含聚采出液三相分离技术的研究与应用

为解决孤岛含聚采出液处理难题,提出污水处理首先从脱水站源头开始,通过应用含聚采出液三相分离器,降低脱水站出水(即污水站进水)中油的质量浓度,减轻污水站处理负荷,从而达到降低外输水中油的质量浓度为最终目的的技术思路。采用最新研制的含聚采出液三相分离器,开展现场试验研究,探索含聚采出液处理效果的工艺技术措施,取得了初步成效。     

孤岛油田采出液处理工艺的改进

随着油田的开发,采出液量增加且含水逐步升高,特别是采出液含聚后,油水处理难度增加,原来的处理工艺开始出现不适应状况:一、二次沉降罐效果变差,原料油含水逐步升高,站内循环处理量增大,整个脱水系统能耗明显上升;由于油水沉降效果变差,脱水系统分离出去的污水含油高,加重了污水处理站的处理负荷;经污水站处理后的污水含油量、悬浮物含量、细菌含量高。为此,推广应用了预分水工艺,该工艺降低了后段的处理负荷,提高了污水站的来水水质;通过四段沉降及大罐抽底水流程改造,保证了外输原油含水指标的稳定;通过污水处理工艺不断改进及药剂筛选优化,较大幅度提升了综合水质达标率。     

精细化学品工业

TE35 7 2 0 0 4 10 342油水分离剂在化学驱采出液和含油污水处理中的应用〔刊〕/吴迪 ,孟祥春… (清华大学环境科学与工程系 )∥精细化工 .- 2 0 0 4 ,2 1(1) .- 2 3～ 2 5　　针对大庆油田聚北 1联合站处理的化学驱采出液和含油污水因含有表面活性剂 (5 2 .8mg/L)、碱 (2 94 .5mg/L)和聚合物 (347.5mg/L)而油水分离困难 ,造成该站处理后污水含油量严重超标问题。从非离子型药剂的思路出发研制了适用于含表面活性剂、碱和聚合物的反相原油乳状液的油水分离剂。在聚北 1联合站原有的两级沉降和一级石英砂过滤含油污水处理工艺不变的条件…     

用于高含水注聚采出液的KYYC系列破乳剂

大港油田各注聚合物区采出液含水 >90 % ,游离水含油 >1.0× 10 4mg/L ,含水原油乳化严重 ,难破乳脱水。采用常规破乳剂处理羊三木采出液时 ,原油含水降至 0 .8%～ 1.2 % ,但脱出水含油高达 1.0× 10 4mg/L左右。通过对AE型三嵌段聚醚的改进 ,在末端EO链段上接—OH基团 ,增加EO链段长度 ,增大聚醚分子量 ,得到了适用于羊三木采出液的水溶性破乳剂KYYC 4 ,通过类似改进得到了适用于西二联采出液的水溶性破乳剂KYYC 2。在羊三木中心站用KYYC 4替换原用破乳剂JN 0 1H ,在来液中加入 2 5mg/L ,使沿流程各处污水含油大幅度下降 ,压滤、沉降后外排污水含油由 >4 0 0mg/L降至 <5 0mg/L ,一般为 2 0～ 35mg/L ;经热化学脱水、两次沉降的外输净化原油含水 <2 .0 %。在西二联 ,来液经脱气、沉降 ,分离出的污水经旋流器、过滤器处理后外排 ,含油高达 2 0 0mg/L ;在来液中加入KYYC 2 5 0mg/L后 ,沿流程各处污水含油均显著下降 ,沉降罐出口略高于 2 0 0mg/L ,旋流器出口～ 85mg/L ,过滤后外排水含油 2 0～ 30mg/L。图 2表 3     

原油预脱水剂的研究及应用

LGS－2原油预脱水剂是针对特高含水期采出液处理费用高、外输原油含水高和处理后污水含油高等弊端而研制的。对孤四联合站进行现场试验应用,在药剂成本下降15％的前提下,外输原油含水由试验前的1．32％下降到1．20％,外输污水含油由试验前的346mg/L下降到34．7mg/L。试验结果表明：对处理特高含水期采出液,采用预脱水剂与破乳剂配合使用的方法,在成本管理和技术指标上均可得到较大改观。     

高浓度聚合物驱采出液游离水脱除试验研究

高浓度聚合物驱采出液由于水相黏度大,随着采出液中聚合物含量的升高,油水分离效果变差,游离水脱除后的污水含油浓度和油中含水率均升高。研制的新型游离水脱除装置能够适应高浓度聚合物采出液的处理;针对高浓度聚合物驱采出液研制的破乳剂,在加药量20 mg/L的情况下,经游离水脱除器沉降30 min后的油中含水率在10%左右,污水含油浓度为1000~1500 mg/L,均优于脱水控制指标。     

