某联合站采出水水质分析及阻垢技术研究

受地质条件和注水水质的要求,某联合站接收来自不同Y1和Y2层位的采出水,在采出水处理设备、管线和井筒中出现大量的结垢产物,影响了联合站水处理系统的正常运行。为避免这种情况,在采出水水质分析的基础上,通过Scalechem结垢趋势模拟软件,考察不同层位采出水的配伍性、结垢趋势、结垢量和结垢类型,结合室内实验验证了模拟结果的准确性,随后对不同类型的阻垢剂进行筛选,将化学阻垢法和工艺阻垢法结合,实现复合式清垢技术。结果表明:在Y1∶Y2=0.6∶0.4时,结垢量最大为366.46 mg/L,结垢产物为CaCO_(3)和BaSO_(4);随着温度上升,CaCO_(3)和SrCO_(3)的结垢量有所增加,BaSO_(4)的结垢量有所减少;随着压力上升,CaCO_(3)和BaSO_(4)的结垢量有所下降;当DTPMPA∶PASP的复配比例为1∶1时,阻垢率为94.2%,该配方最大程度发挥了阈值、螯合增溶、晶体错位作用;距离油区出口20 m后的管段是流速较低、容易结垢的区域,可安装械清管器,实现定期清除结垢产物的目的。

煤矿矿井水零排放处理除硬过程影响因素

软化除硬过程是煤矿高矿化度矿井水零排放处理的重要环节,随着矿井水组成和矿化度的变化,传统双碱法除硬普遍存在投加药剂过量、除硬效果不佳等问题。为了揭示复杂成分体系下高矿化度矿井水的除硬影响机制,通过配制模拟水的方式探究原水及膜浓缩液化学法除硬在盐类型、矿化度、硬度等方面的影响;分别设计了SO_(4)-Na和Cl-Na两种盐类型,1000~60000 mg/L共4水平的矿化度梯度,及500、1000、2000 mg/L共3水平钙硬(以碳酸钙计)梯度试验。结果表明,矿化度升高对硬度的去除有显著负影响,矿化度低于15000 mg/L的低矿化度矿井水可参考双碱法的控制参数;SO_(4)-Na型矿井水沉淀反应速率较Cl-Na型矿井水显著变缓,高矿化度SO_(4)-Na型矿井水反应时间较传统双碱法需延长至10~20 min。而硬度升高对除硬有正向影响,高矿化度硫酸钠体系除外。探究了浓缩液体系阻垢剂影响下除硬的脱稳方法,结果表明Fe^(3+)、碳酸钙、硫酸钙晶种诱导法可有效改进膜浓缩液除硬效果。本研究建立了零排放工艺中不同水质化学法除硬的影响因素和优化操作建议,为矿井水零排放提供理论与技术支撑。

煤层气采出水阴极结垢的影响分析与减缓技术优化试验

为减缓煤层气采出水阴极结垢量,保障设备长期稳定运行,开展了煤层气采出水电絮凝结垢减缓试验,并分析了软化水比例、极板间距、电流密度、处理量等因素对未软化、完全软化和部分软化3种电絮凝处理效果的影响。试验结果表明,当极板间距为20 mm、电流密度为10 mA/cm^(2)、软化水比例1∶20。处理量为30 L/h时,3种电絮凝处理效果最好,阴极结垢量分别为0.81、0.12、0.13 g,单价分别为0.35、9.82、0.80元/m^(3)。综合考虑处理效果和单价成本,最终确定煤层气采出水的最佳结垢减缓电絮凝方式为部分软化电絮凝。

