稠油油藏采出污水净化剂ZE01

辽河曙光采油厂采油污水含油量高,油水乳化严重,净化处理困难.为此研制了丙烯酰胺/丙烯酸/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵共聚物,作为净水剂,代号ZE01.在实验室条件下,按80 mg/L的量在稠油污水中加入净水剂ZE01,处理后污水的CODCr值由1095 mg/L降至120.5 mg/L,外观清澈透明,ZE01加量增加到120 mg/L时,CODCr 值进一步降到101.2 mg/L,透光率达到98%.在曙光第四联合站使用该净水剂处理采出污水,加量为40～50 mg/L,不加其他水处理剂,处理后水清澈透明,含油2.4～4.1 mg/L,含悬浮物1.2～2.3 mg/L,CODCr值85～108 mg/L.该净水剂已于2007年2月开始,在曙光第四、第五联合站投入现场应用,效果良好.     

超滤法处理油田含油污水的试验研究

油田含油污水深度处理后回收利用是稠油注汽开采工艺中解决锅炉水源短缺的最佳途径。采用超滤装置对油田含油污水进行处理试验,结果表明,HPL型板框式超滤器在压力低于0.40 MPa,运行温度40～45℃条件下,配用PSF超滤膜,可将含油污水一次连续浓缩,其含油量由55～6000 mg/L增至1％～3％,体积浓缩大于20倍,超滤平均通量15～20L/(m~2·h);渗透液中含油量降至100mg/L以下,油分截留率大于99％,对COD截留率大于90％。     

渤南油田采油污水处理方法研究

在室内实验研究的基础上提出了处理渤南油田结垢性含油污水的方法，在45－50℃下在渤南首站污水中依次加入以活性Ca(OH）2为主要成分的助凝剂CH－2和等量PAC，PAM组成的复合如凝剂JPM－1，短时间搅拌后静置沉降50－60min，上清水经砂滤后清澈透明，浊度＜0．5NTU，pH值上升至8．0－8．5，各项水质测定值（含油量，悬浮物，腐蚀速率，粒度中值，SRB和TGB菌数）均符合石油天然气行业标准的A3级指标，CH－2加量为280－400mg/Ln,JPM-1加量为150－200mg/L，随污水含油量（39－112mg/L)增加而增加，未处理污水失钙镁率为17．7％，有结垢性，处理后水及其与未处理水的2：3和3：2混合水失钙镁率＜1％，无结垢性，此方法工艺简单，可利用原有设备，经济性好。     

一种有机硫类絮凝剂DTC的合成及性能评价

讨论了由有机伯胺或仲胺和CS2合成二硫代氨基甲酸盐DTC的反应及副反应,简介了合成工艺。根据红外光谱确认了由三乙烯四胺合成的二硫代氨基甲酸盐（以下简称DTC）的结构。以含原油350 mg/L、含悬浮固体55.1 mg/L,含Fe^2＋10.0 mg/L的模拟污水为实验水样,考察了该DTC的絮凝性能,在40℃、pH=6-7、沉降时间30分钟条件下DTC的适宜加量为20 mg/L,此时污水含油量为9.0 mg/L;使用DTC的适宜pH范围在4-8,pH=6为最佳值,适宜温度范围为10-45℃,温度高于45℃时DTC可发生热分解;DTC的除油效果随污水中Fe^2＋浓度增大而改善。在含油89.1 mg/L、含悬浮固体55.1 mg/L、含Fe^2＋13.2 mg/L的油田污水中,DTC的除油率最高,远高于常用絮凝剂PFS,PAC,CPAM,HPAM和PAM。当污水中不含Fe^2＋时,DTC无絮凝除油效果。讨论了DTC在Fe^2＋参与下的絮凝过程。图5表1参8。     

油田水处理用清水絮凝剂QS-01的评价及应用

报道了絮凝剂QS-01的室内评价和现场试验结果,测定在絮凝剂最佳加量25 mg/L时的处理效果。结果表明：室内评价中,处理后污水透光度最大为99.2%,絮凝时间为40 s左右,絮体含水率最低为82.3%。加入QS-01后现场水样污水含油为58 mg/L,优于在用药剂QSXN-015的63 mg/L。2020-09-22该絮凝剂开始在某油田进行现场中试,加药浓度为25 g/m³,加药后污水缓冲罐后各级出口污水含油量明显下降,溶气浮选器出口、斜板撇油罐出口和注水缓冲罐出口各级污水含油下降明显,分别为60,13 mg/L和2 mg/L左右,现场效果良好。     

