海上油田酸化返排液处理技术

针对海上油田酸化返排液处理困难,影响平台油井酸化正常开展的问题,通过对现场酸化返排液特征进行分析,提出了以配套装置物理法处理为主,化学剂化学法处理为辅的联作解决方案,并试制集成式酸化返排液处理装置1套,研发出适合目标油田的酸化返排液处理剂1套,形成的配套技术可彻底解决海上油田酸化返排液处理难题。     

渤海油田油井酸化返排液处理新工艺

酸化作为油田增产增注的重要措施,对油田的高产稳产起到了重要作用。但是渤海油田受平台设备、管线等条件的限制,酸化返排液易对平台油气水处理系统的正常运行造成严重的影响,使得海上油井酸化作业的实施一直受限。针对海上平台设备的特殊性,提出了一种适合海上油井酸化返排液处理的新思路,即"一井解堵,多井受益"酸化液返排新工艺,该工艺占地小、易操作,可有效地解决渤海油田酸化返排液处理难的问题,保证酸化作业的有效实施。     

消泡-吸收法处理酸化返排液技术研究及应用

酸化返排液中伴有大量氯化氢及泡沫,现场处理难度较大。采用消泡、填料塔吸收、碱液喷淋中和等技术对其处理,开展了吸收塔设计选型,优化了喷淋时间、喷淋量等工艺参数,并针对返排液泡沫量大等问题进行了消泡剂优选、消泡反应时间优化等。研究表明：当GX-2消泡剂用量为125 mg/L,反应时间为1.4 min,碱液喷淋时间为1.2 min,喷淋量为7.5 m³/h时,处理效果较好。现场试验结果表明：当酸化返排液中氯化氢含量为300～720 mg/m³时,可调节消泡剂用量为100～125 mg/L,喷淋量为6.5～9.5 m³/h,处理后酸化返排液中氯化氢含量降低至5.7 mg/m³以下,处理效果较好。该技术在现场完成了14 000 m³酸液处理,处理后液体回用率为95%,具有良好的环保效应。     

油田压裂返排液处理技术研究进展探究

以压裂返排液的危害为切入点,系统性阐述压裂返排液具有危害土壤、处理难度高、成分复杂的特点,如果将其直接排放与环境中,会严重污染土壤、水体,以此为基础,提出压裂返排液处理技术及创新发展方向,从而为相关工作者提供参考。     

油、水井酸化作业返排液处理技术

油、水井酸化作业返排液成分复杂,处理难度大。提出在井口就地处理、就地回用回注的思路。对11口油、水井酸化返排液进行了分析,确定了沉降预分离—多功能处理系统—多级过滤工艺,优选了中和剂、氧化剂、絮凝剂和污泥浓缩剂,研制了撬装处理设备,现场实施15井次,处理后返排液pH 6～8,油和悬浮物质量浓度均低于10mg/L,实现了就地回用回注。     

ClO2催化氧化处理油田酸化返排压裂液

以某油田压裂厂排出的酸化返排压裂液为对象,初步研究了用二氧化氯催化氧化法处理该种有机废水时各影响因素的作用机制,并通过正交和单因素试验确定了各种影响因子的最佳操作条件。结果表明,对50 mL废水,二氧化氯的用量为2.5 mL、Cu-Mn催化剂的用量为0.35 g、反应体系的pH为2、反应时间为20 min。在此条件下,废水的COD去除率达到92%、颜色澄清透明,达到国家工业污水排放二级标准。     

油田返排液处理技术研究与应用

在油田生产中,返排液处理问题亟待解决。基于此,本文分析了油田返排液处理技术的应用,从油田措施废液成分分析、油田返排液处理工艺、油田返排液处理工艺优化等方面进行了探析。     

油田压裂返排液处理药剂筛选

对于东北龙凤地区压裂返排液进行分析,同时结合公司开发的絮凝剂与助凝剂、杀菌剂和缓蚀剂来处理达到注回液的标准。实验研究表明：絮凝剂KD-11-C与助凝剂CPAM-1的组合使用,絮凝效果最佳,其中悬浮物去除率达到92.48%,含油量去除率达到96.03%;杀菌剂KD-24-2和KD-24-3,在投加浓度为300 mg/L,都能完全杀灭废水中的FB、TGB、SRB细菌;缓蚀剂KD-32-3在45 mg/L的投加量下管道的平均腐蚀率达到最低点。     

