球磨辅助化学热洗处理含聚油泥的研究

采用球磨辅助化学热洗处理含聚油泥中的矿物油,考察球磨配合4种无机盐7种表面活性剂作用于含聚油泥的除油效果,通过调整复配药剂含量、反应液温度、料液比和球磨时间,最终确定了含聚油泥除油配方和除油条件.实验结果表明,碱性无机盐和非离子表面活性剂复配处理含聚油泥除油效果显著,阴离子表面活性剂其次,阳离子表面活性剂几乎无效果.以...     

热碱洗涤法处理试油井场落地油泥砂工艺参数优化试验

针对井下作业试油井场的落地油泥砂,在微生物处理前采用热碱洗涤法对其进行预处理,以回收原油,缩短降解周期。通过实验选择碱剂,考察碱液浓度、洗涤温度、搅拌转速、搅拌时间等因素对洗涤效率的影响,来获取热碱洗涤的技术参数。结果表明:当油泥砂初始含油率为10%,选择质量分数为3%的碱剂2溶液、搅拌温度为60℃、搅拌转速为60 r/min、搅拌时间为60 min、液固比为1∶1、洗涤次数为2时,原油回收率最高,可达50.33%。热碱洗涤显著降低了油泥砂中的石油类物质含量,油泥砂经过酸液中和后呈中性,不影响后续的微生物降解,并且减轻了微生物降解的压力。     

清洗落地油泥的工艺参数研究

以辽河油田落地油泥为样品,采用热化学清洗法洗涤油泥,净化土壤,回收石油,并获取工程所需的必要参数.实验表明,对于含油21.2%的样品,当温度65℃、清洗时间30 min、搅拌器转速200 r/min、液固比6∶1、pH值=9、投加LAS-Na2SiO3(质量比1∶2)复配清洗剂3.3 g/L时,残油率降为0.3%.清洗后,石油浮于水面,无明显乳化,易于分离.根据残油率的具体要求,热化学清洗系统可调整清洗单元的级数和清洗液的循环次数,简化水处理流程;对清洗废液进行絮凝处理,当投加PFS 1.2 g/L、CPAM 30 mg/L时,COD值降为115 mg/L.实验还考察了温度、pH值、液固比、加药浓度等因素对清洗效率的影响,并通过正交实验,优化了工艺参数.     

一种乳液型油田解堵洗油剂的研制及其性能评价

为解决渤海油田堵塞问题,通过测量界面张力、洗油效率以及润湿反转等性能优选出性能较好的表面活性剂,通过测量萃取剂的洗油效率优选出性能好的萃取剂。将优选的表面活性剂与萃取剂复配成乳液型洗油剂,测试其配伍性、稳定性以及洗油效率,并分析其洗油机理。研究结果表明,单一表面活性剂对油砂洗油效率最高的是OP-10,为29.4%;较好的萃取剂为石油醚和二甲苯,对油砂的洗油效率可达80%,将表面活性剂与萃取剂进行复配之后,洗油效率可显著提升至95%,所研制的配方为2%二甲苯+8%石油醚+2%OP-10的乳液型洗油剂具有良好的配伍性和稳定性,具有较好的推广应用价值。图3表5参15     

表面活性剂-碱协同处理老化油泥工艺

石油开采过程中会产生大量的含油污泥,为解决该过程中石油浪费和环境污染等问题,在分析含油污泥基本组成的基础上,采用热化学清洗法,对塔河油田油泥进行除油处理,采用表面活性剂QT9和碱为清洗剂,通过单因素实验和正交实验考察了清洗剂加量、清洗温度,搅拌速率、搅拌时间、液固比等因素对残油率的影响。研究结果表明,当QT9加量为0.6%、混合碱加量为3%、清洗温度为25℃、搅拌时间为30 min、搅拌速率为210 r/min、液固比为3∶1时,清洗两次可将油泥含油率从14.3%降低到1.3%。正交实验结果显示,各因素对清洗后残油率影响的大小顺序为:温度主剂加量助剂加量液固比。热重分析表明油泥清洗后其中的原油组分显著降低。图7表2参16     

