水包油型聚合物驱采出液破乳剂的研究及其应用

针对水包油型聚合物驱采出液破乳难度大、油水分离困难等问题,研究出了新型破乳剂,并进行了现场试验。结果表明:在游离水脱除器进液中投加11mg/L新研制的破乳剂,经原油脱水工艺处理后,脱水原油含水率均小于0.30%,分离采出水中油的质量浓度不超过500mg/L,达到了脱水后油中含水及水中含油指标的要求。1座处理规模为3×104m3/d的联合站使用新型破乳剂,每年可节省破乳剂费用23万元。     

大庆油田高含水后期采出液的热化学脱水实验

研究了大庆油田高含水后期原油乳状液的油水分离特性，研制了一种适宜的原油热化学脱水破乳剂DRHP－1，并以大庆油田第二采油厂南二九中转站291计量间的油井采出液为介质，采用一种小型热化学脱水实验装置开展了热化学脱水现场实验，实验表明：用该剂处理大庆油田高含水原油采出液，在脱水温度为45℃、油相平均停留时间在0.6-1.0h，破乳剂DRHP－1加药量为30mg/L的条件下，可以达到净化油含水率低于0.5%，污水中油的质量浓度低于1000mg/L的指标。     

某油田联合站采出液 油水处理药剂优选及效果评价

陆上某油田联合站采出液中含水率较高,且其原油黏度、胶质和沥青质的含量均较高,形成的乳状液稳定性较强,造成油水分离困难,现用的原油破乳剂已无法满足该联合站采出液油水分离的需要.因此,通过大量室内实验,优选出了性能相对较好的3种非离子型破乳剂P-3、P-8和P-9,并继续通过两两复配实验,筛选出性能最佳的复配破乳剂FP-2,其组成为P-3∶P-8=1∶1,当其加量为120 mg·L-1时,对目标油田联合站采出液的脱水率可以达到95％以上,具有良好的脱水效果.该复配破乳剂FP-2在实验温度为50℃、实验时间为2 h时即可达到良好的脱水效果,具有快速破乳的特点,且在相同的实验条件下,其脱水效果明显优于现场用破乳剂XC-201,可以替代现场用破乳剂应用于目标油田联合站采出液的油水分离中.     

微乳液型反相破乳剂的研制及应用

研制了对反相原油乳状液兼有良好清水和快速脱水作用的微乳液型破乳剂,并将其应用于大庆油田喇Ⅱ-1联合站的原油脱水和采出水处理中。在喇Ⅱ-1联合站原有的一段游离水脱除加二段电脱水原油脱水工艺和一级沉降加一级纤维球过滤采出水处理工艺不变的情况下,在采出液中投加15mg/L研制的反相原油乳状液破乳剂后,游离水脱除器放水的平均含油量由投加微乳液型破乳剂前的2004·5mg/L降低到442·8mg/L,处理后采出水的平均含油量由投加微乳液型破乳剂前的31·2mg/L降低到4·1mg/L,药剂费用为0·14元/m3。     

渤海油田聚合物驱采出液的破乳研究

采用室内模拟的聚合物驱采出液,研究了聚合物含量对渤海油田聚驱采出液破乳效果的影响,通过油水界面动态界面张力的测定,对破乳机理进行了探讨。结果表明,油溶性高分支破乳剂ICO-89针对模拟聚驱采出液具有较好的破乳效果,对于ρ(聚)=50 mg/L的模拟采出液,破乳2 h脱水率达到85%,随着聚合物含量的增加,脱水率呈下降趋势,当ρ(聚)=300 mg/L时,破乳2 h脱水率降至81%。破乳剂的分子结构与油水界面吸附能力的强弱是影响破乳脱水的两个重要因素。     

联合站原油脱水效果的影响因素及对策研究

辽河油田原油性质属稠油,富含沥青质和胶质,具有原油流动性差、脱水难度大、脱水效率低的特点。为提高原油采收率,增产增效,开展驱油剂、蒸汽吞吐剂、高温调剖剂的应用,导致采出液成分复杂,加剧了原油乳化。为解决联合站在运行过程中出现的脱水困难的问题,采用现场调研与室内热化学脱水实验相结合的方法,分析了多个因素(包括来液含水率、脱水温度、原油溶液p H值、破乳剂加药浓度、采出液成分等)对各区来液混合物油水分离的影响。研究表明:适当提高脱水温度(冬季开加热炉时保持一次沉降罐60~70℃、二次沉降罐85~90℃)、降低p H值至6~7.5、延长罐内沉降时间、控制破乳剂加药浓度在600×10~(-6)至750×10~(-6)内等都是提高联合站原油脱水效果的有效措施。     

