海上油田用清水剂制备及应用研究

为开发性能优异的二硫代氨基甲酸盐(Dithiocarbamate, DTC)清水剂产品，提升海上油田水处理能力，在室内分别采用有机胺中间体(YF-02)、聚醚胺(T-403)及四乙烯五胺在碱性条件下，用CS₂改性得到3种DTC清水剂NQ-101、NQ-102和NQ-103,并对3种DTC清水剂进行了红外光谱表征，在油田现场与在用清水剂Q-30A进行了瓶试对比，同时对性能优异的产品进行了现场中试和常规应用。结果显示，3种DTC清水剂与在用清水剂Q-30A的性能排序为：NQ-101>Q-30A>NQ-103>NQ-102;对NQ-101进行现场中试时，2个旋流气浮处理装置(Compact Flotation Unit, CFU)出口水中含油浓度(OIW)平均值分别由20.1 mg/ L和17.5 mg/ L降至12.9 mg/ L和11.2 mg/ L,清水效果明显优于Q-30A的清水效果；在进行油田提产及NQ-101注入点后移时，外排水OIW仍保持在20 mg/ L内，满足现场生产要求。对生产流程中各种离子进行检测，验证了DTC清水剂的作用机理；常...     

组合式清水剂在南海高含水油田的应用

根据南海高含水油田的产液及污水处理流程特点，制备了前端由有机硫清水剂PC04和后端由乳液聚丙烯酰胺清水剂TC02构成的组合式清水剂。室内实验表明，当两种清水剂按照体积比4∶1分别加注时，展现出良好的清水能力。现场应用试验表明，T1系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02初始浓度为3 mg/L,处理后污水含油值均值为16 mg/L。T2系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02加注浓度为8 mg/L,处理后污水含油值均值为15 mg/L,组合式清水剂具有优异的除油效果。     

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。     

一种高效破乳剂在南海某高含水油田的应用

针对南海某高含水油田采用进口破乳剂和清水剂存在药剂用量大、易堵塞问题,选择不同含水率油水样开展破乳剂主剂、清水组分评价和效果验证,确定了高效破乳剂P-33配方。通过现场试验,破乳剂P-33成功取代进口破乳剂+清水剂组合,在总用量减少95 L/d、费用降幅达50%条件下,外排水水含油均值从14 mg/L降至12 mg/L,外输原油含水稳定在0.4%。     

适用于渤海绥中油田含聚污水的高效清水剂

渤海绥中油田三次采油污水中含有阴离子聚合物,存在空间位阻效应,传统聚醚嵌段型清水剂具有清水速度慢、药剂用量大、大量黏稠絮凝物黏附于管道壁面及转弯处造成装置堵塞等缺点。以环氧氯丙烷、有机胺为起始剂,乙二胺为交联剂,制得一种高效的季铵盐型小分子阳离子清水剂H1,优化了合成条件,对比了H1与现场应用的清水剂(BHQ-04和BN-5)的清水效果。结果表明,环氧氯丙烷、有机胺、乙二胺投料摩尔比为1.2∶1∶0.3时,在75℃下反应5数6 h制得的清水剂清水效果最佳;与现场用清水剂相比,H1油水分离速度快、油水分离后的上层絮状体松散且可自由流动,有效清水浓度为175 mg/L,远低于BHQ-04的400 mg/L和BN-5的300 mg/L。H1清水剂有效解决了渤海绥中油田区块含聚污水处理过程中的黏性油泥问题。     

延长油田某注水站清水回注处理实验研究

为了达到水质考核标准,针对延长油田某注水站滤后悬浮物固体含量、细菌含量超标等水质不达标的问题,通过开展室内实验,运用绝迹稀释法、静态挂片法、浊度分析法、正交试验法和极差分析法,优选了药剂种类和投加浓度,研究了加药时间间隔和加药次序对絮凝效果的影响,评价了药剂之间的配伍性,确定出适合该站的水处理药剂配方。室内实验结果表明：当pH值为7.5时,絮凝剂加量为100 mg/L,助凝剂加量为60 mg/L,间隔时间超过1 min,杀菌剂加量为20 mg/L,除氧剂加量为130 mg/L。处理后的水悬浮物含量降为4.2 mg/L,粒径中值为2.8μm,细菌降为2.5 mg/L,达到油田注入水标准。按照以上筛选出的各种水处理剂选型及浓度选择混合后,配伍性良好。该研究成果可为该站下一步水处理工艺的优化以及水处理药剂管理提供理论基础。     

两性清水剂处理聚合物驱含油污水

聚合物驱含油污水中含有较高浓度的残留聚合物,采用传统的阳离子型清水剂不佳,并产生大量黏性"油泥",对油田生产造成不利影响。为解决上述问题,研制了一种新型的两性清水剂QS-01。结果表明,QS-01的ρ(加药)为130mg/L以上时具有良好的清水除油效果,处理后水体澄清透明,ρ(油)由5 000mg/L降至45mg/L以下;QS-01可处理温度范围较宽(50~80℃),并具有良好的稳定性;ρ(加药)为150mg/L条件下进行放大评价实验,处理后的污水ρ(油)为40mg/L,絮体呈松散状,有良好流动性。机理分析结果表明,两性清水剂可有效破坏油水界面双电层,降低油水界面膜强度,并与残留聚合物间的相互作用大幅减弱,因而有望解决含聚污水处理中的"油泥"问题。     

