高效粘泥剥离剂QS-17的中试评价研究

介绍粘泥剥离剂的评价方法以及高效粘泥剥离剂QS-17在中试装置试验的情况和结果。QS-17是一种高效、低毒的粘泥剥离剂,具有使用方便、安全的特点,水处理费用较低,QS-17的推广应用有较好的社会和经济效益。     

考虑泥页岩黏弹性的钻井液密度计算方法

泥页岩地层受到外来流体侵入后,岩石具有明显的流变效应,易造成井壁坍塌。为了研究泥页岩井壁受入井流体影响产生的黏弹性力学行为对井壁稳定性的影响,建立了黏弹蠕变本构模型来反映井壁流变失稳破坏的力学机理与演化规律。根据井壁围岩受力推导出平衡方程、几何方程,结合物理方程和边界条件,得到考虑泥页岩黏弹性特性的钻井液密度方程。结合现场钻井数据给出不同时间、不同收缩速率下泥页岩的钻井液密度图版。结果表明:泥页岩地层钻进时,井眼的收缩速率越小,则所需的钻井液密度越大;井越深,钻井时间越长,所需钻井液密度越大。     

循环冷却水系统操作条件对其中生物黏泥成分及性能的影响

将达标排放的炼油废水经深度处理后回用于循环冷却水系统,是石油、石化行业节水减污的一个行之有效的办法,但生物黏泥控制问题则是实际应用的瓶颈及难点。为此,笔者采用循环冷却水系统的动态模拟装置,考察了流速、温度等因素对生物黏泥成分及性能的影响。结果表明,流速在1.0 m/s时或温度在30℃时,微生物胞外聚合物产生量大,机械强度最强,但生物黏泥湿重最低;微生物胞外聚合物产生量大,机械强度最强,但生物黏泥湿重最低。综合考虑生物粘泥成分及性能指标,流速1.0 m/s和温度30℃是循环冷却水系统中控制生物黏泥生长的最佳操作条件。     

循环水系统黏泥细菌群落结构多样性的PCR-DGGE分析

 以炼油厂循环冷却水作为接种水,考察了水质条件对生物黏泥中活细菌数量的影响,并利用聚合酶链式反应-变性梯度凝胶电泳（PCR-DGGE）技术分析了不同黏泥中的优势菌种组成、多样性及相似性。结果表明,在中营养水平下（COD=50 mg/L）形成的黏泥中含菌量最多,贫营养下的（COD=25 mg/L）最少,但是贫营养下的黏泥中细菌群落多样性最为丰富。3组样品之间,富营养（COD=100 mg/L）与另外2种营养下黏泥中细菌群落结构相似性差别较大。所选19个主要条带与其对应的 GenBank 中最相近的菌种 DNA 序列相似度均在97%以上,反映出鉴定结果的准确性。通过16S rDNA 序列系统进化树分析发现,有多组菌种在系统发育上具有相近的亲缘关系,但其在不同黏泥中的优势地位由于受到营养水平和生物黏泥空间结构的影响而各不相同。     

降黏驱用降黏剂性能评价方法的研究

对稠油降黏驱用降黏剂的性能指标如界面性、乳化性、洗油性、热稳定性等进行评价,建立适用于降黏驱的降黏剂性能评价方法.     

泄漏柴油对杀菌剂生物黏泥控制效果的影响

在油品泄漏情况下,循环水水质发生变化,常规的杀菌剂投加模式将不能满足循环水系统生物黏泥控制要求。利用现场循环冷却水中的微生物,在挂片上培养出稳定附着期的生物黏泥后,以柴油为泄漏介质,考察了不同质量浓度泄漏柴油对氧化型杀菌剂ClO₂和非氧化型杀菌剂1427生物黏泥控制效果的影响。结果表明,随着柴油添加质量浓度从100 mg/L增大到900 mg/L,无论是在ClO₂还是在1427作用下,溶液COD均呈现上升趋势,生物黏泥脂磷浓度和细菌数量呈现先快速下降后平稳趋势,杀菌率呈现先快速上升后平稳趋势。相对于1427来说,柴油质量浓度的变化对ClO₂的杀菌作用影响更大。     

介质泄漏对循环冷却水水质及生物黏泥特性的影响

向循环水中加入不同浓度的柴油来培养生物黏泥,以模拟炼油企业中的介质泄漏现象,考察介质泄漏影响下的循环冷却水的水质以及生物黏泥的特性,并利用扫描电镜（SEM）对生物黏泥的微观结构进行观察。结果表明,随着柴油投加量的增加,循环冷却水的总硬度和总磷含量变化较小,浊度、COD浓度、总铁含量逐渐升高,锌离子含量逐渐降低;生物黏泥的生物量、EPS和脂磷含量随着柴油投加量的增加先升高后降低。结合SEM结果可以得出,柴油投加量较低时,柴油对生物黏泥的生成起促进作用,柴油投加量较高时,柴油对生物黏泥的生成起抑制作用,这为炼油企业选取杀菌剂提供了理论依据。     