油田压裂返排液的无害化处理研究

在开采油田中会出现不少废液和废物,而废液和废物在修井和钻井中又会产生添加剂、无机物和固体悬浮物,一方面在处理上有一定的难度,另一方面会对环境造成污染。在我国健康生态文明的目标下,必须要加强研究无害处处理油田压裂返排液的技术,实现合理利用资源,保护环境的目的。文章主要介绍了油田压裂返排液的主要成分和特征,介绍了压裂返排液的常用处理方法,并探究无害化处理压裂返排液的新技术。     

油田压裂返排液处理技术研究及应用

针对井场产生的压裂返排液对环境存在潜在的生态风险,在明确井场废液废固危险特性的基础上,开展针对井场废液的集中化处理,通过高效气浮+催化氧化+接触式膜生物组合工艺,实现废液无害化处理与资源化利用。     

超滤膜处理乳化油废水的研究进展

综述了近年来国内外超滤膜分离技术应用于乳化油废水处理的研究进展,着重介绍了超滤处理工业乳化油废水的分离性能,以及超滤过程存在的问题和解决途径.针对实际运行过程中产生的膜污染现象,在新膜材料、膜组件改进和耦合工艺3方面进行了阐述.最后对今后的研究方向提出了建议.     

复配表面活性剂对油水界面行为和性质影响的模拟研究

含复配表面活性剂的油田废水是一种多组分复杂体系,研究其中的分子作用关系有助于后续废水处理方案的确定。采用分子动力学(MD)模拟方法建立界面模型,通过定义表面活性剂的关键扭转点及相应的分子夹角、定义协同作用能,结合界面处的密度分布函数等性能模拟和界面张力测试结果,多角度分析两类阴阳离子表面活性剂复配对油水界面特性的影响。结果表明,与含单组分表面活性剂的油水体系相比,复配表面活性剂的相反电荷极性头基间静电吸引作用提高了油水界面稳定性;相较于十二烷基磺酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SLS/CTAB)复配体系,十二烷基硫酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SDS/CTAB)中分子间的协同作用可更好地提高体系的稳定性;当复配表面活性剂的配比为8/10~12/6时的油/水界面稳定效果较优、12/6时稳定性最好。研究结果可为石油开采及油水分离方案的确定提供依据。     

复配表面活性剂对油水界面行为和性质影响的模拟研究

含复配表面活性剂的油田废水是一种多组分复杂体系,研究其中的分子作用关系有助于后续废水处理方案的确定。采用分子动力学(MD)模拟方法建立界面模型,通过定义表面活性剂的关键扭转点及相应的分子夹角、定义协同作用能,结合界面处的密度分布函数等性能模拟和界面张力测试结果,多角度分析两类阴阳离子表面活性剂复配对油水界面特性的影响。结果表明,与含单组分表面活性剂的油水体系相比,复配表面活性剂的相反电荷极性头基间静电吸引作用提高了油水界面稳定性;相较于十二烷基磺酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SLS/CTAB)复配体系,十二烷基硫酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SDS/CTAB)中分子间的协同作用可更好地提高体系的稳定性;当复配表面活性剂的配比为8/10~12/6时的油/水界面稳定效果较优、12/6时稳定性最好。研究结果可为石油开采及油水分离方案的确定提供依据。     

罐底油三相分离理论及实验研究

介绍了罐底油的现状及罐底油中渣颗粒和油滴及水在离心力场中的运动规律、受力情况,建立了相应的物理模型;推导出了渣颗粒的离心沉降分离速度、沉降层厚度和油滴的向心分离速度、向心层厚度的表达式;通过小型实验设备对罐底油进行了三相分离实验研究,分析了温度、分离转数等对分离效果的影响。实验与理论分析结果基本吻合,为罐底油的简单有效分离提供了依据。     

驱油剂对O／W型弱碱体系三元复合驱采出液分离特性的影响

自上世纪90年代进入高含水开发期以来.为提高原油采收率和稳定原油产量,大庆油田工业化应用了聚合物驱技术,并相继开展了若干个三元复合驱矿藏试验,均取得了显著的提高原油采收率的效果.     