多乙烯多胺类聚醚清水剂在渤海某油田的研究及应用

通过实验研究了用四乙烯五胺交联直链环氧乙烷、环氧丙烷生成的多乙烯多胺类清水剂效果的影响因素。研究结果表明：该类型清水剂清水过程为破乳过程,温度高于一定值后,相对分子质量为10000左右的该类清水剂的清水效果主要受药剂自身浊点的影响,当温度高于浊点温度时,清水效果显著变差;药剂浊点温度主要受环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的影响,药剂浊点温度随环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的增加而升高,因此可通过增加环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比而扩大该类药剂的适用温度范围;通过降低药剂的有效含量,也可提高药剂的浊点温度,从而扩大药剂的适用温度范围。在油田现场开展了环氧乙烷、环氧丙烷物质的量比为（5∶2）的清水剂Q-03与Q-03（有效含量11%）的加注试验,加注浓度均为200 mg/L时Q-03(11%)的清水剂效果明显优于Q-03,大幅改善了油田现场的污水处理效果。     

陇东油田长效清防垢工艺研究与应用

实验针对陇东油田的结垢现状与特点,分析了结垢机理及其影响因素,研究了适合处理该油田油层结垢的化学剂进行清防垢的工艺技术。研究表明:对井筒内以碳酸钙垢为主的油井井筒内防垢选用浓度为2 mg/L的(羟基乙叉膦酸)HEDP的防垢剂;对以硫酸钡垢为主的油井井筒内结垢可选由(聚天冬氨酸)PASP与(乙二胺四甲叉膦酸)EDTMP按3:2复配而成,其质量浓度为50 mg/L的防垢剂;对马岭侏罗系油藏油井井筒内既有碳酸钙又有硫酸钡垢的预防,可选用浓度为30 mg/L的JN-518防垢剂;对地层中既有碳酸钙垢又有硫酸钡垢的油藏内部防垢可用JN-518防垢剂,其浓度应随注水时间的改变而改变。现场试验表明:井筒和地层内加入实验室研究的清防垢剂后,清防垢率明显上升,经济效益显著。     

苏北盆地海安凹陷红1井区防膨注水开发实验研究

在注水油田开发过程中,防止注水引起储层黏土膨胀是非常重要的.苏北油区红1井区储层岩石的水敏指数为0.43,临界矿化度为6 000 mg/L,表现为中等偏强水敏,储层能量不足,油层压力低,地层水型为CaCl2,总矿化度111 643.71 mg/L.文章结合拟注入的清水,研究了三种防膨剂在不同温度下的防膨率,其中1#防膨...     

含硫污水处理技术研究

油田污水含硫会加速对金属材料的腐蚀,破坏污水处理系统及注水系统,其腐蚀产物Fe S堵塞地层,降低水驱效果,增加洗井和酸化次数。针对污水硫含量超标的问题,筛选评价了3种类型9种除硫剂的除硫效果。复合型除硫剂除硫效果较沉淀型、氧化型除硫剂好,其中除硫剂CS-03效果最佳。模拟污水除硫的最佳除硫时间为2 h,最佳p H值为5,温度越高,除硫剂加量越大,除硫效果越好。除硫剂CS-03在江汉油田某联合站进行应用,加量为50 mg/L时处理后污水硫含量在1.0 mg/L左右。除硫剂CS-03在渤海油田某平台调驱作业中应用,加量为500 mg/L时处理后污水硫含量小于10 mg/L。除硫剂CS-03应用效果良好,除硫稳定性高。     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

超滤膜处理埕海油田微粒径杂质的试验研究

针对大港埕海联合站2μm以下的悬浮物含量偏高导致回注水质超标的问题,提出采用中空纤维超滤膜过滤技术予以解决。对中空纤维超滤膜进行了试验研究,试验结果表明,装置出水含油质量浓度≤1 mg/L,悬浮物质量浓度≤1 mg/L,粒径中值≤1μm,超滤膜过滤效果显著,满足埕海油田回注水的标准。针对超滤膜在油田应用中不耐油污的问题,提出了采用错流过滤的方法和"清水正冲洗→除油剂浸泡→循环"的清洗再生方式,处理效果显著。该项研究结果可为我国低渗透、超低渗透油田回注水处理问题提供借鉴。     

CDG深部调驱剂的室内评价与应用

根据胜坨油田高含水期提高原油采收率的要求，针对其高温、高矿化度、非均质性严重等油藏地质特点，在探讨弱凝胶调驱技术原理的基础上，制备了以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和有机铬交联剂XE—1为主剂的CDG深部调驱剂体系。确定了CDG深部调驱剂体系最佳配方：HPAM浓度为l500～2000mg／L，有机铬交联剂XE-1浓度为800—1000mg／L，稳定剂浓度为300mg／L。利用SCDS-2型堵剂封堵能力评价仪，对CDG选择性、岩芯封堵率、运移性能等进行了评价，室内评价试验表明，CDG岩芯封堵率大于95％，适用于油田大剂量深部调驱作业，在胜坨油田试验应用14口井，调驱效果显著。     