高效广谱微生物复合破乳剂的制备及其应用

为解决破乳剂的选择性强、破乳效率低的问题,采用化学破乳剂和微生物破乳剂复合的方法,研制出了广谱、高效、低成本的破乳剂,并用大庆三次采油采出液、塔河原油、南阳原油、蓬莱原油、俄罗斯混合原油进行了脱水、脱盐评价。结果表明:对于大庆油田采出液,微生物复合与化学破乳剂比较,脱水效率提高5%以上,脱出水含油可降低40%以上;对于易乳化的南阳原油、蓬莱原油,脱后含盐可达3 mg/L以下,脱出水含油可降低50%以上。工业应用表明:对于俄罗斯混合原油脱后含盐可达2 mg/L以下,脱出水含油可降低70%以上,脱后排水含油小于15 mg/L。所研制的微生物复合破乳剂适应性强,成本可降低20%~50%。     

三元复合驱原油脱水系统油水分离效果急剧恶化后的应急化学剂处理措施

针对大庆油田北三东区块石油磺酸盐表面活性剂弱碱体系三元复合驱采出液处理设施进液的性质受油井酸洗和酸化作业影响发生突变,油水分离难度大幅度上升,造成大量原油随分离采出水进入采出水处理设施,外输脱水油量大幅度下降的问题,通过对突变后采出液处理设施进液性质的研究,确定造成其油水分离特性严重恶化的主要原因为其中含有大量硫化亚铁和碱土金属碳酸盐等具有油水界面活性的纳米尺度固体颗粒,这些微粒吸附在油水界面上形成空间屏障阻碍油珠之间的聚并。通过联合投加可溶解硫化亚铁和碱土金属碳酸盐微粒的硫化物去除型水质稳定剂WS1005B、可抑制碱土金属碳酸盐微粒析出的水质稳定剂WS1003、对O/W型采出液兼有清水和破乳脱水双重作用的油水分离剂SP1013和可抑制电脱水器内油水过渡层的脱水型破乳剂SP1009,改善了三元复合驱采出液处理设施进液的油水分离特性,实现了石油磺酸盐表面活性剂弱碱体系三元复合驱采出液的有效油水分离,三相分离器和游离水脱除器放水含油量低于800mg/L,电脱水器出油水含量低于0.5%,分离采出水含油量低于350mg/L。     

轻质原油采出液低温破乳剂优选及作用机理

低渗透油田原油属轻质原油，针对低渗透油田采出轻质原油乳状液破乳难度大，低温（<60℃）条件下常规破乳剂破乳效果不佳的问题，根据某油田现场采出液制备模拟乳状液，并分别采用瓶试法、稳定性分析仪研究不同类型破乳剂的破乳效果以及乳状液的微观动力学变化特性，优选出较佳低温破乳剂配方；应用界面流变仪等探讨油水界面黏弹性、油水界面张力、破乳剂在油水界面的动态吸附规律，揭示低温破乳剂的作用机理；最后，分析模拟现场采出乳状液破乳状态，从乳状液脱水率、挂壁程度及破乳剂质量浓度等多个角度综合评价了不同类型破乳剂的低温破乳效果。为低渗透油田采出液低温破乳工艺技术的研发提供了理论及现场应用基础。     

聚合物驱采出液和含油污水油水分离化学剂的研制

针对大庆油田部分聚合物驱区块含油污水油水分离难度大的问题，从阴离子型和非离子型药剂的思路出发，研发了对聚合物驱采出液有良好破乳作用且对聚合物驱含油污水有浮选除油功能的油水分离化学剂，提出了将油水分离化学剂的加药点设在聚物驱采出液破乳之前，加药量20mg/L，采用热化学沉降－浮选处理工艺，使采出液中油的质量浓度从1500mg/L降到30mg/L以下。     

斜管除油罐的结构设计与计算

针对委内瑞拉某油田项目中,稠油污水油含量大、乳化程度高等特点。选用调储-除油-气浮-过滤-注水的技术路线处理含油污水,其中采用立式斜管除油罐作为油水分离的主要处理设备。处理后污水中油的质量浓度不超过100 mg/L,达到溶气气浮进水水质要求。根据SY/T 0083—2008《除油罐设计规范》和GB 50284—2015《油田采出水处理设计规范》,简要总结了立式斜管除油罐的设计计算过程。     

