高驱油剂含量复合驱采出水的油水分离

研制了对大庆油田北一区断西试验区进口烷基苯磺酸盐表面活性剂强碱体系三元复合驱采出液兼有破乳和清水双重功能的油水分离剂SP1001,并提出了采用沉降-气浮选工艺解决三元复合驱采出水油水分离问题的方法。受采出水中高浓度表面活性剂和聚合物的影响,高驱油剂含量三元复合驱采出水油水分离困难。高驱油剂含量三元复合驱采出水可采用沉降-浮选工艺实现有效的油水分离。     

含油污水高效处理剂的开发和应用

针对大庆油田目前的水质特性,对水处理用的杀菌剂、絮凝剂、油水分离剂等配套化学剂进行了研究。研制出适用于含聚合物采出水处理用的BC-2001型杀菌剂、适用于三元复合驱采出液的SP-1001型油水分离剂、适合于处理含聚合物采出液的SP-1003型油水分离剂、适合于处理油田含聚合物污水的CL-6004型絮凝剂和适合于处理水驱含油污水的CL-6005型絮凝剂。对新药剂的杀菌效果、破乳效果、油水分离性能及絮凝效果进行了室内评价和现场实验,并对实验结果和经济效益进行了分析。     

稠油采出液管式预脱水工艺技术研究与应用

随着油田开发到中后期,采出液含水逐渐上升,进入联合站液量增加,造成地面工艺设施超负荷,油水处理效果差;原油脱水能耗高、运行成本高等问题。开展稠油采出液预处理技术研究,采用管式预脱水工艺技术,解决了上述问题,节能降耗效果明显。     

含聚合物采出液三相分离器的研制

针对油田开发进入高含水期含聚合物采出液分离处理难度大的问题,介绍了采用迷宫整流板结构在三相分离器内进行整流,使油气流动平稳,消除了紊流。利用微涡流原理,加速油气、油水及油砂的分离;采用不锈钢波纹板填料,对原油中的水滴和污水中的油滴进行聚结;采用斜板聚结分离填料缩短油水的迁移距离,提高分离效率。新研制的含聚合物采出液三相分离器在孤四联合站进行了不同处理量和不同药剂以及不同加药量下分离效果的现场试验。试验表明含聚合物采出液三相分离器可以满足高黏、起泡、含聚合物稠油的分离处理要求。     

大庆油田工程有限公司优势技术概览-油田化学药剂

针对大庆油田进入高含水后期采出液含水率高、油藏和地面系统中硫酸盐还原菌大量滋生，以及聚合物驱等化学驱技术的应用给原油集输和采出液处理带来的瓶颈问题，大庆油田工程有限公司研究开发了石蜡基原油分散剂、油水分离剂、聚合物驱采出水杀菌剂、污油破乳剂等具有优势的化学剂。     

高含水后期采出液原油破乳剂评价方法

1 高含水开发后期采出液的油水分离特性对大庆油田六个联合站或中转站的来液现场取样 ,进行了采出液油水分离过程及稳定性试验。试验方法是将样品装入 5 0 0ｍＬ脱水瓶中 ,置于 4 5℃恒温水浴中静止沉降。试验结果表明 ,大庆油田高含水后期采出液的油水分离特性是 :(1)油水分离速度快。样品取出后 ,很快分为两层 ,上层是油相 ,下层是水相。(2 )采出液中油相含水率大都在 10 %～ 4 0 %之间 ,随时间变化不大 ,比较稳定 ;水相含油量变化较大 ,随着沉降时间的延长 ,水相含油量大幅度降低。2 高含水后期采出液原油破乳剂评价方法加入到高含水后…     

渤海油田油水离心分离效果评价及影响因素

随着渤海油田开发的不断深入,多个油田已进入高含水期,在平台处理流程已达到饱和情况下的稳油控水已成为目前渤海油田亟待解决的问题。利用井下油水分离技术,可以将地层采出液直接在井下进行油水分离。为了更好地将这项技术应用于现场,为此开展了渤海油田油水分离特性研究工作。该文利用高速离心机对岐口17-2、埕北、锦州9-3及绥中36-1油田的高含水采出液进行了油水分离实验。研究结果表明离心时间的延长及离心机转速提升对油水分离效果没有明显的促进作用,而添加破乳剂可显著提升油水分离效果;分离水驱替实验表明,添加适量破乳剂有利于减轻注入水对地层的伤害。该文通过实验模拟总结出了一套针对渤海油田不同油品性质的高含水产出液的油水分离特性规律,对油水分离技术在渤海油田的成功应用具有指导意义。     