稠油油藏耐高温洗油剂体系的研制及性能

基于分子模拟技术设计并合成了一种以C₁₂⁺蒽为疏水基团、磺酸钠为亲水基团的全新结构的表面活性剂，对合成的反应条件进行优化。将合成的表面活性剂与降黏剂及助剂复配增效制得耐高温洗油剂复配体系，考察了洗油剂复配体系的耐高温性、表面张力、洗油率等，并对洗油剂复配体系的性能进行评价。实验结果表明，以三氯化铝为催化剂、硝基苯为溶剂，在反应温度70℃、反应时间8 h的条件下，表面活性剂产率可达92%。在油藏条件下1.00%(w)的洗油剂复配体系的洗油率达72%，沉降脱水率达83%；针对不同黏度的原油，0.30%(w)的复配体系降黏率均可达99%，具有优异的降黏性能和洗油性能。     

不同洗油体系及界面张力对油砂洗油效率的影响

通过界面张力实验,筛选了能把油水界面张力降到10-1～10-4 mN/m数量级的单一碱、油砂清洗剂RS1、RS2及复配洗油体系,测定了洗油体系在不同界面张力条件下的洗油效率。结果表明,在10-1～10-2 mN/m界面张力范围内,各种洗油体系洗油效率均小于90%。当界面张力达到10-3 mN/m的超低值时,油砂清洗剂RS1(质量分数1.2%)的最高洗油效率为95.5%。界面张力进一步降低至10-4 mN/m数量级时,碱(质量分数2.0%,m(NaOH)∶m(Na2CO3)=1∶1)/RS1(质量分数0.6%)复合洗油体系最高洗油效率为96.8%,略低于油砂清洗剂RS1(质量分数1.8%)的洗油效率,但复合洗油体系成本更低,具有更好的应用前景。     

NaA分子筛膜蒸气渗透脱除一氯甲烷中的痕量水

利用热浸渍提拉晶种法,在孔径为2～3μm的多孔α-Al2O3陶瓷管载体上水热合成NaA分子筛膜,采用XRD和SEM等方法对合成的膜进行表征。用NaA分子筛膜对水含量为0.252%(w)的一氯甲烷进行蒸气渗透分离,考察合成液配方、进料压力和进料温度等条件对NaA分子筛膜蒸气渗透分离性能的影响。实验结果表明,经3次水热合成得到致密、连续的NaA分子筛膜,在合成液摩尔组成为1Al2O3∶2SiO2∶2Na2O∶120H2O时制备的膜厚度为7～8μm;室温下NaA分子筛膜的分离因数可达75000;在进料压力为0.05～0.20 MPa时,NaA分子筛膜对水的通量为0.147 kg/(m2.h)。     

含聚油泥分离实验研究

聚合物驱采出液具有黏度大、携泥量高的问题。通过分离药剂的筛选研究,可改善油、泥/水分离工艺流程的分离效率,降低含聚采出液处理难度。对含聚油泥进行油、泥/水分离技术实验研究,通过对含聚油泥的物性组分分析,筛选并复配适合的油泥分离剂,获得了适用于含聚油泥的高效油泥分离药剂SY1。在实验室条件下,对优选出的油泥分离剂进行工艺参数优化研究,明确了样品油泥所对应的油泥分离剂最佳药剂用量、反应温度、反应时间、搅拌速度等工艺参数。     

低频谐振波下复配洗油剂对油砂洗油率的影响因素分析

将化学洗油剂和低频谐振波用于提高油田油砂洗油率.通过复配洗油剂洗油效果实验,优选出适合该油田的最佳复配洗油剂为15～20 g/L NaOH+20～25 g/LNa2CO3+9～12 g/L XY.在此基础上,结合低频谐振波的振动原理,考察了谐振波参数对洗油效果的影响.结果表明,低频谐振波频率25～40 Hz,加速度大于0.6m/s2,作用时间12 min时,洗油率最高可达97.26%.与单独使用复配化学洗油剂相比,低频谐振波下的复配化学洗油剂的洗油效果和洗油速度均有所提高,表明低频谐振波清洗技术可用于油砂洗油.     