电化学处理炼油企业循环水的工业试验研究

与传统的化学药剂处理技术相比,电化学水处理技术兼具除垢、缓蚀、杀菌灭藻等功能,具有显著提高浓缩倍数、节水、经济、环保等优势。本研究在某炼油企业循环水冷却系统中投用电化学设备进行工业试验,结果表明,在高浓缩倍数下,采用电化学技术协同杀菌剂,可保持循环水体的水质稳定,有效控制系统的结垢、腐蚀、微生物滋生等问题,保证系统的稳定良好运行。同时,从经济效益方面与药剂法进行了对比分析,电化学技术每年可为企业节省费用人民币百万元以上,节约水资源8×10^(5)m^(3)·a^(-1)左右。

pH值、碱度对浓盐水除硬效果的探讨

内蒙古某煤制烯烃项目的浓盐水硬度高,在运行过程中对管道、池壁、设备容易结垢,这样对废水零排放的平稳运行产生了巨大的影响。为缓解浓盐水的处理压力,保证浓盐水零排放项目环保达标排放,文章基于在日常生产操作运行过程中的经验总结,对pH值、碱度的相互调整也就是液碱和碳酸钠投加调整,有效去除了浓盐水的硬度,确保了浓盐水零排放项目的长周期、高负荷、环保安全运行。

大型煤化工甲醇合成装置水冷器在线除蜡技术分析

分析了甲醇性质与合成工艺流程,介绍了大型煤化工甲醇合成装置水冷器蜡的成因、危害以及在线除蜡技术,最后介绍了在线除蜡具体操作流程,以期给相关人士提供有效参考。

三高煤粉煤加压气化工艺灰水处理技术研究与应用

晋能控股装备制造集团华昱能源化工山西有限责任公司粉煤加压气化装置所产生的灰水中含有较高悬浮物、胶体、固体颗粒物、硬度、COD、氨氮等物质,且温度较高,一般在85℃左右;灰水循环使用,使污染物浓缩,导致气化炉灰水系统结垢堵塞管道,严重影响系统长周期稳定运行。经过对灰水系统增加除硬系统后,有效解决了灰水中悬浮物、胶体、固体颗粒物、硬度高导致管道结垢问题,实现了系统安全、稳定、长周期运行。

阻垢剂对电解循环水除垢性能的影响

以含有阻垢剂(KURITA ST-8690)的模拟循环水为研究对象,从循环水pH值、硬度去除率、碱度去除率以及阴极垢质的微观形貌、元素组成和晶体结构等方面研究了阻垢剂对电解模拟循环水除垢性能的影响。结果表明:添加阻垢剂会降低循环水的pH值;阻垢剂可显著降低电解对循环水硬度的去除率,当阻垢剂的质量浓度为50 mg/L时,硬度去除率从不含阻垢剂时的33.6%降低至8.4%,实际阴极沉垢量从23.2 g/(m^(2)·h)减少至6.7 g/(m^(2)·h);阻垢剂亦可降低电解对循环水碱度的去除率,当阻垢剂的质量浓度为50 mg/L时,碱度去除率从不含阻垢剂时的44.4%降低至4.2%;扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)的表征结果显示,阻垢剂的加入使阴极垢质从有序排列的紧密结构变为无序的疏松结构,垢质中含有阻垢剂元素,证明阻垢剂参与了成垢过程;X射线衍射(XRD)测试结果显示,与不加阻垢剂相比,循环水中加入阻垢剂后,方解石结构的CaCO_(3)的结晶性变差,结晶程度降低。

中渗砂岩储层脉动注水解堵实验研究

常规稳定分层注水通过地层原有孔隙、裂缝向地层回注大量的水,一定程度上解决了注水段间的均质差异问题,但容易出现因注入水水质不合格,导致堵塞地层,造成注入压力逐渐升高,为解决此问题,提出了脉动注水解堵增注技术,并开展了脉动解堵实验研究。从水力脉动对无机垢和有机垢的解堵方面开展相关实验研究分析,实验现象表明,水力脉动可产生低频、高幅压力和震动波使地层形成裂缝网和破碎堵塞物,可有效抑制无机垢的沉降,剥离有机垢,解除堵塞,增大渗流通道,减小流动阻力,进而增大渗透率,为油流提供有效通道,提高采收率,最终达到改善水驱开发效果的目的。

油田注水采油中高压注水管网积垢清洗新技术研究与应用

为有效清除油田注水采油中注水管线的积垢,实现注水管线的畅通,保证注水质量,分析管道积垢机理及种类,研究清洁复合酸液清洗技术。该技术在S采油厂W注水站现场实施应用,清洗后的管线压差从平均2.57 MPa降至平均1.68 MPa,实施管线首末端悬浮物固体含量差值控制在10%以内,井口水质达标率提高20%,清洗效果达标,极大地提高了注水效率和生产效率,对油田实现降本增效具有一定的意义。