油品泄漏对循环冷却水系统生物黏泥生长特性的影响

油品泄漏导致循环冷却水中含有大量石油烃类物质,从而影响石油炼制与化工企业生产装置的正常运行。为研究油品泄漏对循环冷却水系统的影响,以柴油作为单一泄漏油品,考察了柴油添加量及添加方式的变化对循环冷却水系统生物黏泥生长特性的影响。结果表明,低浓度的柴油对生物黏泥化学组成影响较大,柴油添加浓度增加使生物黏泥易于剥落。随着柴油添加量的增加,生物黏泥湿重有上升的趋势,脂磷质量浓度则呈现先上升后降低的趋势。泄漏方式的变化对生物黏泥生长特性影响不明显。     

油溶性降黏剂的制备及性能评价

为解决渤海A27-2平台稠油长距离管输时黏度高、流动性差的问题,以甲基丙烯酸十八酯(A)、苯乙烯(S)、2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸(Xm)为原料制得三元共聚物降黏剂。通过测定降黏剂对稠油的降黏率研究了各因素对聚合反应的影响,确定了最佳反应条件,并用红外光谱仪表征了反应产物的结构。结果表明,最佳聚合反应条件为:单体A、S、Xm的摩尔比为9∶5∶1.5,反应时间4 h,反应温度80℃,引发剂过氧化苯甲酰与混合溶剂的加量分别为单体总质量的2.0%和320%,混合溶剂中甲苯与Ys的质量比为8∶3。该油溶性降黏剂对稠油的降黏效果较好,加量为稠油质量1‰时的降黏率为59.25%。降黏剂与表面活性剂OP-10复配后得到复合型油溶性降黏剂,其加量为稠油质量10%时的降黏率为82.18%,可在较低温度下实现稠油管输。     

菌株BIT-BP004产胞外多糖影响因素及发酵液理化特性的研究

从辽河油田油水样品中分离得到一株高产胞外多糖的菌株BIT-BP004。通过对其培养条件的考察和优化,得到最适宜的培养条件为:蔗糖7.5 g/L,NaNO30.5 g/L,K2HPO41.5 g/L,KH2PO43 g/L,MgSO40.1 g/L,CaCl20.01 g/L,初始pH为6,接菌量1%。培养24 h后的胞外多糖产量为4.11 g/L。同时,通过正交实验考察了温度、矿化度和pH值对BIT-BP004发酵液理化性能的影响。结果表明,不同实验条件对发酵液黏度影响较大,影响能力大小依次为温度>矿化度>pH,其中温度是影响发酵液黏度的决定性因素。     

高效混合清蜡剂的研制和性能评价

针对我国油井结蜡严重的现象,以苯、互溶剂A、互溶剂B和协同剂为原料,制备了一种高效混合清蜡剂。确定了混合清蜡剂的最佳配方:苯加量(体积分数,下同)45%,协同剂加量45%,互溶剂A加量5%,互溶剂B加量5%。实验结果表明,协同剂与苯具有较好的协同性,互溶剂与清蜡剂间、互溶剂A与互溶剂B间均具有良好的协同性。在最佳配方条件下,清蜡速率达0.082g/(mL·min)。     

清除聚合物堵塞的解堵剂DOC-8的研制

聚合物解堵剂DOC-8已用于孤岛渤19注聚试验区注交联聚合物（弱凝胶）引起的地层堵塞。该剂为粒状，由强氧化剂过氧化钙（Ⅰ）和辅剂亚氨酸钠（Ⅱ），柠檬酸（Ⅲ）组成，其中Ⅰ与Ⅱ质量比为92：8，用清水或油田污水配咸水溶液使用，最佳组成为1％Ⅰ＋3％Ⅲ＋Ⅱ，此即1％DOC-8解堵液。1％DOC-8解堵液与HPAM／C2^3＋凝胶在〉55℃以上反应〉5小时，凝胶中的HPAM完全降解，生成低黏度水溶液，借用标准规定的黏度法测反应液中HPAM分子量，求得降解率接近完全。DOC-8水溶液pH为7～9，腐蚀速率随浓度升高而降低，1％溶液为0．8564g／m^2。ha在含油的85％石英＋15％黏土填砂管流动实验中，注入HPAM／C2^3＋溶液并成胶后造成约41％的渗透率伤害，用1％DOC-8解堵液处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率63％；在填砂管前置入注聚水井凝胶堵塞物使渗透率下降57％，分五轮次用DOC-8＋JCN-006（低伤害酸液）处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率达95％。图4表6参2。     

硫酸盐垢清垢剂CNQG的复配及性能评价

结垢对于油气田开采、注水及排水工艺的实施危害极大。通过正交试验得到硫酸盐垢用清垢剂CNQG的最佳复配比为：乙二胺四乙酸（EDTA）、C酸、N酸质量比为1∶0.5∶1;清垢最优条件为：清垢温度50℃,清垢时间4 h,清垢剂浓度50 mg/L。还考察了温度、清垢剂浓度对CNQG清垢效果的影响,并与现场用清垢剂进行了清垢效果对比。结果表明,清垢温度为50℃、清垢剂浓度为40 mg/L时效果最好;CNQG清垢剂整体性能稍优于现场使用的其他3种工业品清垢剂。     

