消泡-吸收法处理酸化返排液技术研究及应用

酸化返排液中伴有大量氯化氢及泡沫,现场处理难度较大。采用消泡、填料塔吸收、碱液喷淋中和等技术对其处理,开展了吸收塔设计选型,优化了喷淋时间、喷淋量等工艺参数,并针对返排液泡沫量大等问题进行了消泡剂优选、消泡反应时间优化等。研究表明:当GX-2消泡剂用量为125 mg/L,反应时间为1.4 min,碱液喷淋时间为1.2 min,喷淋量为7.5 m^(3)/h时,处理效果较好。现场试验结果表明:当酸化返排液中氯化氢含量为300~720 mg/m3时,可调节消泡剂用量为100~125 mg/L,喷淋量为6.5~9.5 m3/h,处理后酸化返排液中氯化氢含量降低至5.7 mg/m^(3)以下,处理效果较好。该技术在现场完成了14 000 m^(3)酸液处理,处理后液体回用率为95%,具有良好的环保效应。

电絮凝法处理酸化返排液技术研究

针对传统的中和、絮凝化学方法处理河南油田返排液产生絮体多且松散,处理成本高等难题,通过对河南油田返排液的电化学特性进行分析,从电絮凝技术的工艺原理、发展趋势以及模拟试验等三个方面进行了适用性研究,结果表明,通过电絮凝机的研制、工艺设备的优化和操作参数优化,可以较好的处理油田返排液,现场应用结果表明采用改进的电絮凝处理技术,处理后的水质达到了油田污水回注标准。

胶凝酸及酸化返排液中钛合金管材均匀腐蚀行为研究

针对钛合金油管在酸化作业中的腐蚀问题,开展了在不同温度、压力、流速及添加不同比例缓蚀剂的胶凝酸溶液及酸化返排液中钛合金管材的均匀腐蚀试验。利用扫描电镜、EDS等工具分析了腐蚀形貌和表面腐蚀产物。结果表明:随着试验温度从50℃升至150℃和试验压力从5 MPa增至10 MPa,钛合金管材在0.1 mol/L浓度胶凝酸中腐蚀速率明显增加,且在5 MPa、150℃或10 MPa、100℃条件下发生溶蚀现象。而在90~160℃、16 MPa条件下,添加3%~6%质量分数的钼酸钠类缓释剂可明显降低腐蚀速率,但在3%缓释剂的90℃溶液中,流速增至60 r/min则导致管材腐蚀速率增加约4.5倍。同时,在高温酸化返排液中钛合金管材仍存明显动态腐蚀,需要添加一定比例缓释剂控制钛合金的腐蚀速率。

酸化返排液对原油破乳脱水的影响研究

结合冀东油田实际生产情况，采用“瓶试法”研究了酸化返排液对原油乳状液破乳脱水的影响。试验结果表明，单一与混合酸化返排液都大大降低了原油脱水效率，同时筛选出满足外输要求的破乳剂；对单一酸化返排液筛选出破乳剂C‐1（返排液G104‐5P30，破乳剂选取C‐2），原油破乳脱水率为92％～96％；对混合酸化解堵液筛选出破乳剂YJ‐1和YJ‐5，原油破乳脱水率为92％～94％。

酸化返排液无害化处理技术研究

针对现有酸化返排液处理工艺不完善、水质不达标,影响联合站正常运行的问题,通过对多口酸化井返排液的分析表明,酸化返排液具有pH值低、总铁离子浓度高、腐蚀速率高等特点,建立了"沉降-中和-氧化-絮凝"组合处理工艺,优化确定了工艺参数,实现处理后水pH值为6.7~7.5,总铁离子质量浓度小于5mg/L,腐蚀速率小于0.076mm/a,原油质量浓度低于20mg/L,悬浮物质量浓度低于20mg/L,达到联合站进水要求。

海上油井酸化返排液脱水工艺实验研究

针对海上油田油井酸化返排液引起电脱水器频繁跳闸的问题,本文以渤海P油田油井酸化返排液为研究对象,在分析目标区块酸化后返排液物性参数的基础上,经过大量室内实验,明确了原油酸化返排液影响电脱水器跳闸的根本原因。实验结果表明,酸化返排液引起电脱水器跳闸的根本原因主要是酸化过程中酸液体系与地层中粘土矿物以及金属管道反应形成难溶的氟硅酸盐和氢氧化铁胶体混合物,在原油和地层流体的作用下乳化,返排液在电脱水器中无法形成稳定的油水界面,导致电脱水器跳闸。在此基础上,提出采用物理和化学相结合的复合处理工艺,通过离心与除泥剂的双重作用,处理后电脱水器恢复正常工作。

常用酸化返排液处理技术现状

酸化措施增产效果显著,但酸化后返排液处理却成为困扰各大油田的难题。返排液水相处理后可排放或回注,油相处理后进入集输流程。本文将返排液处理分为油相处理和水相处理两部分,分别对其进行论述。对常用的返排液处理方法及过流原因分析进行了归纳,并对其发展方向进行了展望。