IA-AMPS-HEMA在反渗透法处理地热尾水结垢问题中的应用

地热水回灌过程中存在高盐尾水影响地热流体的化学成分并堵塞地热水的运移通道现象。首先分析了地热尾水水质特征,根据地热尾水回灌时发生堵塞现象的机理和阻垢剂的阻垢机理,合成了一种适用于反渗透膜工艺的羧酸型共聚物阻垢剂IA-AMPS-HEMA,通过红外光谱图发现了共聚物的结构官能团种类丰富,并含有多个羧酸基团。扫描电镜(SEM)分析表明,共聚物能有效预防碳酸钙垢生成。通过试验探明低剂量的IA-AMPS-HEMA阻垢效果远优于市售阻垢剂,达到了97.6%。利用一套添加了阻垢剂预处理装置的反渗透系统,去除地热尾水中的难溶性无机盐沉淀物,使地热回水能达到回灌和补水要求。经设备连续运行,证明了添加IA-AMPS-HEMA对于反渗透装置处理地热尾水是可行的,对Ca2+、Ba2+、Mg2+等硬度离子和腐蚀性盐类去除率达到了95%以上,减少了地热尾水中难溶性沉淀物的凝聚,满足了地热井补水水质要求,同时有效避免了硬垢对反渗透膜表面的损伤,延长了反渗透膜的使用时间,降低了设备的运行成本。

电化学除垢技术在焦化废水处理循环冷却水中的应用分析

为进一步探究循环冷却水的除垢问题,以电化学除垢技术为基础,首先对该技术方案下所需的电化学实验装置进行设计;而后结合理论分析,通过大量实验对电化学除垢技术方案的主要指标参数进行优化选择;最后应用优化后的参数进行实验。实验结果表明:本次电化学除垢技术在各项主要技术指标上均显著优于传统加药处理技术模式,证明本次设计的电化学除垢技术方案具有一定优势,预计其将具有潜在的应用价值。

水垢的电化学去除工艺与机理研究

详细研究了电子水处理过程中的阻垢及除垢过程.研究表明,对于硬度大于300 mg.L-1(以CaCO3计,下同)的高硬度水样,先用7 V的高电压进行阻垢处理,当其硬度降至130 mg.L-1以下后,改为5 V的低电压进行除垢处理.以此种方式运行,可用较低的能耗,在保证换热器表面无水垢析出的前提下去除水中超过90%的成垢离子.扫描电镜图片显示,电子水处理技术对所形成水垢的晶型有一定的影响,未经过电子水处理形成的水垢呈现方解石晶型,而经过电子水处理形成的水垢呈现文石晶型.

张天渠油田油井结垢机理及防垢方案

分析了张天渠油田油井结垢的特点和垢的组分及垢的成因,进行了化学防垢剂的筛选和加量试验,并提出了化学防垢方案和工艺方法。试验结果表明,CY-31、DFG-1防垢剂的加量最少,而且效果最好。

川西合兴场须二气藏气井CaCO_3结垢及清垢技术

讨论了川西合顺场须二气藏气井碳酸钙结垢机理。多次结垢预测结果表明,川合127井(井温125℃)、137井(126℃)气层水CaCO3饱和度指数均远高于1,结垢趋势强;127井井底油管内壁附着物中的无机盐,94%为CaCO3,6%为MgCO3。推荐使用成都孚吉公司生产的UT3-3型解堵剂清除出水气井结垢。UT3-3为特种螯合剂与有机酸、缓蚀剂、多种阳、非离子表面活性剂复合物,对碳酸钙的溶解时间随其用量增大而缩短,极限用量为CaCO3质量的40倍,温度升高时(28—70℃)溶解时间缩短,对NT-80SS钢试片的腐蚀速率很小,70℃时仅为0.0013mm/a。用UT3-3浸泡川合127井结垢严重的产气层4小时,然后加清水提喷排液,经清垢作业后该井油压、套压上升,产气量增加30%以上。

