W11-4N油田海底管道在线清垢技术研究

对W11-4N油田A1井、A2井、A6井产出水和上岸取样口分离水这些单一及混合水样结垢趋势开展预测,结果表明,单井水及单井水等体积混合的水都有结垢倾向,而上岸取样口分离水无结垢倾向(表明上岸水是在管道中结过垢的水),这与海底管道实际结垢的情况一致。W11-4N油田管道垢样的主要成分为Ca9MgNa(PO4)7质量分数约为65%、CaCO3质量分数约为20%、SiO2质量分数约为8%、FeCO3质量分数约为7%。清垢剂研究结果表明,清垢率随所加垢样量的增加而减少,随清垢剂体积、清垢时间的增加而增加;随着温度升高,清垢率增加,但温度高于75℃后,清垢率下降。最终得到了在线清垢剂体系的配方为:50000mg/L主清垢剂QG-3+50000mg/L络合剂LH-1+150mg/L渗透剂ST-4+200mg/L缓蚀剂HS-2。100ml和200ml质量浓度为1×105 mg/L的主清垢剂QG-3水溶液中加1.0g除油垢样,清垢率最高分别为81.85%、91.4%。     

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。     

硼硅玻璃冷凝器在硫酸二甲酯生产中的应用

硫酸二甲酯(Dimethyl Sulfate,分子式(CHs)_2SO_4,分子量126.13)是一种用途广泛的化工原料,主要用于生产农药、医药、染料等的中间体,在衣药、染料、医药等有机合成工业中,可代替卤代烷作甲基化剂,国内外市场需求量很大。     

化工制图课程考试方法改革的研究与实践

化工制图是化工专业必修的一门专业基础课,检查学生对此门功课学习和掌握的程度十分重要.此文从课程特点出发,结合自己的教学实践,提出了化工制图考试改革的具体思路与方法.在实际应用中效果良好.     

二步法合成6-乙酰氨基-，2-氨基-4，5，6，7-四氢苯并噻唑

本文以4-乙酰氨基环己酮为原料，采用一步成环工艺合成6-乙酰氨基-2-氨基-4，5，6，7-四氢苯并噻唑，研究了反应条件及影响因素，产品红外光谱及物性参数与文献报道相符。此合成方法操作简单，工艺条件易控制，产物收率高。     

二甲基二烯丙基氯化铵用于巴38断块注水防膨的室内研究

二连宝力格油田巴38断块油层强水敏，水驱用清水矿化度0．75g／L，仅为地层水矿化度（6．74g／L）的1／9，采出水矿化度5．58g／L。开始注水后，注水压力迅速从10．3MPa升至13．9MPa。选用二甲基二烯丙基氯化铵DMDAAC（40％水溶液）为黏土稳定剂，用于注水井降压增注。在60℃下，1．5％DMDAAC在清水和采出水溶液中对膨润土压片的防膨率为90，1％和93．2％，2．0％的DMDAAC则为95．5％和96．7％。注入52Pv清水、1．0％或1．5％DMDAAC清水溶液，使地层岩心的地层水渗透率分别由3．82×10^-3、0．44×10^-3、1．12×10^-3μm^2降至2．23×10^-3、0．39×10^-3、1．07×10^-3μm^2，渗透率伤害率分别为29．3％、12．5％、4．4％。该油藏的2口注水井先用土酸解堵，再注入含2．0％DMDAAC的清水，注水压力由13．9MPa降至10．3MPa。图3表4参4。     

渤海油田含油污泥处理效果的改进

以渤海油田含油污泥为研究对象,采用调质机械处理技术,开发渤海２＃分离剂. 针对渤海１＃分离剂处理油泥的不足,实验选用两种脱水剂和两种脱泥剂进行优化复配. 考察复配分离剂中各单剂不同加入量对回收油的水含率、固含率,以及原油回收率的影响. 实验结果表明,最佳复配配方是:在６０　ｇ分离剂溶液中,脱水剂１＃用量为６　ｇ,脱泥剂１＃用量为０．６　ｇ,脱泥剂２＃用量为６ ｇ,脱水剂２＃用量为０．５　ｇ. 在最优条件下,回收油水含率为１５．７４％,回收油油含率为８３．５２％,回收油固含率为０．７４％,原油回收率为９５．０５％.     

临南油田弱碱性水表面活性剂驱油体系研究

为适应临南油田注弱碱性水开发需要,研发弱碱性水条件下的驱油表面活性剂对于油田增产增注具有重要意义。临南油田采出水为中性水,pH值6.89,矿化度44118 mg/L;处理水为弱碱性水,pH值7.88,矿化度39116 mg/L。通过测试不同类型表面活性剂与原油间的界面张力,优选出脂肪醇醚磺酸盐和烷醇酰胺类非离子表面活性剂构成的复合体系CDS6,探讨了溶液介质对界面张力的影响,优化了注入段塞和注入浓度。优化的复合体系CDS6组成为：0.1% CEOS6+0.2% CDA01。以中性水和弱碱性水作为介质时,CDS6体系与原油间的界面张力分别为5.84×10^-3和1.70×10^-3 mN/m,弱碱性水与CDS6复配具有较好的降低界面张力的协同作用。物模驱油实验结果表明,弱碱性水配制的CDS6驱油效率高于中性水。在注入量0.4 PV时,0.3% CDS6弱碱性水溶液的驱油效率为57.33%,比水驱提高10.66%。     

原油采出液脱水技术研究进展

原油采出液的脱水处理是油田开发中的重要内容之一,根据采出液特性、含水情况而采取不同的工艺技术。国内外原油采出液脱水的方法:沉降分离法、化学破乳法、电脱水法、过滤法、微波辐射法、超声波法、生物法等,其基本原理是利用油水密度差,使小油滴或水滴快速聚集,形成较大的油水密度差;同时对原油采出液脱水尤其是三次采油的含聚采出液的处理技术发展进行了展望。     

驱油用磺酸盐多元体系分析

研究并建立了磺酸盐多元复配表面活性剂中烷基磺酸盐和烷基苯磺酸盐的含量检测方法。分别采用相滴定法和紫外分光光度法测定磺酸盐总含量和烷基苯磺酸盐的含量,考察了烷基磺酸盐和烷基苯磺酸盐之间的相互影响,及烷醇酰胺、OP-10、聚合物NP-3等干扰作用对磺酸盐总量及组分含量检测的影响,对磺酸盐体系的定量条件、指示剂的用量、无机盐(Na2SO4、KCl)的影响等因素进行了研究。结果表明,不存在干扰作用时,该方法检测磺酸盐总量及烷基苯磺酸盐含量的误差分别在2.0%和0.4%以内。OP-10、烷醇酰胺、聚合物NP-3、无机盐等因素单一干扰时,磺酸盐总量和烷基苯磺酸盐含量检测的最大误差分别为3.0%和0.8%;在这些因素共同干扰作用下,磺酸盐总量和烷基苯磺酸盐含量检测的最大误差分别为3.0%和1.2%。该方法操作简便、准确、可靠性强,可用于三次采油用表面活性剂中磺酸盐总量及组分含量的测定。