基于Fluent的井下油水分离和润滑过程中新型润滑元件设计分析

为解决含水稠油采输时油水分离和降黏减阻的问题,采用Fluent软件对井下油水分离和润滑过程进行数值模拟,并设计出一种新型的润滑元件,使其能就地安装,形成高质量油水环状流,有效控制采出液的含水率,提高含水稠油井采收率,并降低后续原油处理成本。固定入口流速为0.6m/s,分流比为0.5,进行润滑元件结构的单因素分析。结果表明：流体在溢流口处径向速度极小,说明形成的油核几乎不存在偏心现象,轴向速度的存在有利于形成清晰的油水界面,从而利于形成高质量的油水环状流,经过元件的流体分离出部分水后轴向速度也得到了提升,有利于提高原油采收率。进行与仿真模拟相同工况下的室内实验,通过改变流速观察润滑元件的压降值与流型的变化情况。结果表明：合理的入口流速范围内,采用雷诺应力模型（RSM）与混合多相流模型（Mixture）计算模拟润滑元件内部流场情况具有较高的可信度。     

破乳技术在焦化循环氨水除油除渣过程中的应用

分析了焦化循环氨水在生产中存在的乳化问题,通过在系统中添加破乳剂(3种化学助剂:FWT9031、2W48和FWT9034),可以提高循环氨水油水分离效果。使用破乳技术后,油平均质量浓度由1 122 mg/L降为180 mg/L,悬浮物平均质量浓度由1 823 mg/L降为230 mg/L,有利于后续蒸氨、生化系统的稳定运行。     

Structural effects of the hydrolysis of poly(methylene oxide) and poly(glycolic acid) exposed to completion and acidizing fluids in an oil well environment

Two hydrolyzable polymers, poly(methylene oxide) (PMO) and poly(glycolic acid) (PGA), were tested for association with mechanical systems to promote diversion of formation acid treatments in oil wells. Samples were confined to chemical products commonly employed in oil well completion processes, HCl 15% w/w and NaCl 23% w/w aqueous solutions, in separate metallic cylindrical cells, under conditions observed in southeastern Brazilian offshore fields (50 and 75°C and pressure of 41.4 MPa). Pristine samples were characterized by ¹³C-NMR. Hydrolytic influences were evaluated by differential scanning calorimetry, scanning electron microscopy, wide angle X-ray diffraction, and computerized microtomography. The intense effects observed showed a specific correspondence with each tested polymer and were evidenced by postexposure analysis. The results indicate that both polymers can be used in association with mechanical diverting systems to promote chemical treatment distribution and, therefore, improve oil well productivity. © 2018 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2019 , 136, 47362.     

Impact of hexafluoroisopropylidene on the solubility of aromatic‐based polymers in supercritical fluids

Three different supercritical fluids (SCF), CO₂, dimethyl ether (DME), and propane, are investigated as potential solvents for processing two lactide‐based terpolymers and two perfluorocyclobutyl (PFCB) aryl ether polymers. The repeat unit of the lactide‐based terpolymers consists of a 1:1:1 ratio of L ‐lactide, diglycidyl ether of bisphenol A (DGEBA), and, in one case, 4,4′‐hexafluoroisopropylidenediphenol (6F‐Bis‐A) and, in the other case, 4,4′‐isopropylidenediphenol (6H‐Bis‐A). The PFCB‐based polymers are synthesized from 1,1‐bis[4‐[(trifluorovinyl)oxy]phenyl]hexafluoroisopropylidene (6FVE) and from bis(trifluorovinyloxy)biphenyl (BPVE). For both classes of polymer the steric effect of the hexafluoroisopropylidene (6F) group reduces chain–chain interactions, disrupts electronic resonance between adjacent aromatic groups, and improves solubility. The two lactide‐based terpolymers do not dissolve in CO₂ or propane, but dissolve in DME. At room temperature the poly(lactide 6F‐BisA DGEBA) terpolymer dissolves at 700 bar lower pressure in DME compared to the poly(lactide 6H‐Bis‐A DGEBA) terpolymer. Although the 6FVE polymer dissolves in all three SCF solvents, pressures in excess of 800 bar are needed to dissolve this polymer in CO₂ and propane while 6FVE dissolves in DME at pressure below 150 bar. The other PFCB‐based polymer (BPVE) only dissolves in DME, again at low pressure, although BPVE drops out of solution as the system temperature is raised above ～40°C, whereas 6FVE remains in solution in DME for temperatures up to 90°C. © 2005 Wiley Periodicals, Inc. J Appl Polym Sci 97: 1736–1743, 2005     

涂料废水处理的研究

通过对湖南湘江涂料集团部分高浓度有机废水及综合废水水质、水量的跟踪监测与分析．对废水处理方法进行了研究。其处理工艺为均质隔油-混凝沉降-气浮-生物接触氧化。研究的关键技术包括：选择高效的处理装置及最佳工艺参数。如气浮的结构形式、药剂的选择、工艺参数最佳条件的确定;生物接触氧化处理新型曝气器及填料的选择、最佳工艺参数、好氧菌的驯化及选择。