高粘起泡原油游离水脱除器设计及工业试验

处理高粘起泡原油通常采用进站原油先加热，然后进行气液分离，最后进入原油沉降罐进行油水沉降分离的工艺流程。由于加热高含水原油的大量热能被污水带走，造成大量的燃料消耗。胜利油田设计院研制了Pw0．6MPa、φ4000×20116（mm）游离水脱除器并在孤东二号联合站进行了工业试验，成功地将游离水脱除器应用于高粘起泡原油，实施了进站原油先分水后加热的处理工艺，收到显著的经济效益。介绍了处理高粘起泡原油的游离水脱除器的结构、工作原理及工业试验的情况。试验结果表明，该设备的脱水率为82.4％，脱出水中含油100mg／L左右，较好地满足了高粘起泡原油油气集输的需要。     

新型二元复合驱采出液油水分离剂的研制

针对胜利油田二元复合驱采出液,实验室合成了含阳离子单体的聚甲基丙烯酸聚醚,制备了采出液油水分离剂RPYSF-1,并在中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂孤四联合站进行了现场工业试验。结果表明,试验期间总加药量（w）从试验前的78.2 μg/g降至小于50 μg/g,外输油含水量（w）不大于1.2%,污水中油质量浓度不大于39 mg/L,达到预期目标。     

稠油油藏聚驱后采出液脱水用破乳剂

泽70断块稠油油藏实施可流动聚合物凝胶驱后，采出液脱水困难，使用一种常规聚驱后采出液破乳剂，加量1000mg／L，60℃时脱水率只有30％，脱出水含油最高达20％。研制了由30％～70％多亚乙基多胺起始嵌段聚醚，25％～65％TDI扩链的酚醛树脂起始嵌段聚醚及0．05％～2％N-乙基全氟辛基磺酰胺聚氧乙烯醚组成、干剂含量为45％～65％的水基破乳剂。给出了制备两种嵌段聚醚的原料配方。按基本配方制备的破乳剂样品，有3种在55℃下加量100mg／L时，对泽70断块混合原油样的90min脱水率分别为96．3％、958％、95．3％，脱出水清，油水界面齐；改变加量（30～150mg／L）在50℃考察脱水性能，求得最佳加量为100mg/L，此加量的3种破乳剂90min脱水率分别为96．4％、95．3％、94、2％。将有效物含量55％的第一种破乳剂投入现场试应用，加量80mg／L时脱水原油含水小于0．2％，脱出污水含油小于50mg／L。表2参1。     

联合站火灾爆炸危险性分析

1．前言 联合站是油田地面集输系统的重要组成部分，主要担负原油脱水、含油污水处理和原油外输任务。工艺过程为各中转站来液进游离水脱除器进行油水分离，含水原油经过电脱水器进一步脱水、稳定后外输，污水经过污水处理站除油后外输或回注。本文通过简要介绍联合站的生产工艺，对联合站物料、生产过程及主要设备可能存在的火灾爆炸危险性进行了分析。     

塔中联合站含油污水处理

1．塔中联合站概况 塔中联合站地处塔克拉马干沙漠腹地，距轮南油田300km，来液情况复杂，污水矿化度90000mg／L左右，属于典型的高矿化度含油污水，联合站来液7002t／d左右，其中油3563t／d，含油污水3752t／d。经生产分离器后出水含油为50-200mg／L，悬浮固体含量为150-300mg／L。处理后的水质含油量为40～80mg／L，悬浮固体含量为40～110mg／L，悬浮固体粒径中值为6～9μm。三项指标均较大范围地超出塔中油田的注水水质指标。     

旋流油水分离器在胜利油田辛二站的应用

采用地面高效油水分离技术，实现原有地面工程系统的总体调整，已成为现阶段适应高含水开采期油田地面建设的一项重要任务。在小型先导试验成功的基础上，采用大排量液—液水力旋流器（简称旋流油水分离器）将辛二接转站改造成小型联合站，节省投资45．2％，省去新征地11．4亩，经济效益十分明显。实际应用情况表明，该旋流油水分离器系统运行平稳，对含水率在90％左右的产出液，经旋流预脱水后油中含水≤50％，平均为44．8％；经旋流除油后，水中含油＜40mg／L，平均为37．3mg／L，完全达到了工艺设计指标。     

聚合物驱采出污水油水分离影响因素研究

目前油田采出污水中的聚合物的浓度在0-735mg／L,经常规处理后,污水中平均聚合物浓度稳定在380mg／L,深度处理后．污水中平均聚合物浓度稳定在200mg／L以下。由于残余聚合物的影响,使得油田采出污水粘度增加,携带固体悬浮物的能力增强,油珠下沉或上浮的阻力大,形成的乳状液更加稳定．导致采出污水油水分离更加困难．污水处理难度明显增加。     

污水收油装置的改进

1．问题的提出 孤岛油田孤一联合站污水站目前担负着日均20000m^3的污水处理任务，管理着4座2000m^3污水沉降罐和2座1000m^3污水缓冲罐。近年来，注聚面积的扩大，使进入联合站的油品品质发生了变化，油水分离过程需要的时间越来越长。油站的几个沉降罐虽然能处理大部分的油，但是输入污水站的污水含油比以前增加很多，由于收油不及时，致使大量的原油积聚在污水罐中，不仅对外输污水水质产生不良的影响，也不利于油水分离，白白损失不少原油，以前的污水罐收油系统已不能满足生产要求，因此需要进行一些改进。     