电化学法处理冷却循环水技术的应用

目前冷却循环水的处理方式主要局限在除垢方面且除垢效果有限,在阻垢方面少有报道。为了解决这一问题,本文提出了一种电化学法处理冷却循环水的新技术。采用自制电解系统对模拟循环水进行高频电场处理,通过调整电化学参数得到了最佳工艺条件,并深入分析了工艺机理。在实验研究基础上本装置在某企业进行了中试,进一步验证及完善了工艺条件。得出当电流为16 A、电压为5 V、极板间距为75 mm、流量为1000 m3/h时处理效果最佳。研究结果表明:该工艺具有极佳的阻垢效果;可使老化水垢松软便于剥离去除,表现出很好的除垢效果;可有效改变沉积物的晶型;方便高效,绿色环保。

长庆低渗透油藏地层结垢防治技术

注水开发的长庆低渗油藏地层结垢严重，20世纪90年代通过钻10口结垢检查井揭示了地层结垢特点，据此开发了依次注入吸附型防垢剂和螯合型除垢剂的地层清防垢技术。所用防垢剂是含铁离子稳定剂的膦酸盐复配物NTW-3，在油砂上吸附后可长期起防垢作用，工作液浓度一般不低于1％。所用除垢剂有主要针对钙垢的CQ-1和后期的CQ-3，主要针对钡锶垢的Remval Ba，工作液浓度一般不低于10％，前者应较高，后者应较低。1991～2006年在47口油井实施注入NTW-3＋CQ-3（或CQ-1）或＋Removal Ba的清防垢作业，42口井增油，有效期平均11．4月，详细介绍了4个井例，包括2口中等和中低渗井和2口特低渗井。特低渗西峰油田2001年开始注水，注水压力高达11．5～15．0MPa，注水半年后注水井吸水指数下降；岩心实验表明注入0．05％NTW-3＋10％Removal Ba或CQ-3可解堵，2002-2004年在6口注水井实施清防垢解堵，使吸水指数趋于稳定，有2口井的有效期超过2年。图3表5参4。

大庆榆树林油田注水井清、防垢剂的研究与应用

根据大庆榆树林油田注水井地层、井筒及其配套系统结垢原因 ,研制了清垢剂 (地层解堵剂 )YQG和防垢剂YFG ;针对该油田储层特点开发了运用暂堵转向技术、能控制处理强度的注水井清垢解堵工艺 ,应用该工艺和清垢剂YQG在 8口注水井进行清垢解堵试验 ,获得了良好的增注效果 ;在 13口注水井进行连续注入防垢剂YFG的长期 (1年 )防垢试验中 。

空穴射流清洗技术应用及流场数值模拟研究

针对油田普遍存在的结垢问题,依据流体力学中的空穴效应原理,介绍了空穴射流清洗技术的除垢原理,及其在使用中的技术优势.通过使用FLUENT软件对流场的数值模拟,从而达到对速度和压力场的分析,以便对空穴射流清洗器进行设计优化.最终通过实验验证得到较好的除垢效果,显示了该项技术在油田除垢问题中的广阔应用前景.

克拉玛依油田注水井解堵增注技术研究

随着开采时间的延长,注水开发油田地下矛盾进一步突出,产水量不断上升,产量逐年递减。克拉玛依油田自投入开发以来实施污水回注,由于回注污水水质不达标等因素,造成地层堵塞严重,注入压力高,注入量少。通过分析注水井动态资料和堵塞物情况,剖析了注水井的堵塞机理,针对不同堵塞机理,研制了相应的解堵剂,并对解堵液溶蚀岩样、降解聚合物、清除FeS垢进行了室内评价实验。结果表明,该解堵液溶蚀能力强,可大幅降低聚合物溶液的黏度、可氧化分解聚合物凝胶,能有效清除FeS垢。对水敏性储层砂岩酸化所存在的问题,采用FP-1防膨剂酸化增注工艺。现场实施后,措施效果显著,这对于其他油田类似现象有一定的借鉴意义。