酸化返排液中无机离子对电导率的影响

酸化是油田增产增注的重要措施之一,但酸化返排液的电导率过高会引起流程中电脱水装置跳闸。本文研究渤海油田4口油井酸化后返排液中离子种类、含量及高价金属离子对返排液电导率的影响,结果表明:返排液中所含无机离子的种类基本一致;返排液中的离子总含量越高,其相应电导率越大;随着Ca^(2+)、Mg^(2+)和Fe^(3+)这3种特征离子浓度的增加,返排液的电导率逐渐增加,当离子质量浓度为1 000 mg/L时,3种返排液的电导率分别为57.8、59.7和55.4 mS/cm;特别地,Fe^(3+)对前期返排液电导率的提升能力约为同浓度下Ca^(2+)、Mg^(2+)的2~3倍。

酸化返排液对原油乳化液稳定性的影响

渤海湾QHD32-6海上油田两口油井酸化后返期期间，原油集输系统三相分离器和热处理器水相出口pH值下降。最低降至4．0，返排11小时后恢复正常值7．0。在此期间原油乳状液样稳定性增大，破乳剂（BH-09）的性能显著变差。考察了影响原油乳状液稳定性的3个因素。①显微观测表明pH=8．0时乳化水滴在油外相中分布较为均匀，而pH=2．0时乳化水滴出现凝聚倾向，使破乳剂不易进入油水界面；油水界面张力在pH≈7时最高，随pH值降低（7-1）而降低，随pH值升高（7-12）而迅速降低；注碱中和返排酸液引起pH升高，是原油乳状液稳定性增大的主要原因之一。②酸化产生的胶态金属氢氧化物和黏土颗粒使原油乳状液稳定化。③酸液中具有表面活性的添加剂使黏土颗粒亲油化或亲水化，导致原油乳状液稳定性增大。图2表3参8。

海上油田酸化返排液处理实验及就地处理系统设计

不动管柱酸化技术用于海上油田的施工相对简单,可降低作业成本,但酸化返排液进入生产流程可能影响系统正常运行,将其储存运回陆地处理又费时费力。为解决海上油田返排液处理问题,以渤海J油田酸化返排液为研究对象,通过室内实验,分析了返排液的物性及氧化除铁、絮凝除杂、热化学与二次超声波联合脱水等方法对返排液的处理效果。在此基础上,设计了一套适用于海上平台的返排液处理撬装化系统。对见油前的返排液主要实行除铁和混凝过滤处理,对见油后的返排液主要实行热化学脱水和超声波脱水处理。现场试验结果表明,应用此系统可以实现海上油田酸化返排液就地处理。

蓬莱19-3油田酸化返排液难处理原因探究

针对蓬莱19-3油田酸化返排液难处理问题展开研究,实验发现,该油田酸化返排液脱水困难,油相含水率偏高,乳化状态稳定。对可能导致返排液乳化稳定的物质进行了分离并鉴定,初步确定该物质主要成分为Fe S。经验证,对除去Fe S后的酸化返排液破乳,油水顺利分离。据此判定,导致蓬莱19-3油田酸化返排液乳化状态稳定且油水分离困难的物质主要为Fe S。

海上油田酸化返排液处理工艺研究

海上油田酸化返排液处理技术选用气浮隔油-斜板除油-中和絮凝过滤的工艺流程。采用实际海上油田酸化返排液,对气浮隔油、斜板隔油、中和过滤等处理单元进行模拟试验。试验结果表明,采用气浮隔油池-斜板除油器的工艺流程处理海上油田酸化返排液是可行的。处理出水达到考核指标,实现了酸化返排液油水分离的目的。优选出了预分离处理设备及参数,确定了最优及最经济的预分离单元工艺方案。

油田酸化压裂返排液的回注处理技术研究

对强腐蚀性、高黏度、高含油量和高悬浮物量的酸化压裂返排液进行了“降黏-中和-脱稳-过滤”处理。结果表明,最佳降黏工艺条件为:pH=4,H_(2)O_(2)投加量2000 mg/L,Fe^(2+)投加量500 mg/L,反应时间60 min;最佳脱稳工艺为:pH=8,PAFC投加量120 mg/L,PAM投加量1.2 mg/L。优化条件下,经综合处理后的酸化压裂返排液,其含油量4.4 mg/L,SS含量1.3 mg/L,平均腐蚀率0.035 mm/a,黏度1.4 mPa·s,与地层水以任意比例混合,配伍性较好,各指标均达到回注水的标准。

伊拉克米桑油田酸化返排液现场处理工艺与应用

油田开发过程中,酸化是油田广泛应用的增产增注技术。伴随着酸化过程中必然产生大量的酸化返排液,其具有成分复杂、理化性质多变、原油和悬浮物含量较高等特点,如果直接排放会造成严重的环境污染和资源浪费。基于油田酸化返排液的特点,对地面处理工艺、化学药剂的选择及注入、过滤方式和设备结构等进行了优化,从而设计了一套适合伊拉克米桑油田的酸化返排液现场处理工艺。该工艺主要有:酸化返排液在井口注入破乳剂→三相分离器油气水分离→废水经立式两级水力旋流器除油→精细过滤除油等。

