某油田联合站污水余热利用研究

原油集输系统中的热化学沉降脱水,需要将原油温度升高,这一过程将消耗大量能源,其燃料主要为天然气,加热产生大量的CO_(2)。文中通过对某油田联合站生产流程研究分析,同时结合站内用热情况,确定采用压缩式热泵替代现有燃气加热炉技术路线,用于冬季采暖和一段原油加热。项目实施后,每年可节能源8932×10^(4) MJ,折合标煤减少3481.8 t,减少CO_(2)排放2024.5 t,每年可节省能源消耗费用651.8万元,节能减排效果显著,该研究对油田联合站清洁能源替代,减少CO_(2)排放具有重要意义。

油田挥发性有机物治理的对象分析及措施

为了适应“十四五”期间大气污染防治形势,有效控制油田挥发性有机物的排放,针对某油田地面生产系统现状、原油生产工艺以及油田挥发性有机物排放点多、排放无规律且组分复杂的特点,按照GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》要求,通过对油气生产、集输、储存各环节进行分析梳理,确定挥发性有机物治理对象,并研究相应的治理措施,其中挥发性有机液体储存排放控制对象为某采油A厂4座净化油储罐和7座沉降罐(含水油),装卸控制对象为某卸油点的装载系统,甲烷排放治理对象为某站1处拉油点。对于挥发性有机液体的储存排放采用恢复站内密闭生产流程的治理措施;装卸采用法兰快速接头的半密闭装载方式;拉油点甲烷的排放治理,采用集输工艺。通过对以上油田挥发性有机物的治理,确保某油田挥发性有机液体储存和拉油点甲烷的达标排放。

稠油污水回用热采锅炉二氧化硅指标与结垢过程分析

为了研究稠油污水回用热采锅炉过程中二氧化硅指标与结垢过程之间的关系,认清结垢物的微观形貌与化学组成特征,通过室内模拟蒸汽发生器开展了水质中不同二氧化硅质量浓度的结垢实验,并结合现场热注锅炉试验确定回用污水二氧化硅的优化指标,提出二氧化硅质量浓度由原来的50 mg/L放宽到75 mg/L是可行的。对生成的结垢物采用扫描电镜、能谱、X衍射、电子探针等分析技术开展了结垢物微观形貌与化学组成的分析。结果表明,结垢物随水的向前流动其厚度逐渐变厚,越靠近蒸汽出口处结垢越严重,结垢物矿物成分相似,结垢物微观形貌上呈不规则的团状和网状分布,伴有不同孔径大小的孔隙空间,孔隙中发育有少量的针状和柱状晶体。

油田采出水处理技术的研究进展

在油田开采中,采出水的直接排放会对环境造成影响,通常需要经过深度处理后再排放或者回用。而油田采出水含油量高且含有高浓度有机物和悬浮物,处理难度大。水质特性、处理技术以及处理设备等都会对处理效果产生直接影响,因此,有必要对上述问题进行深入研究。本文对现有研究中油田采出水的水质特性、新型的膜分离技术以及气浮工艺进行了总结,分析了各类处理技术研究现状,并对今后发展趋势进行了展望。

“聚结除油+微电解氧化”除聚工艺应用效果评价

二元驱试验站自2016年以来已经历三个阶段的注聚开发,处理过的采出水中已检测出聚合物成分,站内现有配套的“生化+过滤”处理工艺处理水质悬浮物含量超标,处理难度大,日常运行中通过补充菌种、加强水处理装置运行管理等措施,改善效果不明显。通过取样化验分析试验,现场确定“聚结除油+微电解氧化”工艺去除聚合物,经过配套及现场运行,出口水中含油及聚合物去除均达到设计要求,末端处理水质达标运行。

污水曝氧工艺技术研究

大庆油田聚驱用聚合物常使用含聚污水进行调配,但含聚污水中存在大量S^(2-)、Fe^(2+)等离子,会对聚合物分子产生严重的降解作用,造成稀释母液时降低溶液黏度,影响驱油效果。为有效清除溶液中还原性离子含量,可采用曝氧工艺对含聚污水进行处理。通过实验,将曝氧气头换为盘式曝氧器,重新设计工艺流程,可提高曝氧效率,节约能耗。盘式曝氧工艺在气水比5∶1,曝氧时间3~6 h条件下,污水溶氧量达到5 mg/L以上,配制黏度提高7.6%以上,能有效降低含聚采出水中的还原性物质含量,聚合物溶液稳定性大幅提升,保证聚驱稀释用水溶氧值满足开发效果。