稠油热采污水高效净水剂的研制

针对孤东油田现场常用水处理剂存在的问题,通过室内优选破乳剂、除油剂及絮凝剂,利用复合协同增效机理,复配得到适合该油田稠油热采污水的高效净水剂HQG,研究了HQG的最佳适用条件。结果表明,聚乙烯多胺类反相破乳剂Thg-A2具有较好的破乳性和除油性;自制的聚硅硫酸锌絮凝剂PSZS的絮凝效果好于常用的聚合氯化铁铝与聚合硫酸铁铝。将Thg-A2与PSZS按质量比1∶4复配制得的高效净水剂HQG对稠油污水的处理效果最好。在HQG的最佳适用条件(加量300 mg/L、温度80℃、沉降时间20 min、pH值为7)下,稠油污水处理后的含油量降至19.44 mg/L,除油率达到98.3%,悬浮物含量降至10.2 mg/L,水质清澈,透光率达94.2%,净水效果良好。图7表4参18     

多支链多胺基多苯环型清水剂的合成及性能评价

针对稠油注聚油田含油污水处理困难的情况,以双酚-A、甲醛、三乙烯四胺为主要原料合成酚胺树脂,再以酚胺树脂为起始剂合成一系列多支链、多胺基、多苯环的双酚-A酚胺聚醚型清水剂。以加入清水剂3 min内污水的含油量降至20 mg/L以下为评价标准,评价了合成的系列清水剂的清水效果,从中优选清水剂F-14与F-15,并将两者按不同复配比复配,考察复配清水剂的清水效果,通过研究加入清水剂前后油水界面性质的变化,分析清水剂的作用机理,并进行了现场应用实验。结果表明：清水剂F-14与F-15按照复配比2∶1进行复配,在加剂量为40 mg/L下可使污水含油量在规定时间（3 min内）降低至18 mg/L,符合标准要求。合成清水剂具有极强的界面活性,极易吸附于油水界面,并驱替油水界面原有表面活性物质,形成新的油水界面膜;新形成的界面膜强度较弱,易破裂,导致小油滴间碰撞时易聚并为大油滴,促进油水分离,从而达到含油污水的清水效果。渤海某油田现场中试结果表明合成清水剂适用现场短流程、含聚污水水质,处理后注入水中油含量稳定在20 mg/L以下,达到现场技术要求。     

聚合物对含油污水中含油量测定的影响

聚合物的存在对含油污水中含油量测定结果会产生影响,主要原因是由于聚合物的活化作用,使得含油污水用汽油萃取时油水界面存在乳化层,乳化层中的油不能完全转移到汽油中,致使测定结果偏低.利用加温和加破乳剂技术,可以解决油水界面乳化层的问题.在温度40 ℃,SP-169破乳剂加入量100 mg/L,放置4 h以上的条件下,聚驱含油污水含油量测定相对偏差小于15%.     

陈庄集油站污水生化除油工艺参数的优化

胜利油田陈庄稠油开采区污水含油量为48 mg/L,需要对其进行预处理,使其含油量降至2 mg/L以下,以满足采油污水深度处理的要求。室内模拟生化处理流程包括气浮、生化和沉降三部分。采油污水进入气浮预生化池,主要去除颗粒较大的悬浮物和悬浮油,然后再进入一级生化池和二级生化池。在两级生化池中,水中的溶解油和其他有机物被投加的石油烃类降解菌群所降解,生化出水进入沉降池,经沉降后排放。采用生物接触氧化高效除油技术处理陈庄稠油污水,生化出水含油量小于2 mg/L,达到采油污水深度处理要求;稠油污水最佳停留时间为16 h,最佳适应温度为35~40℃,最佳气水比为10∶1~12∶1,最佳营养配比为COD∶N∶P=100∶5∶1。     

长庆油田高矿化度采出水生化处理可行性研究

长庆油田采出水含油量高,隔油除油-混凝沉降-过滤三段式处理效果差,水处理剂耗量大,处理费用高.为此筛选培养了对原油有较强降解作用的好氧菌CY21-21.在实验室生化处理流动实验装置上,在室温下用该菌处理含油81.08～507.45 mg/L的长庆7个站点采出水,平均除油率94.45%,处理后水含油小于10 mg/L;18～40℃除油效果相同.在长庆新5站现场,使用日处理量80m3的撬装式污水生化处理装置,在生化池和沉淀池停留时间均为6小时、处理温度15～30℃条件下,用该菌处理含油量变化很大(21.43～1004.8 mg/L)的采油污水,除油率在82.67%～96.31%范围(平均值88.60%),出口含油量在3.81～18.10 mg/L范围.CY21-21菌处理后的污水,矿化离子组成无变化,室内及现场挂片测试结果表明生化处理水腐蚀性大幅减小.生化处理不影响污水中有害菌SRB、TGB的生长繁殖.长庆油田高矿化度高含油采出水用CY21-21菌进行回注处理是可行的.     