水包油乳液型复合泥饼清除剂的室内研究

针对裂缝性致密砂岩储层存在的高密度油基钻井液固相颗粒侵入以及泥饼难以清除等问题,开发出一种高效率、抗高温、低成本的水包油型复合泥饼清除剂。复合泥饼清除剂由混合酸、抗高温渗透剂、清洗剂、乳化剂等组成。通过对复合泥饼清除剂——水包油型乳液体系以及新型泥饼清除剂——纳米乳液体系的对比研究分析表明,在洗油方面以及溶蚀泥饼结构方面,复合泥饼清除剂效果优于纳米乳液。该复合泥饼清除剂的稳定性能强,抗温可达120℃;在静态条件下泥饼清除率可以达到90%以上,在动态条件下清除后岩心渗透率恢复值可以达到89%,最佳作业时间为8 h。在目前求降本增效的形势下,该复合泥饼清除剂剂配方简单,性能优良,解堵时间较短,能够有效改善和提高岩心渗透率恢复值。      

HYQ-965-Ⅲ解堵剂的研制及现场应用

针对涠洲11-4油田W11-4D-A1井返吐油基泥浆堵塞油管问题,以渗透剂、乳化剂、分散剂、互溶剂为原料,制备了HYQ-965-Ⅲ解堵剂.考察了不同配方解堵剂中原料间的配伍性和溶垢效果,研究了最佳配方:渗透剂Ⅰ20%、乳化剂Ⅰ10%、分散剂10%、互溶剂10%、海水50%.将该解堵剂在W11-4D-A1井进行应用,从现场使用情况看,HYQ-965-Ⅲ对油基泥浆、原油具有很好的分散能力,成功解除了油管堵塞,达到预期设计要求.     

带压摘卡装置的研制与应用

为了减少原油生产损失,缩短输油管线盗油卡子摘除时间,降低干部职工劳动强度,有必要弄清在摘除盗油卡子过程中存在的问题,识别影响摘卡耗时长的原因。在摘除管线盗油卡子前,存在停井或者停外输泵和放空泄压等准备过程。由于输油管线纵横交错数千米,停井和放空泄压耗时长、工作量大,严重影响采油生产。为此研制了管线带压摘卡专用工具,以解决摘除盗油卡子影响原油生产的问题。专用工具利用了螺旋副原理,用变回转运动实现直线运动,同时传递能量或力。现场应用结果表明,该装置能够实现带压摘卡并且耗时短。其显著特点是：摘除盗油卡子时不需要停井或者停外输,原油生产损失大大减少,劳动强度大大下降。     

CJS水伤害解堵剂的室内评价及应用

针对纯梁油田低渗透油气藏在钻井、完井、固井、修井和开采等过程中水锁引起的地层损害问题，研制出了CJS系列水伤害解堵剂，并利用岩心流动实验装置、JK99B界面张力测定仪等仪器对其进行了综合性能评价。评价结果表明，当水伤害解堵剂的注入浓度为5％，注入压力为3MPa，注入液量为50PV，反应时间为24h时，可使渗透率的恢复值超过75％，从而有效地降低了工作液滤液的表面张力，解除了乳化堵塞和孔隙喉道的“水锁”，防止了水敏性粘土矿物膨胀对地层渗透率的伤害。现场已推广应用该解堵剂12井次，有效率为100％，累计增油9164t，平均单井增油763．7t，取得了显著的增产效果。     

清防蜡剂的作用机理及影响因素

概括了油井蜡沉积的原因和危害,分析了油基、水基、乳液型清防蜡剂及固体防蜡剂的特性,并综述了清防蜡剂的作用机理及影响因素,提出了清防蜡剂的未来发展方向.     

海上注聚井高效解堵体系性能研究与应用

对解堵体系JD性能进行了评价,结果表明,JD解堵体系对聚合物溶液的降解率大于98．5％,且温度升高,降解时间缩短;现场垢样总溶蚀率大于79％;注聚岩心流动试验解堵率为157％;JD体系对金属腐蚀速率很低,适合现场应用。JD解堵体系在SZ36—1-J03注聚井现场酸化解堵应用结果表明,目标层注入量大幅提高,达到了注聚井解堵的目的。     

高温缓速酸解堵技术研究与应用

为解决中原油田文东文南高温低渗油层解堵存在的技术难题,研制了高温缓速、深部穿透的解堵剂配方.用缓速酸主剂、高温酸化缓蚀剂,以及油水互溶剂、粘土防膨剂、铁离子稳定剂等酸液添加剂进行复配,优化筛选,得到综合性能优良的高温缓速解堵剂配方.文中对解堵剂配方性能进行了全面评价.该解堵剂比常规土酸缓速率提高94%,可应用于150 ℃的地层,现场应用增油增注效果显著.