海上稠油油田A，B平台于2001年10月18日投产，原油集输处理中使用某外国公司的破乳剂／清水剂组合药剂EC-2029A/EC-6032。2001年12月10～18日以渤海BH-01替换供应中断的EC-2029A，脱水效果大大改善。渤海服务公司专门研制了BH系列破乳剂和BHQ系列清水剂。2002年2～3月试用BH-03／BHQ-04，效果良好，加药量减少而净化油含水合格。2002年4月试用该外国公司的PX-0090／EC-6032，效果良好但流程中某些工艺参数差，且清水剂用量大。2002年5月25日C，D平台投产后换用BH-03／BHQ-04，6月28日换用BH-04／BHQ-04，效果进一步改善，8月10月E，F平台投产后效果仍良好。2002年11月6日短时间试用国内某公司的破乳剂LY-1133失败。2002年12月成功应用新的BH-09／BHQ-06。2003年2月试用该外国公司的PX-0095/EC-6032．引起净化油含水上升。2003年4月试用另一外国公司的破乳剂PT-9179，效果不佳。此后恢复使用BH-09(和HQ-06)。针对QHD32-6油田开发的BH/BHQ系列破乳剂／清水剂性能良好，可使外输原油含水≤0．5％，外排污水含油≤30mg／L。在采出原油含水上升、新平台投产时，应及时评价、更新药剂。表12参2。     

海上油田用清水剂制备及应用研究

为开发性能优异的二硫代氨基甲酸盐(Dithiocarbamate, DTC)清水剂产品，提升海上油田水处理能力，在室内分别采用有机胺中间体(YF-02)、聚醚胺(T-403)及四乙烯五胺在碱性条件下，用CS₂改性得到3种DTC清水剂NQ-101、NQ-102和NQ-103,并对3种DTC清水剂进行了红外光谱表征，在油田现场与在用清水剂Q-30A进行了瓶试对比，同时对性能优异的产品进行了现场中试和常规应用。结果显示，3种DTC清水剂与在用清水剂Q-30A的性能排序为：NQ-101>Q-30A>NQ-103>NQ-102;对NQ-101进行现场中试时，2个旋流气浮处理装置(Compact Flotation Unit, CFU)出口水中含油浓度(OIW)平均值分别由20.1 mg/ L和17.5 mg/ L降至12.9 mg/ L和11.2 mg/ L,清水效果明显优于Q-30A的清水效果；在进行油田提产及NQ-101注入点后移时，外排水OIW仍保持在20 mg/ L内，满足现场生产要求。对生产流程中各种离子进行检测，验证了DTC清水剂的作用机理；常...     

渤海油田油水离心分离效果评价及影响因素

随着渤海油田开发的不断深入,多个油田已进入高含水期,在平台处理流程已达到饱和情况下的稳油控水已成为目前渤海油田亟待解决的问题。利用井下油水分离技术,可以将地层采出液直接在井下进行油水分离。为了更好地将这项技术应用于现场,为此开展了渤海油田油水分离特性研究工作。该文利用高速离心机对岐口17-2、埕北、锦州9-3及绥中36-1油田的高含水采出液进行了油水分离实验。研究结果表明离心时间的延长及离心机转速提升对油水分离效果没有明显的促进作用,而添加破乳剂可显著提升油水分离效果;分离水驱替实验表明,添加适量破乳剂有利于减轻注入水对地层的伤害。该文通过实验模拟总结出了一套针对渤海油田不同油品性质的高含水产出液的油水分离特性规律,对油水分离技术在渤海油田的成功应用具有指导意义。     

含聚含油污水处理剂BHQ-402的评价

LD10-1油田含聚含油污水处理回注是提高该油田开发效果的重要保障,采用新型高效非离子型清水剂BHQ-402,研究不同加量、搅拌转速、搅拌速度、搅拌时间等因素对处理效果的影响。结果表明:先用水稀释BHQ-402药剂至质量分数为1%,在BHQ-402加量500mg/L、搅拌速度200~400r/min、搅拌时间2~3min下,除油净化效果好,除油率最高可达83.69%,去浊率最高可达92.74%;BHQ-402用乙醇溶解再用水稀释后配制为质量分数为1%溶液,在加量为200mg/L、搅拌速度400r/min、搅拌时间3 min的条件下,除油率≥87%,去浊率≥92%,加药量少,处理后的水质指标大幅度提高。     

SCL-1油水分离剂在注聚区污水处理中的应用

注聚区采出液成份越来越复杂,常规的破乳刺和污水处理剂已不能满足现场需要.针对这个问题,开发了一种用于油田注聚区污水处理的高效油水分离剂SCL-1,由破乳剂BHY-69A和高效水处理剂668复配而成.668、BHY-69A、SCL-1和现场药剂在油田注聚区采出液油水分离效果的对比结果表明,SCL-1复合药剂的效果显著,脱水量15～20 mL,中间层0.2～0.5 mL,脱水率44.6%～59.5%,脱出水含油量15.1～21.4 mg/L,脱水效果和清水效果均较好,基本消除了中间层.现场应用效果较好.     