木质素磺酸盐在三次采油中的应用

本文系统地论述了木质素磺酸盐的性质、对其在三次采油中的应用原理和效果作了讨论。文章指出,在含有2~5%木质素磺酸盐处理液中,硅酸盐含量不小于0.4%(SiO2/Na2O=2.06~3.33)时,其胶凝时间可达800小时,故可作为热力采油中的深度调剖剂:在现场表面活性剂驱试验中,加入改性的木质素磺酸盐后,表面活性剂在每克碳酸钙表面的吸附量由21.6毫克下降为1.0毫克,采收率由64.5%上升为84.1%,故可用作化学驱油中的吸附牺牲剂;将其与石油磺酸盐复配,能产生良好的协同效应。由于木质素磺酸盐具有原料来源广、使用方便、价格便宜等特点,因此在技术与经济上是可行的。     

水-剂-空气法处理油田油泥技术的研究

 采用水-剂-空气法对胜利油田油泥进行净化处理。通过实验确定最佳实验助剂,考察浆化液中助剂浓度、空气量、液固比、浆化时间、温度、搅拌速率等对油收率的影响。结果表明,采用YN-1型助剂,在温度60 ℃、浆化液中助剂质量分数为5%、浆化液与油泥质量比（即液固比）为5:1、通入空气量0.4 m3/h、浆化时间40 min、搅拌速率250 r/min的最佳条件下对油泥进行多次平行处理,处理1次后的油收率基本稳定在92.45%左右。对油泥浆化处理2次,然后用适量60 ℃的水洗涤处理后的泥,并气浮10 min,如此重复2次后泥中的残油量能够达到国家规定的排放标准。     

水-剂-空气法处理油田油泥技术的研究

采用水-剂-空气法对胜利油田油泥进行净化处理。通过实验确定最佳实验助剂，考察浆化液中助剂浓度、空气量、液固比、浆化时间、温度、搅拌速率等对油收率的影响。结果表明，采用YN-1型助剂，在温度60 ℃、浆化液中助剂质量分数为5%、浆化液与油泥质量比（即液固比）为5:1、通入空气量0.4 m3/h、浆化时间40 min、搅拌速率250 r/min的最佳条件下对油泥进行多次平行处理，处理1次后的油收率基本稳定在92.45%左右。对油泥浆化处理2次，然后用适量60 ℃的水洗涤处理后的泥，并气浮10 min，如此重复2次后泥中的残油量能够达到国家规定的排放标准。     

王588块泥浆污染深穿透酸液研究与评价

王588块钻井泥浆污染主要是固相入侵和滤液与地层水的不配伍性。通过实验,优选出了具有高效深穿透能力以及固相溶解量大的表面活性剂DS-101酸液复配体系。实验表明,该体系耐温性强,对油泥具有极强的分散和溶解作用,对泥浆污染有明显的解堵效果,岩心渗透率恢复率可达127%。     

甲烷氧化偶联Na_2WO_4-Mn/SiO_2催化剂用于乙烷脱氢

研究了高效甲烷氧化偶联制乙烯Na2WO4-Mn/SiO2催化剂对C2H6热裂解脱氢及C2H6与CO2、O2氧化脱氢反应的催化性能。实验结果表明,Na2WO4-Mn/SiO2催化剂在800℃以上可有效促进C2H6的高温热裂解脱氢反应,同时在CO2存在时C2H6与CO2发生明显的氧化脱氢反应;O2存在时,C2H6与O2发生氧化脱氢反应,在660℃时,C2H6转化率可达63.3%,乙烯选择性可达68.2%。考察了反应条件对C2H6与O2氧化脱氢反应的影响,实验结果表明,C2H6与O2的体积比大时,可有效提高目的产物乙烯的选择性,提高空速可抑制CO2的生成,稀释气(水蒸气)的引入仅能部分抑制CO2的生成,对CO选择性和C2H6转化率的影响不大。     

生物热洗+微生物降解技术处理含油污泥的室内实验研究雷江辉

为解决一直困扰油田的含油污泥处理难题,进行了“生物热洗+微生物降解”工艺处理含油污泥的创新性实验。对非离子型生物表面活性剂S1、阴离子表面活性剂R2和无机清洗助剂N2,通过正交实验确定了最优药剂配比(质量比)为S1∶R2∶N2=0.08∶0.03∶0.15;对生物热洗的工艺条件进行探索,确定最佳工艺条件清洗温度为60℃,液固比为5,清洗时间为50min。对经过生物热洗后残留的石油,进行了3种条件下的微生物堆肥降解实验。实验结果表明:3#实验(含油污泥+锯末+营养物质+菌剂+复合生物表面活性剂A1)降解率达到85.5%,相比1#实验(含油污泥+锯末+营养物质)和2#实验(含油污泥+锯末+营养物质+菌剂)降解率分别提高了71.0%和23.7%。最终经过“生物热洗+微生物降解”工艺处理后的含油污泥含油率降至0.8%,并且可以较好地回收油泥中的石油。本实验研究为下一步的现场应用提供了依据。     