渤海油田高乳化污水清水剂研究与应用

针对渤海某油田含水包油型乳状液生产污水,分别合成二硫代羧基化羟甲基聚丙烯酰胺和新型聚胺清水剂,开展浓度梯度、温度梯度和pH值对污水清水效果影响评价实验,两种清水剂最佳投加浓度均为30 mg/L,温度升高有利于改善清水效果,同时二硫代羧基化羟甲基聚丙烯酰胺清水剂的pH值适用范围更广。矿场实验结果表明,两种清水剂均能将回注污水含油量和固体悬浮物含量处理达标,而二硫代羧基化羟甲基聚丙烯酰胺的清水效果优于聚胺,综合成本更低,在渤海油田应用前景广阔。     

除硫剂SCAV-1在海上油田的应用

地下原油在开采过程中常伴生有硫化氢,硫化氢对海上油田油水处理、管道设备、人员健康都会产生严重影响,在海管中加入除硫剂可以有效地吸收除去硫化氢。本文通过对三口不同产液量的生产井进行除硫剂SCAV-1的加注实验,研究了不同有效浓度的除硫剂SCAV-1在高含硫化氢海上油田对硫化氢的吸收效率,以及不同含水率、气油比对加注浓度的影响。同时还研究了除硫剂和现场破乳剂、清水剂配伍性。结果表明:除硫剂SCAV-1能够同时大幅度脱除原油中油、气、水三相中的H2S,吸收率最高可达到99%。单井产液量越大(含水率越接近整体水平)、气液比越相当于油田整体水平,达到相同H2S吸收率所需的除硫剂加注浓度越小。SCAV-1对硫化氢的吸收具有高效性,其可以有效地降低对环境造成的污染,在海上油田应用前景广阔。     

含聚含油污水处理剂BHQ-402的评价

LD10-1油田含聚含油污水处理回注是提高该油田开发效果的重要保障,采用新型高效非离子型清水剂BHQ-402,研究不同加量、搅拌转速、搅拌速度、搅拌时间等因素对处理效果的影响。结果表明:先用水稀释BHQ-402药剂至质量分数为1%,在BHQ-402加量500mg/L、搅拌速度200~400r/min、搅拌时间2~3min下,除油净化效果好,除油率最高可达83.69%,去浊率最高可达92.74%;BHQ-402用乙醇溶解再用水稀释后配制为质量分数为1%溶液,在加量为200mg/L、搅拌速度400r/min、搅拌时间3 min的条件下,除油率≥87%,去浊率≥92%,加药量少,处理后的水质指标大幅度提高。     

贝中油田油井结垢预测与防垢剂的筛选

贝中油田采出水含有较高的钙、镁离子,预测表明油井具有较强的结垢趋势。按照《油田用防垢剂性能评价方法(SY/T 5673—1993)》的要求,进行防垢实验。对多种防垢剂的筛选评价表明,防垢剂FBR的综合性能可较好地满足防垢需求,且当其加量为25 mg/L时,在现场条件下防垢率可以达到95%以上,现场试验也表明该防垢剂能很好地满足降垢需求。其他类似油井可以采用该药剂防垢。     

硫酸钡防垢剂的制备与性能评价*

油田结垢通常会导致地层及管线堵塞,导致开发成本增加,采收率降低。针对这一问题,将低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬氨酸3种防垢性能较好的螯合剂复配制得硫酸钡防垢剂,评价了防垢剂对硫酸钡垢的防垢性能、悬浮性能和对管线的腐蚀性能等。结果表明,硫酸钡防垢剂中低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬胺酸的最佳质量比为2∶2∶3。在钡离子质量浓度为300 mg/L、温度为50℃的条件下,防垢剂加量高于12.5 mg/L时即具有优良的防垢效果,防垢剂加量为100 mg/L时的防垢率可达到95%以上。防垢剂的耐温性较好,对管线的腐蚀性较低。防垢剂可影响硫酸钡垢的沉降和垢晶核的正常生长,使所得垢结构规律且更加松散,有利于后续的机械清垢处理,满足油田的正常生产需要。图7表1参13     

低渗透油藏凝胶堵水调剖技术研究和现场应用

针对高温低渗透油田,研制了耐温延迟交联的凝胶调剖剂DJ,考察了体系pH、地层水矿化度、剪切时间等对调剖剂性能的影响,确定了凝胶调剖剂DJ最佳配方:聚合物浓度1 500～3 000 mg/L,交联剂浓度600～1 500 mg/L。结果表明,该调剖剂DJ具有良好的耐温抗盐性,该调剖剂DJ适用于30 000 mg/L的高矿化度地层,具有选择性注入的特点,在90℃具有良好的封堵性和耐冲刷性,适用于高温低渗透油田。在胜利油田坨166块T166X63井应用取得较好的效果,对类似低渗透油藏的水井调剖具有推广意义。