悬浮污泥过滤工艺优化与应用

某油田采用SSF(悬浮污泥过滤)技术处理采出水,设计出水执行Q/SY DQ 0605—2006《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》中规定的“8·3·2”标准。近年由于受诸多因素影响导致出站水质达标率低,为提高出站水质,该油田组织开展了现场调研,对采出水进行分析及处理工艺评价,找出了影响达标率的4个关键因素,制定了相应优化对策。依据调研情况,从3个方面开展技术攻关研究:优化药剂,开展水处理工艺药剂筛选,优选杀菌剂,提升杀菌效果,同时筛选SSF工艺药剂,提升悬浮污泥层密实度;优化工艺,开展SSF工艺污泥层构建现场试验及水力冲击试验,并重新校核SSF工艺处理能力;优化管理,调整工艺运行参数,延长沉降段沉降时间,定期组织容器清淤、收油、排泥工作,提高油、悬浮物固体的去除率。通过以上工作,实现了出站水质中菌类浓度达标率100%,滤后含油浓度达标、悬浮物固体浓度下降,逐步提高了出站水质达标率。结果表明,对SSF处理工艺进行的优化与应用能够促进出站水质指标的提升,对今后采出水站优化运行、改扩建等方面具有很好的指导意义。

东方1-1气田生产废液处理技术研究

东方1-1气田生产废液具有高稳定性、高含油量、高悬浮物含量等特点,原始生产废液无法达到海域排放标准;若采取回注的方式又会堵塞注水井地层,因此,需要对生产废液进行处理。室内研究通过对东方1-1气田生产废液进行分析,确定破乳之后絮凝的处理方式,并优选了破乳剂及净水剂的种类和加量。实验结果显示,通过破乳剂及净水剂处理之后的生产废液,其含油量可降低至9.1mg/L,悬浮物含量可以降低至5.7mg/L,能达到回注及排放标准。

基于油基钻屑制备压裂支撑剂的室内研究

针对热解析后脱油钻屑处理难和处理方式单一的问题,开展了将油基钻屑残渣制备成免烧压裂支撑剂的研究,研究了钻屑与水泥比、CMC添加量、石膏添加量和养护天数共4个因素对免烧压裂支撑剂性能影响。结果表明,在原料配比较优的情况下,制备工艺为钻屑水泥比0.67(质量比),石膏添加量为6%(质量分数),CMC添加量为4%(质量分数),养护时间28 d。该条件下制得的压裂支撑剂颗粒体积密度为1.47 g/cm^(3),视密度为2.52 g/cm^(3),35 MPa下颗粒破碎率为1.57%。经扫描电子显微镜与X射线衍射仪分析发现,此时压裂支撑剂内部结构致密,孔隙封闭,水化产物CaO·SiO_(2)·nH_(2)O凝胶和钙长石类物质有利于提高压裂支撑剂的综合物理性能。为脱油钻屑残渣利用提供新的方向。

响应面分析法优化减压热脱附技术处理油基钻屑

采用减压热脱附技术处理油基钻屑,考察了热脱附温度、热脱附时间和系统真空压力对脱油率的影响,在此基础上,采用响应面分析法建立了各因素与脱油率之间关系的数学模型,优化了工艺参数。实验结果表明,在热脱附温度350~450℃、系统真空压力-0.07~-0.09 MPa、热脱附时间60~90 min的条件下,脱油率可达98%以上。各因素对脱油率的影响依次为热脱附温度>系统真空压力>热脱附时间;在热脱附温度420℃、系统真空压力-0.08 MPa、热脱附时间80 min的最佳工艺条件下,平均脱油率为98.67%,与模型计算值(100%)仅相差1.33%,剩余固体的平均含油率为0.37%。回收油的组分与0号柴油基本一致,可用于配制钻井液。剩余固体中未发现重金属元素和放射性元素,能够满足《页岩气勘探开发油基岩屑处理方法及控制指标》(GB/T 41518—2022)中“可用于油气田建设基础材料”的要求。

我国非常规气田采出水处置方式及处理工艺现状

非常规天然气勘探开发面临耗水量大和采出水污染环境的问题。本文分析了我国非常规气田采出水的类型、特点以及对环境和生产的影响,研究了非常规气田采出水5种处置方式的实施情况,调研了四川盆地7个气田和鄂尔多斯盆地5个采气厂采出水的处置方式及相应的水处理工艺现状,发现四川盆地气田采出水现有主要处置方式是回用、外排,而鄂尔多斯盆地是回注。最后,针对两大盆地非常规气田采出水的处置方式及处理工艺提出了建议。