累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系

鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。     

广义存水率及其应用

存水率 是描述油田注水能量利用率及评价油田注水开发效果的重要指标之一-,但传统存水率的概念具有一定.的局限性,使其不能得到广泛应用。基于存水率的物理意义,提出了广义存水率的定义,应用广义存水率可以反映具有边、底水油田的注水开发效果,并考虑到了油田弹性能量的作用。实例表明,广义阶段存水率下降的速度体现了油田的开发效果;在不同的油田含水阶段,广义累积存水率与含水率之间呈不同的线性关系。     

适用于强腐蚀性水质处理的新型水处理剂RP—98

以复合水处理剂RP-98直接处理超低硬度、碱度的强腐蚀性循环水,实验室动态模拟结果为;碳钢试管的腐蚀速率0.0381mm/a,粘附速率6.51mcm。代替国外同类药剂用于超高压聚乙烯装置循环水系统,连续运行2160小时,现场监测换热器的碳钢试管平均腐蚀速率为0.0025mm/a,平均粘附速率为6.21mcm,均达到总公司很好级标准,取得了显著的经济效益。     

底水油藏水平井水脊脊进规律

利用油气藏数值模拟软件,研究了水平井底水突破的位置。根据水平井的产量公式,推导出与垂面径向流的渗流阻力相应的生产压差。假设垂面上的生产压降满足对数分布,可得到考虑重力影响的底水脊进速度公式,并推导出油井的见水时间方程。最后,用实例验证了该方法的可靠性。研究表明,底水首先从水平井中部突破,并且随着生产时间的延长,底水脊进的速度会加快。合理增大水平井的水平段长度和避水高度,可以推迟油井的见水时间。     

计算超前注水中合理注水时间与极限注水时间的一种方法

根据同步注水、超前注水7个方案进行模拟研究,拟合出超前注水中压力保持水平与超前注水时间的关系式,结合未饱和油藏开发的物质平衡方程和经济指标,导出超前注水开发低渗透油田中合理超前注水时间和极限注水时间的计算公式。并应用这两个公式对榆林油田的合理超前注水时间和极超前注水时间进行了计算。为超前注水技术中确定注水时机提供理论依据。     

利用优化回用水源法设计多杂质体系水网络

针对多杂质体系水网络的设计,提出一种优化回用水源的经验设计方法,以获得水网络的最小新鲜水用量。该方法无需考虑水网络流股所有的匹配可能性,在设计过程中直接确定每个操作单元的用水情况。首先判断操作单元回用能力,确定操作单元的可回用水源,然后通过计算判断出各回用水源的选择顺序,当操作单元中任一杂质入口浓度达到极限要求时,停用其他回用水源并同时确定回用水的用量。依次类推,完成用水网络所有操作单元的用水设计,得到水网络的最小新鲜水用量。两个实例的新鲜水用量与文献值相比分别降低了0.94%和1.39%,同时最优的水网络总流股数有一定的减少,表明提出的设计方法是合理有效的。     

水驱气藏水侵量及水体参数计算方法研究

由于水驱气藏模型无因次水侵量精确解的特殊形式,使得有关计算无因次水侵量的几种方法各有弊端。结合数值反演法计算水侵量,建立计算水驱气藏最优化数学模型,该方法避免了以往需要不容易确定的与水体有关的参数,而这些参数恰好影响地质储量及水侵量的计算准确程度。通过优化模型求解直接获得地质储量及水侵量的大小,同时还可以确定水域大小和水侵系数。通过实例对比分析,证明此方法具有计算过程简单、快速,计算结果准确、实用的特点,不失为一种有效方法．     

累计存水率和水驱指数与含水率关系曲线的应用商榷

鉴于目前累计存水率和累计水驱指数与含水率关系曲线误用较为严重的现象,以丙型水驱特征曲线为例,推导了累计存水率和累计水驱指数与含水率的理论关系曲线,结合西部某低渗透油藏的实际开发数据,对比了在累计注采比变化较大,水驱特征曲线存在两个直线段的情况下,误用预测值与正确预测值绝对误差和相对误差随含水率的变化规律。结果表明,误用将导致水驱特征曲线与累计存水率和累计水驱指数的联解法失效。     

底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。