稠油脱水工艺技术研究与应用

油田开发到中后期,原油黏度增加,采出液含水上升,进入联合站液量增加,造成地面工艺设施超负荷,油水处理效果差,不达标;原油脱水能耗高、运行成本高等问题。开展稠油脱水工艺技术研究,采用进站原油预脱水,一段热化学脱水,二段电脱水工艺,解决了上述问题,取得了较好效果。     

不同气量高含水油井低温输送试验研究

随着我国油田的深入开发,油田的大部分油井已进入高含水期,对高含水原油采用加热或伴热的方式会使得集输能耗大幅上升,造成热能浪费。针对这一问题,在现场对不同气量的高含水油井开展了降温试验,对降温过程中的流型和压降变化进行了监测和分析,得出当温度较高时低含气量油井采出液为油水分层波浪流型,高含气量油井采出液为气液分层流型;当温度较低时,两种油井都出现了原油凝堵现象,可将第一个压降峰值定义为安全输送的温度界限,温度界限可比原油凝点低2～8℃。研究结果可为高含水原油不加热输送提供理论依据。     

渤海油田生产水处理技术进展

中国海洋油气田生产在我国油气田开采中占据重要地位,随着渤海油田平台进入生产中后期,油田在开采过程中面临采出液中第一副产物含水质量分数增大、成分愈加复杂和油水乳化加剧的问题.对渤海油田生产水处理工艺及设备进行总结,重点介绍适用于渤海稠油油田及轻质油田生产水处理工艺,并对斜板除油器、旋流除油器、气浮除油器、多介质过滤器和新...     

SCL-1油水分离剂在注聚区污水处理中的应用

注聚区采出液成份越来越复杂,常规的破乳刺和污水处理剂已不能满足现场需要.针对这个问题,开发了一种用于油田注聚区污水处理的高效油水分离剂SCL-1,由破乳剂BHY-69A和高效水处理剂668复配而成.668、BHY-69A、SCL-1和现场药剂在油田注聚区采出液油水分离效果的对比结果表明,SCL-1复合药剂的效果显著,脱水量15～20 mL,中间层0.2～0.5 mL,脱水率44.6%～59.5%,脱出水含油量15.1～21.4 mg/L,脱水效果和清水效果均较好,基本消除了中间层.现场应用效果较好.     

稠油热采井产液剖面测试技术的研究与应用

针对稠油热采井产液剖面测试难的问题,研制了一种新型稠油热采井产液剖面测试仪。该测试仪采用单芯直读曼码方式监测稠油热采井井下产液的温度、压力、流量和含水体积分数等信号,其最大特点是用液体电极电容传感器技术测量产液剖面中的含水体积分数。液体电极电容传感器技术不但能在低含水体积分数情况下保持传统电容式含水体积分数仪测量精度高的特点,而且能解决高含水体积分数情况下电容传感器无法测量含水体积分数的难题,扩宽了电容法测量含水体积分数的应用范围。室内试验结果表明,在含水体积分数为5%～97%范围内,产液剖面测试仪测量得到的含水体积分数与快关阀法测量得到的含水体积分数偏差小于6%。研制的稠油热采井产液剖面测试仪在胜利油田稠油热采区块取得了成功应用,为油田产液剖面测试提供了新的测试方法,具有广阔的推广应用前景。     

新庄油田普通稠油化学助采技术及现场应用

新庄油田南三块为普通稠油油藏,由于构造破碎、油砂体小、边水活跃、原油粘度高,油水流度比大,导致油井开采后含水上升较快,采出程度低,开发效益差。针对现场情况,通过室内实验研究筛选出适合本地区的化学助采剂并现场试验推广,应用结果表明,该技术能降低原油粘度,使油井含水下降,产量上升。     