响应面法优化老化油破乳脱水工艺条件及油水界面的分子动力学模拟

采用不同相对溶解常数的破乳剂对某油田老化油进行破乳脱水,考察了破乳剂种类和用量、助剂种类和用量、温度等因素对脱水率的影响,利用响应面法优化了工艺条件,并通过分子动力学模拟分析了破乳剂对油水界面的作用机制。在单因素实验的基础上,通过响应面法得到老化油破乳脱水的最优工艺条件为破乳剂C用量130 mg/L、温度75℃、助剂NaOH用量0.3%(w),该条件下老化油脱水率达86.57%。主要工艺参数对脱水率的影响从大到小依次为温度、破乳剂用量、助剂用量。分子动力学模拟结果表明,相对溶解常数最大的破乳剂C与老化油体系的界面生成能最高,在油水界面上的扩散系数最大,对老化油的破乳脱水效果最佳。

基于电絮凝-电氧化工艺的油田采出水达标处理及节能评价

为实现油田采出水的高效、环保处理,符合现阶段绿色矿山的建设要求,文中结合电絮凝和电氧化工艺特点,进行单因素影响实验,考察了不同因素对两种工艺采出水中油、悬浮物和COD值的影响,通过组合工艺实现水质深度处理,并利用现场装置进行连续长周期监测,完成实验。结果表明,电絮凝工艺中油的去除率始终高于COD,电氧化工艺中COD值的去除率高于油和悬浮物,电絮凝工艺的最优条件为运行时间60 min、电流0.8 A,此时油、悬浮物和COD的去除率分别为95.41%、92.67%和85.42%;电氧化工艺的最优条件为运行时间40 min、催化剂添加量300 g/L;现场采出水组合处理工艺改造后,每天平均节约清水量500 m^(3),每年可减少泄漏量1000 m^(3),由此核算的节水及环保效益合计254.7万元,投资回收期为1.65 a。

Y型管式油水分离结构分离特性仿真分析

管式油水分离技术具有占地面积小、分离效率高、成本低等优点,基于管式油水分离原理,设计一种Y型管式油水分离结构,利用Fluent数值模拟软件,采用标准k-ε湍流模型和Mixture多相流模型,对Y型管内部流场特性以及外部参数对分离效率的影响进行了研究。结果表明,Y型管对流体扰动小,内部流场特性稳定不易产生涡流,能够实现油水分离,支管与主管交汇处存在油水分离现象;油水分离效率随着油滴粒径的增大而逐渐提高,油滴粒径越大越利于油相上浮聚集在Y型管上层,能有效提高油水分离效率;入口速度对油水分离效果的影响很大,速度越大,油相上浮时间越短,Y型管的分离效率越低;分离效率随支管分流比的增大而增大,当入口速度为0.5 m/s时,分流比超过0.4后,分离效率不再增加。研究结果为油水分离提供了新思路,可为Y型管的设计提供理论参考。

含油污泥处理方法的发展现状

近年来,含油污泥带来的环境污染问题越来越严重。介绍了含油污泥的来源及危害,概述了国内外常见的含油污泥处理方法、各种处理方法的适用范围及其优缺点。阐述了超声空化技术处理含油污泥的机理,针对其在工业化应用上的局限性,提出了一种水力空化技术处理含油污泥的工艺。综述了常见的水力空化反应器、水力空化技术的应用、水力空化技术处理含油污泥的优势,为含油污泥处理方法提供新的思路,促进含油污泥处理方法的研究与发展。

油田集输站库储罐甲烷逸散规律的连续监测分析

作为油气上游业务的集输站库,其储罐甲烷逸散状况在“碳达峰、碳中和”背景下受到广泛关注。目前通过模型估算的储罐甲烷逸散结果误差大,采样监测因随机性也导致结果不可靠。采用新型有机气体监测仪,对集输站库典型储罐的呼吸和甲烷逸散进行了连续监测分析,结果表明:(1)拱顶罐呼吸和甲烷逸散明显,无油气回收系统的拱顶罐最大日呼气累计流量达97.7 m^(3)/d,最大日甲烷逸散量83.05 m^(3)/d;有油气回收系统的拱顶罐日呼气累计流量<1.0 m^(3),日甲烷逸散量≤0.2 m^(3)/d;安装节能呼吸阀后拱顶罐日呼气累计流量和日甲烷逸散量分别降低至原来的20.9%和9.6%;浮顶罐几乎无甲烷逸散。(2)集输站库储罐呼吸日进程和季节特征明显。拱顶罐呼吸活动集中在12:00—18:00时段,高温季节呼吸量明显上升。