PEC钻井液体系固液分离技术实验研究

针对渤海油田渤中地区的PEC钻井液进行了固液分离技术的实验研究,结果表明,降低PEC钻井液的p H值至5~6后,再加入3 000 mg/L的无机絮凝剂PFS,10 mg/L的有机絮凝剂YJX-2,可以实现钻井液的固液分离,脱水率达到63.5%。结合现场离心设备的实际情况,优选离心机转速为3 000 r/min时,可将脱水率提高至65.6%。研究成果对实现PEC钻井液无害化处理的现场施工提供了必要的技术支撑。     

北三台油田清水化学处理技术研究

针对北三台油田清水中溶解氧、腐蚀率、总铁等超标项目，在室内进行了其水处理剂的筛选研究并将研究确定的水处理剂进行了现场试验，结果表明，清水经工艺及缓蚀剂M-150mg/L、阻垢剂ATMP10mg/L、除氧剂Na2SO310mg/L处理后，其水质可完全达到该油田注水标准。     

一种适用于海洋平台的高效破乳剂的研制与应用

文章以环氧氯丙烷、1,2-丙二胺为实验单体,以乙二胺为交联剂,研制了高效破乳剂。通过实验分析,确定了单体的最佳比例及最佳反应温度、反应时间。研究表明,当1,2-丙二胺质量浓度为12%,环氧氯丙烷质量浓度为8%,乙二胺质量浓度为0.4%,反应温度和反应时间分别为60℃和5 h时,研制的破乳剂具有最佳的破乳除油效果。结合秦皇岛32-6油田产出水的水质情况,对高效破乳剂的加量及反应参数进行了优化。当高效破乳剂加量为150 mg/L,反应时间为30 min,静置时间为40 min时,高效破乳剂能达到最佳的除油效果,处理后的生产水含油量小于20 mg/L。该破乳剂在渤海油田海上平台得到了成功的应用。     

调整水处理药剂以改善水质

针对工艺酸性凝液注入循环水系统以后出现铁离子超标,加剧腐蚀速率,水质运行较差的情况,重新筛选出了调整药剂,并将调整药剂应用到循环水中,取得了预期的效果。     

底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

水量调节器

为保证注水井按照地质配注要求进行注水,主要通过闸门的开启程度来实现截流,使管压达到配注所需要的注水压力。由于截流压差较大,很容易使闸门失效,并影响到注水井的平稳注水。针对注水井人工调节困难的问题,设计了一种水量调节器,安装在配水间,便于现场操作控制,实现了注水井的平稳注水。     

累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系

鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。     

Water Content of Natural Gas in Equilibruim with Water

Abstract:

A new model for predicting water content of natural gas in equilibrium with water is obtained. This formula is a function of pressure and temperature and is applied within a wide range of temperatures and pressures. This new formula shows good data fit, with an average absolute error of 4.2 for 164 data points.     

优化注水系统 改善注水水质

针对塔里木油田某注水井注入水中悬浮物及油含量不达标的问题,分析了现场工况及注入水水质不达标的原因,据此对生产工艺进行了改进,对设备及生产制度进行了优化。工艺优化后的水质分析结果表明,注水泵进出口水中悬浮物含量及含油量大幅度下降,达到了该区块注入水悬浮物含量小于3 mg/L,含油量小于8 mg/L的要求。     

堵水处理--降低了产水量,增加了采油量

使用凝胶处理可使生产井的水油比(WOR)降低.有几个波及程度很差的实例,通过凝胶处理后,其WOR明显下降.本文就油藏特点、WOR高的油井及为有效减少油藏若油田产水量而需设计的凝胶处理作业的特点进行了讨论.同时,列举了在生产井中使用凝胶利理,WOR降低和油产量增加的实例,并得了凝胶处理具有优化油藏和恢复生产井活力的显著优势.     

Water Content of Natural Gas in Equilibruim with Water

A new model for predicting water content of natural gas in equilibrium with water is obtained. This formula is a function of pressure and temperature and is applied within a wide range of temperatures and pressures. This new formula shows good data fit, with an average absolute error of 4.2 for 164 data points.