超声波技术在陕北混合原油脱盐装置上的应用

超声波破乳技术具有能耗低、效果好、无污染等特点,是一种新兴的原油破乳技术。针对陕北混合原油,采用超声波技术在陕西延长石油集团延安炼油厂、永坪炼油厂和榆林炼油厂的5套原油脱盐工艺进行了应用试验,应用结果表明:采用超声波技术后,可完全停止使用破乳剂,平均脱后原油含盐量由3—5 mg/L降低至3 mg/L以下;总排水含油量平均由242.5 mg/L降至76.6 mg/L,能够减少高含水污油的生成量;同时操作过程稳定,各级电脱盐罐电流明显降低,经济效益显著。该技术具有较好的推广应用前景。     

BHD海上稠油注聚破乳剂的研制与应用

针对影响JZ93油田原油脱水的三个因素：聚驱返出、流程初始温度低、段塞流,研制了以酚胺树脂A为起始剂、以MDI交联改性的破乳剂BHD,并成功应用于现场。结果表明,破乳剂BHD使现场的加注浓度由220mg／L下降到170mg／L,且各级原油处理器含水均有所降低,解决了现场的原油脱水问题,减轻了以上三种因素对JZ9—3原油脱水的影响。     

EG聚醚与助剂复配破乳剂的破乳性能

为解决陕北原油采出液现用破乳剂用量大、脱水率低、污水含油和悬浮物多、中间层厚的问题,用聚醚EG与多种助剂复配,对陕北子长和河庄坪原油进行脱水试验,并测定净化油的含盐量、含水量及污水含油量。实验结果表明:对子长原油,破乳剂总用量200 mg·L~(-1),脱水温度65℃,脱水时间6 h时,EG与R18CJL复配脱水率最高,达到98.3%,净化油含盐量0.280 7 mg·L~(-1),净化油含水量0.00 mg·L~(-1),污水含油量339.3 mg·L~(-1);对河庄坪原油,EG单剂用量为100 mg·L~(-1),脱水温度55℃,脱水时间6 h时,脱水率达98.7%,净化油含盐量0.267 4 mg·L~(-1),净化油含水量0.00 mg·L~(-1),污水含油量28.0 mg·L~(-1)。且两种原油脱水后均悬浮物少,界面齐。     

聚表剂驱采出水水质特性及处理技术研究

以聚表剂驱采出水为研究对象,开展了水质特性分析及现场水处理试验研究。研究结果表明:采出水中聚表剂质量浓度在312~656 mg/L之间,粘度在1.2~2.4 m Pa·s之间,Zeta电位在-27.0~-22.0 m V之间,粒径小于或等于10.0μm的油珠占35%以上;其油水分离难于聚驱采出水,静置沉降16 h后,水中油的质量浓度降至100 mg/L以下。传统的连续流两级沉降除油工艺累计运行24 h,出水中油的平均质量浓度为107.9 mg/L;序批流沉降除油工艺能够实现累计运行22 h内出水油的质量浓度在96 mg/L以下,处理效果优于传统的连续流两级沉降工艺。     

油田高含聚采出水水质特性及其处理技术研究

与常规聚驱采出水相比,高含聚采出水中聚合物浓度较高,粘度较大,Zeta电位电负值较高,小油珠所占比例较大,乳化程度较高,使得高含聚采出水油水分离难度远远高于常规聚驱采出水。高含聚采出水经过24h静沉,水中残余含油量能达到过滤单元进水要求;高含聚采出水中悬浮固体随着沉降时间的延长呈现忽高忽低的交替变化,仅仅通过单一沉降方式,其去除率不高;通过引入气浮的方式,能大大缩短油水分离时间,有效提高高含聚采出水油水分离效率;离心分离技术能在很短的时间内实现油、水、固三相的有效分离,并达到聚驱高渗透回注水指标要求。     

油水分离剂在低驱油剂含量三元复合驱采出液处理中的应用

通过室内和现场试验评价了针对聚合物驱采出液研制的油水分离剂SP1003处理大庆油田杏二中试验区低驱油剂含量(NaOH388mg/L,重烷基苯磺酸盐表面活性剂25mg/L,部分水解聚丙烯酰胺108mg/L)三元复合驱采出液的可行性。现场试验过程中在SP1003加药量为30mg/L的情况下,游离水脱除器放水和水处理设施进水含油量分别由试验前的平均40030mg/L和1547mg/L降低到858mg/L和197mg/L,降低幅度分别为97.9%和87.3%。试验过程中还发现杏二中试验站游离水脱除器前的离心脱水泵造成采出液严重二次乳化,二次乳化后的采出液在脱水泵至游离水脱除器间管道内的停留时间过短使得采出液中的油珠聚并不充分,以及采出液处理设施运行不平稳都对杏二中试验区三元复合驱采出液和采出水处理有非常严重的不良影响。