重力场作用下的油田滤床反冲洗技术及其发展

针对重力场水力反冲洗技术应用于油田采出水处理领域时反冲洗效率低的瓶颈问题,基于场的视角分析了机械辅助、空气辅助及水化学辅助等手段强化重力场作用下的反冲洗技术以及存在的问题。将超重力技术用于强化重力场水力反冲洗过程,构建旋流场和重力场耦合的超重力反冲洗体系,突破单独重力场反冲洗效率低的技术瓶颈,是未来油田滤床反冲洗技术的发展趋势。

页岩气压裂返排液甲烷溶解度分布特征及影响因素

页岩气作为重要的天然气资源,其成功的商业开采主要依赖于水力压裂等技术。页岩气水力压裂过程中会产生大量的返排液,压裂返排液甲烷溶解度大小和影响因素的研究对于降本增效、减少温室气体效应和页岩气绿色开发具有重要意义。根据压裂返排液特点,在传统甲烷溶解度测定方法进行了改进,改进的容积法可以在不破坏溶解平衡的状态下连续测定不同压力、温度下的甲烷溶解度,实验结果的稳定性相对较高。基于改进容积法对四川盆地长宁地区页岩气压裂返排液甲烷溶解度进行了测定,甲烷溶解度主要在1.32~1.60 m^(3)/m^(3),估算通过压裂返排液每井可回收13200~32000 m^(3)的甲烷。温度、压力和矿化度等因素对页岩气压裂返排液甲烷溶解度影响较大,研究表明,低温条件下,甲烷溶解度随温度的升高逐渐减小,高温时甲烷溶解度随温度增加而增大。返排液甲烷溶解度具有随压力的增加而增大的变化特征,并表现出低压阶段溶解度快速增加、高压阶段缓慢增加的“两段式”规律。甲烷溶解度随返排液矿化度的增大,甲烷溶解度小幅度的减小。

微裂缝对灰岩地层固体废弃物回注能力的影响

微裂缝在不同程度上提高了灰岩地层孔隙的渗透性。为了厘清回注过程中微裂缝不同发育情况对钻屑废弃物回注能力的影响机制,确保钻屑回注安全实施,首先采用X射线CT(计算机断层摄影)扫描某气田采集到的灰岩岩心进行数字重构,得到其基质模型,研究废弃物颗粒在孔隙中的运移和沉积机制;然后基于数值算法构建裂缝-基质模型,引入裂缝连通系数与裂缝走向因子定量表征裂缝的连通性和走向,揭示裂缝开度对回注地层渗透率以及废弃物回注能力的影响。结果表明:随着裂缝走向因子增大,横向迂曲度呈减小趋势,减小幅度最大为35.21%,纵向迂曲度呈增大趋势,增大幅度最大为21.59%;f(裂缝连通系数)越大,裂缝-基质模型越容易出现优势通道效应(f≥0.7时尤为显著),渗透率和颗粒逃逸率也越大,其中,在裂缝开度为80μm时,渗透率相比基质模型增大了0.671 3μm^(2),颗粒逃逸率相比基质模型增大了15.06%。

化学破乳/超声协同处理气田废弃油基泥浆

气田废弃油基泥浆是气田钻井过程中产生的一种成分复杂的乳状液体系,组成复杂且性质稳定、处理难度大,未经处理直接外排对环境危害大。采用化学破乳-超声-离心方法对其进行处理,结果表明:当化学破乳段的体系pH值为5—6,温度为60℃,200 r/min下搅拌时间40 min,AR36型破乳剂的加量8 mg/L;超声强化段的频率25 kHz,功率30 W,超声时间11 min;混凝及离心处理段的阳离子PAM加量60 mg/L,混凝后搅拌时间15 min,离心机转速3000 r/min,离心时间20 min时,油回收率和减量化率均达到94%以上,回收油中含水率降低至0.5%以下,底泥中含油率降低至5%以下。扫描电镜分析表明,在破乳剂/超声的协同作用下,油水固稳定的乳化状态可被打破。