油田酸化用助排剂研究进展

根据调研公司在酸化施工过程中,油井出现的乏酸返排的问题,通过总结现阶段国内外解决酸液返排的方法,即向酸液中加入助排剂来提高乏酸返排效率。本文总结了国内外主要应用的5大类酸液助排剂的基本组成和性能,讨论了未来助排剂的发展趋势,提出了新型助排剂产品与配套返排工艺相结合,实现经济与环境友好双赢,为国内酸化施工提供有效方法和依据。

胜利海上油田酸化油的处理

酸化油形成的乳状液体系稳定性好,采用在用破乳剂和加热沉降等常规处理方法对酸化油破乳脱水无明显作用。导致酸化油处理困难的主要影响因素为乳状液体系的pH值、酸化淤渣,以及酸化液中的盐酸、助排剂、防膨剂和缓蚀剂。针对酸化油破乳脱水问题,在地面集输系统中采取的处理措施主要为调整乳状液体系的pH值和控制酸化淤渣的生成。酸化处理剂可选取碳酸钠作为酸化油的碱化剂,加注量依据乳状液体系的pH值调至6～8范围内为原则,可选取TS—90破乳剂作为酸化油的破乳剂,加入浓度宜控制在200 mg/L左右。

三元洗井液预处理技术室内实验研究

随着油田开发的不断深化,三元注入井大量增加,洗井作业是保障生产的有效措施,其施工后将产生大量的三元返排液。由于三元洗井液成分复杂、碱性高、黏度大,不能直接进入污水系统进行处理,因此需采取预处理措施降低洗井液黏度、含油量及悬浮物含量,减轻下游处理压力。通过对三元洗井液、压裂返排液及酸化返排液进行组分分析,并对混配机理进行研究,制定出三元洗井液—压裂返排液、三元洗井液—酸化返排液室内混配实验方案。通过处理水质对比,初步确定了采用酸化返排液处理三元洗井液具有较好的降黏和破乳效果,并且在三元洗井液与酸化返排液以1∶2体积比混合时,可将三元洗井液中含油质量浓度降至172.0 mg/L,悬浮物质量浓度降至13.3 mg/L,混合体系黏度降至2.2 mPa·s,有效降低了三元洗井液下游污水处理环节的难度。

酸化返排液/原油乳状液的破乳脱水研究

酸化返排液与原油混合可形成稳定性强的乳状液,影响原油的脱水及原油沉降罐的安全运行。通过室内实验考察温度、破乳剂加量、pH值及降黏剂加量对乳状液黏度和破乳效果的影响,并采用显微镜观察不同阶段乳状液微观形态变化。实验表明：酸化返排液与原油混合成的乳状液其黏度随温度升高先急剧下降,后平缓下降,在温度低于40℃时乳状液稳定性较强,温度50~60℃时,随着温度升高,乳状液脱水率上升幅度不大,综合选取破乳温度为50℃;添加破乳剂有利于降低乳状液黏度,但效果不明显,破乳剂加量越大,乳状液破乳效果越好,当破乳剂加量达到150 mg/L后,随破乳剂用量加大,乳状液脱水率上升幅度不大,综合选取破乳剂加量为150 mg/L;调节酸化返排液pH值至6.0~7.0有利于乳状液破乳,pH值越高,油水界面变得棱角分明,脱出水的原油结构更加紧密;加入降黏剂后,乳状液脱水速度明显加快。研究结论对指导油田酸化改造后,井口初期返出的乳状液实施破乳具有借鉴作用。

酸化返排液对原油脱水的影响研究

酸化返排液具有酸度高、矿化度高等特点,若直接进入生产管道,容易与原油形成稳定的乳状液,导致原油脱水困难。为掌握酸化返排液的pH值、钙离子、镁离子、铁离子四种因素对原油脱水的影响规律,采用单因素实验法,以脱水率、壁面状况为评价指标,考察原油乳状液的热沉降脱水效果。实验表明:随着pH值的降低,乳状液脱水率降低,原油粘壁增多;高价阳离子会使原油乳状液脱水效果变差;不同高价阳离子对乳状液脱水效果的影响程度从高到低依次是铁离子、镁离子、钙离子;铁离子在不同pH值下对原油乳状液脱水效果影响差别较大。

压裂酸化措施返排液处理技术研究

基于大庆油田等领域不断发展的背景下,酸化处理问题逐渐引起了人们的关注,但就当前处理现状来看,返排率仍然仅维持在50%-60%左右,因而在此基础上,为了达到良好的处理效果,要求大庆油田等产业在发展过程中应注重强调对压裂酸化措施返排液处理技术的应用,继而在此基础上,缓解悬浮物、COD等因素的影响作用,达到最佳的处理状态。本文从化学法、Fe/C微电解等层面入手对先进的返排液处理技术手段进行了深入分析。