二元复合驱采出液乳化成因分析与对策

对中国石化胜利油田二元复合驱采出液进行了分析,并用分子模拟方法考察了聚合物、石油磺酸盐和助表面活性剂在油水界面的状态。实验室合成了阳离子聚合物净水剂,并在胜利油田孤东采油厂东一联污水处理站进行了现场工业试验,结果表明,试验期间一次沉降罐污水中油质量浓度从试验前的1900mg/L降至1050～1250mg/L,外输污水含油量合格,达到了预期的效果。     

除油旋流器处理注聚含油污水试验

对油井实施聚合物驱后,采出液的粘度增大,油水混合物体系的稳定性增加,油水分离较常规水分离更加困难。在聚合物对采出液油不分离特性影响的室内试验基础上,结合大庆油田现场试验,分析除油旋流器在注聚含油污水中的分离性能,测试了除油旋流器的进出水油滴粒径分布,结合进出水含油浓度,绘制了除油放心流器级效率曲线及水力特性曲线,试验表明,除油旋流器用离心泵供液时,分离性能较单螺杆泵供液时略有下降,但仍可工业应用所     

含聚原油脱水室内试验研究

聚合物驱油(简称聚驱)是目前提高原油采收率的一项重要手段,但聚驱采出液中含驱替用的聚合物,改变了乳状液的性质,脱水难度大于普通水驱。针对某脱水站来液含聚合物的实际情况,对不同聚合物浓度原油乳状液进行了电导率、油水界面张力及脱水效果试验,确定了电脱水器正常工作的极限进液含聚浓度为300 mg/L。对破乳剂进行了筛选,明确了采用破乳剂复配和絮凝剂组合的投加方式进行脱水,配方体系为破乳剂DP9201与XP-1421(复配比例1:1,加药量100 mg/L)和絮凝剂聚合氯化铝(加药量20mg/L),90 min条件下脱水率可达87%。     

水驱污水站水质影响因素分析及治理建议

2013年对A水驱污水站所属区块进行强碱三元复合驱开发,2016年A水驱污水站含油达标率、含悬浮物达标率开始显著下降,2017年下游5座深度污水处理站出水水质无法稳定达标。针对A水驱污水站出水水质逐渐恶化的现象,分别对系统工艺、节点管理进行分析,发现影响水质的主要原因有:A脱水站未实现水驱、三元分质运行,导致A污水站聚合物、表面活性剂浓度升高;油田已建水驱、三采调水管网互有联通,部分三采污水进入水驱污水系统;A水驱污水站上游的A脱水站所辖8座水驱转油站全面见剂;部分污水站处理设备老化较为严重,处理效果较差,去除率较低。通过影响因素分析,系统运行时采取分质处理、优化污水调运管道、完善设备设施,使处理工艺与水质相适应,同时加强各节点管理,实现污水站水质稳定达标。     

呼伦贝尔油田原油脱水及破乳剂研制

呼伦贝尔油田采出液中含高浓度的钻井液、完井液、压裂反排液等化学助剂,影响采出液破乳及含油污水处理.通过从采出液自然沉降入手,确定采出液自然沉降规律,测试了采出液中含不同浓度的钻井液、完井液、压裂反排液、粘土稳定剂对采出液自然沉降和破乳的影响,以及各种化学剂混合后对采出液自然沉降油水分离的影响,研制出适合呼伦贝尔油田采出液破乳的破乳剂配方.现场试验表明,在脱水工艺流程未改变的条件下,脱后原油含水满足商品油标准,脱后污水含油量降低,脱水工艺运行平稳.     

大庆油田三元复合驱采出液热-化学破乳研究

以模拟三元复合驱采出液为介质研制了大庆油田表面活性剂ORS－41三元复合驱O／W型采出液热化学脱水的破乳剂，用模拟采出液和实际采出液评价了其破乳性能并通过测试模拟含油污水的油珠聚并，水相粘度，油水界面张力，油珠Zeta电位和油水界面流变性的方法研究了大庆油田表面活性剂ORS－41三元复合驱O／W型采出液的热－化学破乳机理。实验结果表明，表面活性剂ORS－41三元复合驱O／W型采出液在破乳剂加药量为150mg/L，脱水温度为45℃和沉降时间为3h的条件下，可经热－化学脱水达到外输原油含水率指标；三元复合驱O／W型采出液的热－化学破乳机理为：破乳剂ASPD－1吸附剂油水界面上顶替原油中的天然界面活性物质，碱与原油中天然物质反应生成的界面活性物质和驱油表面活性剂，降低油珠表面的负电性和油珠之间的电排斥力，促进油珠之间的聚并，使油珠上浮速率加大并使O／W型三元复合驱采出液分层后握 油珠浓缩层内的油珠粒径增大，使得油珠聚并过程中被束缚在油相中的水滴直径增大，使所形成的W／O型乳化原油的稳定性下降，容易破乳。