顺式环氧琥珀酸氢钠的合成

以Na2WO4.2H2O为催化剂,在体积分数为75%的乙醇中用H2O2氧化马来酸,进行了顺式环氧琥珀酸氢钠合成的实验。采用单因素和正交实验的方法考察了反应时间、反应温度、催化剂用量和反应液pH等因素对顺式环氧琥珀酸氢钠收率的影响。实验结果表明,各因素对产物收率影响的显著性顺序:反应时间>反应温度>反应液pH>催化剂用量。最佳的合成条件:马来酸11.610g,H2O2(体积分数30%)15mL,催化剂用量0.495g,反应温度65℃,反应时间3h,反应液pH为3.5。在此条件下,顺式环氧琥珀酸氢钠的收率最高可达97.8%。     

基于生物酶复配剂的含油污泥处理室内实验

针对延长油田含油污泥的特点,采用生物酶复配乳化剂对含油污泥中的原油进行回收处理,并研究了固水比、药剂用量、处理温度、搅拌时间和循环利用次数对含油污泥中原油回收率的影响,确定了最佳处理条件。当含油污泥固水比为1∶3、药剂用量为5 g/kg、处理温度为40℃和搅拌混合时间为20 min时,原油的回收率可达99%以上,且处理后污泥中的含油量低于20 g/kg,可用于铺设油田井场和通井路,对油田含油污泥的资源化利用具有重要意义。     

W/O型微乳酸前置冲洗液的制备及其性能研究

页岩气水平井钻井过程中,因使用油基钻井液而产生的油基泥饼往往难以被冲洗,进而造成固井时顶替效率低、固井二界面胶结强度差。为解决上述难题,基于前人的研究成果,提出了以土酸、长链季铵盐C-223、聚氧乙烯醚Z-15等为主要原料配制出W/O型柴油—土酸微乳固井前置冲洗液的设计及配方,并通过室内实验对其冲洗性能开展评价及微观机理分析。研究结果表明:(1)以C-223∶Z-15=3∶2的复配比作为主表面活性剂、正丁醇∶正辛醇=1∶2的比例作为助表面活性剂、柴油∶土酸=5∶4的比例配置的微乳酸稳定性良好,与油基钻井液相容性好,冲洗效率可达96.86%;(2)微乳酸冲洗后的界面接触角发生明显改变,套管壁的水相润湿性大幅度提高,套管无明显腐蚀现象;(3)微乳酸在形成过程中,随酸液浓度的不断增加,体系呈现由澄清向混浊的相态变化,增溶酸量多且预留油空间大;(4)微乳酸中布朗运动的微粒平均粒径在21.2 nm左右;(5)土酸、柴油的单相横向弛豫时间均为单一的时间峰,且土酸的弛豫时间分布在柴油的弛豫时间分布范围之内,有利于二者溶合成稳定的微乳酸。结论认为,该冲洗液体系能有效提高第一、第二界面的润湿性,将亲油性界面转变为亲水性界面,有利于提高固井顶替效率和固井质量。     

HAPAM/NP-10复配溶液在高温高盐下的溶液性质及复配结构

在总矿化度180 000 mg/L、温度85℃条件下,考察了自制疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM)/非离子表面活性剂(NP-10)复配溶液的黏度与拉伸流变行为,并研究了NP-10对HAPAM溶液流变性能的影响及复配结构的变化。实验结果表明,NP-10的加入对溶液黏度几乎没有影响,但对溶液弹性影响很大,将疏水单体(AMCn)质量分数1%的HAPAM配制成为质量浓度1 000 mg/L的溶液,并逐步提高NP-10的浓度,在ρ(NP-10)≤1 000 mg/L时,溶液表现出假塑性流体的特性;ρ(NP-10)=500 mg/L时,弹性最大;ρ(NP-10)≥1 500 mg/L时,溶液的假塑性逐渐消失,流变性能更趋近于牛顿流体;NP-10与HAPAM复配溶液的结构变化主要与溶液中AMCn及NP-10的含量有关,当AMCn与NP-10的质量比在1∶50及1∶150附近时,HAPAM与NP-10的复配结构发生明显转变。