利用埕东油田西区采油污水配制聚合物溶液研究

为了提高埕东油田西区采油污水配制聚合物溶液的粘度,根据该区污水配制聚合物溶液粘度降低的影响因素和污水的特点,提出了首先采用生物接触氧化工艺去除污水中还原态硫化物,然后采用超滤反渗透工艺降低金属离子的质量浓度,形成了一套采油污水生物接触氧化与超滤反渗透处理集成工艺.通过工艺处理,可以有效降低污水中显著影响聚合物溶液粘度的因素——物质的质量浓度,将污水中还原性硫化物的质量浓度由6mg/L降低为0 mg/L,钠离子的质量浓度由3 541 mg/L降低为248mg/L,镁离子的质量浓度由120 mg/L降低为0 mg/L,用处理后的污水配制的聚合物溶液的粘度达到35 mPa.B,粘度保持率达70％以上,达到现场聚合物驱的生产要求.     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

胜利油田沾3区块内源微生物室内模拟激活实验研究

在考察了国内外内源微生物采油技术研究情况的基础上,采用1^#～4^#激活剂配方对沾3区块注入水中微生物群落进行了选择性激活,对激活后总菌、有益菌、有害菌的数量及表面张力进行了检测,并进行了室内模拟驱油实验。实验结果表明,1^#～4^#激活剂配方能有效刺激有益菌的生长,同时对有害菌SRB实现了较为有效的抑制,压力和多孔介质对微生物的生长会产生一定的影响,多孔介质的影响较压力的影响要显著一些,KNO₃的激活效果及提高残余油采收率的效果要优于NH₄NO₃,硝酸盐含量从0.1 %到0.2 %的增加能增加有益菌的数目,但对采收率的提高作用并不明显。室内模拟驱油实验表明,在水驱基础上内源微生物驱可提高采收率达6%以上。     

孤岛油田污水生物脱硫保黏技术应用

孤岛油田东区用于配聚的污水主要来自孤三联外输水,污水成分复杂,造成注聚井井口黏度降低,严重影响了区块的开发效果。通过对孤岛配聚污水进行综合分析,明确了硫酸盐还原菌代谢产生的硫化物为聚合物溶液黏度降低的主要影响因素。针对这一问题,采用生物脱硫保黏技术对污水进行处理,不仅能够抑制SRB产生新的硫化氢,而且能够去除污水中原有的硫化氢。在孤岛东区开展了9 500 m~3/d的生物脱硫现场应用,污水硫化物含量由2~4 mg/L降到0.2 mg/L以下,东区北聚合物溶液井口平均黏度由17 mPa·s上升至35 mPa·s左右,东区南井口黏度由33.2 mPa·s上升至53.2 mPa·s。     

热采井恶臭气味处理研究及应用

针对目前胜利油田部分稠油热采井井场出现难闻的恶臭气味,影响周围人员健康和稠油资源开发的问题,分析确定了恶臭气味主要成分为甲硫醇和乙硫醇。结合油井生产特点,研制了两种分别适于地面管线加药处理和井筒加药处理的恶臭气味处理剂,并考察了处理剂的硫容和脱硫反应速率。针对某恶臭气味热采井,对比开展了地面管线加药和井筒加药处理试验,井筒加药处理显示了较好的经济性。对胜利油田某区块7口井开展现场处理,将恶臭气体质量浓度由150～3300 mg/m~3降至20 mg/m~3以下,达到了油井安全生产要求。     

垦西油田含硫异味气体处理剂研制及现场试验

垦西油田部分高含硫稠油热采井场周围存在难闻的恶臭气味,严重影响环境安全,影响油井正常生产和后续产能建设。通过对垦西含硫异味气体产生及转化机理分析,明确了含硫稠油热采井井场异味是由水热裂解反应生成的硫化氢、硫醇硫醚等各类硫化物导致的。硫醇硫醚的臭味阈值较低,在较低浓度下即有较大异味。针对硫化氢、硫醇硫醚等恶臭气体,研制井筒异味气体处理剂并配套相应的加药处理工艺,在满足现场条件下,实现快速高效除臭,解决影响油井生产的环境问题,现场应用取得明显效果。     

管理体系认证市场竞争态势分析

中国认证认可协会（以下简称协会）自2006年以来开展的行业自律工作,其根本属性是调整市场主体的市场行为,目的是规范市场竞争秩序,前提是必须对市场的竞争态势有必要的认识。近年来,协会一直坚持认证证书数量变化情况统计分析,并在此基础上对市场竞争态势作出必要判断。现将部分内容整理成文,以飨同行。     

稠油热采井场恶臭异味成因分析及治理研究

目的 解决稠油热采井场因存在难闻恶臭异味,从而影响油井正常生产的问题。 方法开展了油井伴生恶臭气体含硫化合物分析、以油藏微生物种类为主的生物成因分析和以稠油水热裂解实验为主的热成因分析;针对恶臭气体,开展了喷雾处理工艺研究,比较了亚氯酸钠、过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭气体的处理效果;考查了喷雾强度、喷雾压力对恶臭气体处理效果的影响。 结果具有一定含量且嗅觉阈值低的甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫化合物为稠油井场的恶臭异味主要物质,油藏微生物以海杆菌、假单胞菌和沙雷氏菌为主,不具备产生甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体的代谢途径,稠油水热裂解产生大量甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体。质量浓度相同的亚氯酸钠比过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭异味气体脱除率高,确定为喷雾处理剂;优化喷雾强度为3.0 m³/(m²·h),喷雾压力为0.4 MPa,对质量浓度为2 000 mg/m³的恶臭气体脱除率可达100%。 结论稠油热采井场的恶臭异味主要为甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫有机物,来源于稠油热采开发过程中的水热裂解反应,以亚氯酸钠为处理剂的喷雾处理工艺可以消除甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味,为稠油资源的热采开发提供保障。      

埕东油田聚合物配注污水处理技术

聚合物的质量、注氮气中残余氧、泡沫剂、水处理剂、腐蚀产物以及水质都可能是影响泡沫复合驱污水配注聚合物溶液黏度下降的因素。分析表明,埕东油田西区污水中的硫化氢是聚合物溶液黏度快速降低的主要影响因素。室内研究得出结论,利用筛选的菌株可以有效处理该区污水。经生化工艺处理后污水中硫化氢能够完全被清除,而且与进水相比悬浮物和含油都有所降低,出水溶解氧为0.2 mg/L,腐蚀率只有0.010 mm/a。曝气生物氧化配套处理工艺技术,可有效地去除污水中的硫酸盐还原菌及还原性物质,处理后的污水配注聚合物溶液(1 700 mg/L)黏度≥24 mPa.s。