调理吸附稳定法处理低含油沉积物

通过吸附、分散、固定等协同作用,可将沉积物中的有机物、重金属等污染物转化为不易溶解、不 易迁移的状态。针对含油量＜5％、含水量＜60％的低含油、低含水污水池沉积物,调理吸附稳定技术可实现大 规模、快速的处理。应用该技术处理孤岛某污水池底沉积物约8×103m3,药剂投加量为沉积物质量的10％,强 化养护时间≥3d,处理后沉积物含油量＜2％,浸出液的氨氮、 pH 值及石油类达到GB8978—1996《污水综合排放标准》一级标准,COD去除率约80％。     

孤岛油田含油污泥物化耦合处理技术

针对孤岛某区污水站污水池底泥的高含油、含聚、乳化严重等特点,配合清洗工艺研究复配高效破乳清洗药剂,确定工艺运行参数,研究氧化稳定固化药剂,形成清洗、吸附、稳定固化处理技术。该技术主流程为：污泥筛分、清洗设备、清洗药剂、吸附固定修复。实验结果表明,当破乳清洗剂投加量2％、温度25～30℃、搅拌速度为300 r/min,搅拌时间为30 min,稳定固化修复剂投加量为8％～10％时,处理后的含油污泥含油达到SY/T 7301—2016《陆上石油天然气开采含油污泥资源化综合利用及污染控制技术要求》中规定的≤2％的要求。     

复域上Brusselator方程过极限环的积分流形的结构

用数值计算与分析相结合的方法,研究了复域上Brusselator方程过极限环的积分流形的几何结构,证明了此积分流形Γ′具有自稠密性,在接受李群角度上说明了该系统的不可积性.     

注水井筒高温高压缓蚀阻垢剂的研究应用

针对油田低渗透油藏注水井筒水质变化及存在腐蚀结垢问题,在分析现场垢样成分和筛选评价现有缓蚀阻垢剂的基础上,研制了具有良好高温缓蚀性能的含氮杂环类缓蚀剂和喹啉季胺盐类化合物,并与有机磷酸类阻垢剂复配,形成高温高压缓蚀阻垢剂,在室内150℃、4MPa条件下缓蚀率和阻垢率均达到90%以上。该药剂在纯梁樊家站注水系统应用后,现场缓蚀率达91.1%,阻垢率达95.6%。     

胜利油田注水井口水质达标技术

文章从油田采出水水质的不稳定性以及集输过程中回注水发生的腐蚀、结垢、细菌滋生等方面,分析了影响回注水水质达标的因素,提出了水质达标综合控制技术,包括污水处理工艺技术的选择、药剂投加方案优化、日常管理、水质监测等。该综合控制技术在胜利油田孤东四号联合站等站点进行了实施,实施后回注水水质达标率达到90%以上。     

酸析-Fenton法降低页岩气田采出水COD研究

进行了酸析-Fenton法联用降解处理页岩气田采出水的研究。利用正交实验考察了各因素对采出水处理效果的影响,并分析不同表观分子质量COD_(Cr)和UV_(254)的去除效果。结果表明,在酸析-Fenton法最佳实验条件下,即pH=2,m(H_2O_2)∶m(COD_(Cr))=6,n(H_2O_2):n(Fe~(2+))=6,反应时间120 min,悬浮物、COD_(Cr)去除率分别达到97%、83.8%;原水中有机物主要以小表观分子质量有机物形式存在,酸析-Fenton法重点降低小表观分子质量区间的有机物。     

胜利油田采出水处理系统药剂配伍性研究

通过对胜利油田常规采出水处理所用缓蚀荆、杀菌剂、阻垢剂的性能评价及配伍性研究,确定了不同药剂间的影响规律,找出了不同药剂间的协同效应与投加顺序,提高了水处理药剂作用效果,在保证水处理效果的前提下,可降低水处理药剂成本30%左右.     

一类广义集值变分包含组

引入了一类新的广义集值变分包含组,应用预解算子技巧,建立了该类变分包含组与一类不动点问题的等价性,进而构造了求解该类变分包含组的迭代算法,并在适当的条件下,证明了该算法的收敛性.     

气液比对CO2驱集输管线腐蚀的影响规律

高气液比是CO2驱集输系统混输介质的重要特征之一。借助自主研发的多相流腐蚀模拟试验装置,开展不同气液流量、不同气液比条件下CO2驱集输系统管线腐蚀规律研究。研究表明,混输介质的气液比决定水平直管段及弯头等部位流型特征,进而影响腐蚀速率。通过对流型段塞频率的定量分析,认为高气液比条件有助于减缓管道腐蚀。该结论为CO2驱集输管线设计提供了新的腐蚀控制思路。     

利津油田回注水沿程水质分析与控制

影响利津油田回注水水质稳定的主要因素为亚铁离子、细菌、硫化氢和少量溶解氧;沿程水质二次污染的主要原因是管线内污垢和细菌大量滋生。为控制水质,开发了源头控制和沿程控制两种水质控制模式。源头控制模式主要是控制腐蚀结垢及细菌繁殖,去除原水中亚铁、硫及成垢离子,提高水质稳定性;沿程控制模式主要是加强过程控制,抑制腐蚀及细菌生长,延缓沿程管线老化。回注水水质稳定控制配套技术在现场实施后,注水井口水质稳定率达90％以上。