LD16-1海洋稠油油水分离研究

针对海上稠油油水分离效率低的问题,研究了静电聚结脱水技术在此领域的应用。通过检测LD16-1采出液及原油性质,详细分析了稠油油水分离动力,并考察了静电聚结参数对油水分离工艺的影响。研究表明:静电聚结技术的使用有利于稠油中水滴的聚结及沉降析出,同时能够适应多种高含水条件下的工况,稠油脱后含水满足后期工艺要求;水质量分数为52%的LD16-1乳化液在温度90℃、破乳剂用量100μg/g、电压2 500 V和停留时间40 min等优化条件下,脱后稠油中水的质量分数小于20%;脱水温度对稠油的油水分离过程影响较大。     

呼伦贝尔油田原油脱水及破乳剂研制

呼伦贝尔油田采出液中含高浓度的钻井液、完井液、压裂反排液等化学助剂,影响采出液破乳及含油污水处理.通过从采出液自然沉降入手,确定采出液自然沉降规律,测试了采出液中含不同浓度的钻井液、完井液、压裂反排液、粘土稳定剂对采出液自然沉降和破乳的影响,以及各种化学剂混合后对采出液自然沉降油水分离的影响,研制出适合呼伦贝尔油田采出液破乳的破乳剂配方.现场试验表明,在脱水工艺流程未改变的条件下,脱后原油含水满足商品油标准,脱后污水含油量降低,脱水工艺运行平稳.     

高频聚结油水分离技术装置在油田生产中的应用

针对油田联合站来液含水高、乳化严重、性质复杂、导电性强和稳定性差,常规分水器油水分离效果下降,油出口含水上升,导致外输原油含水指标达不到设计要求,油田联合站油水处理系统综合能耗升高等问题,提出了采用高频聚结油水分离技术装置这一新型原油脱水装置,介绍了高频聚结油水分离技术工作原理、技术特点、现场应用情况,并对应用效果作了分析。实践证明,高频聚结油水分离技术装置具有原油处理流程简化、处理时间大幅缩短、油水分离效果好、节能减排效果明显等优点,它完全能满足高聚合物含量、高含水率、高乳化原油、高导电性等油井采出液的高效低耗原油脱水技术要求,具有良好推广应用价值。     

滩海油田高效油水分离装置

辽河滩海油田部分区块开始进入中高含水期,产出液大部分为油层水和油水乳化液,急需适用于滩海油田的高效采出液处理装置,以实现原油外运、污水就地处理。为此,辽河油田研制了V系列液-液动态旋流分离器,该装置重量轻、体积小、能耗低,适合海上油田及边远区块使用。经试验,单级分离原油含水低于5%,污水含油小于1%。     

一体化预分水装置在稠油油田的现场试验

为解决稠油油田含水率上升带来的一系列问题,开发了一体化预分水处理装置,并在某稠油油田进行了现场试验。试验结果表明,在不添加水处理药剂的条件下,该一体化除油分离设备对含水率83.7%左右的稠油采出液进行预分水,能够分离出30%～50%的污水,装置出水含油浓度≤50 mg/L,含悬浮物浓度≤50 mg/L。装置可取代稠油污水通用的"三相分离器+三级沉降"的处理工艺流程,具有除油效率高、不加药、占地面积小的特点,适用于高含水稠油油田的预分水和污水处理,具有很高的推广价值。     

气举技术在委内瑞拉Intercampo油田高含水稠油油藏中的应用

委内瑞拉Intercampo油田单井产液速率为10～320 m3/d,气举技术是该油田首选的人工举升工艺.描述了高含水稠油油藏(15API以下)气举机理.理论分析表明气举中注气速度和油井的气油比对井眼流出液体流速有直接的影响.同时,介绍了气举理论设计和实际生产情况.高含水稠油油藏气举设计中的关系式需要更新,与现场数据要匹配.高含水稠油小于15API时,理论设计和实际生产中的差异巨大.在高含水、低API油气举时没有观测到油水乳化情况.在研究中,高含水、低API油田的气举设计采用了关系因数,还需要进一步研究气举设计软件.     

孤东油田特高含水期地面工艺配套技术

孤东油田是我们投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏，目前已进入特高含水期生产，综合含水９４％，出砂严重，年产油３１２万吨。在地面生产系统中，采用了游离水脱除、液－液旋流污水除油、旋液环流式高含水除砂、三次采油注聚合物工艺及复合驱和稠油热采等配套工艺技术，实现了地面生产系统整体配套节能降耗，控水稳油，提高了油田的开发水平。