Fenton试剂法去除含聚合物铬凝胶采油污水COD的室内研究

本项研究针对华北岔河集油田聚合物／铬弱凝胶调驱油藏采出水。实验污水水质数据（单位mg／L）如下：矿化度8432；含油1189；含悬浮固体51；含弱凝胶201；COD值1152。研究了Fenton试剂法去除污水COD的条件和外加因素的影响。除另外指出的情况外，反应温度为30℃，时间2h。当H2O2与Fe^2＋质量比为5：3时，使COD去除率达到最高所需加入的H2O2＋Fe^2＋量（单位g／L，下同），在暗光下为2．0＋1．2，在紫外光下为1．5＋0．9。固定H2O2加量为1．5，则两种情况下Fe^2＋最适加量均为0．9。H2O2＋Fe^2＋加量为1．5＋0．9时，最适反应温度区间在暗光下为40-50℃，在紫外光下为30--60℃。H2O2＋Fe^2＋加量为1．5＋1．0时，最高COD去除率和所需反应时间为：暗光下92．0％，2．5h；紫外光下95．7％，2．5h；紫外光加充氧时97．8％，1，5h；紫外光加充氧加草酸钠时99．0％，2h。随外加草酸钠量增大（0．1～0．6g/L），低H2O2＋Fe^2＋加量下COD去除率不断增大，较高H2O2＋Fe^2＋加量下达到最高值后略有下降，加量为1．0＋0．6和1．5＋0．9并加入0.5g／L草酸钠时分别为97．196和99，0％。图3表5参4。

高矿化度下影响弱凝胶调驱剂性能因素的研究

分别用AM/AMPS三元共聚物PAMS、两种HPAM和有机铬、酚醛交联剂,在矿化度1.1×105mg/L、含Ca2+、Mg2+各1.5×103mg/L的高矿化度水中配制成胶液,在75℃测定成胶时间和粘度在75℃下的变化,考察弱凝胶在高盐环境中的稳定性。酚醛弱凝胶的粘度高于有机铬弱凝胶;共聚物PAMS弱凝胶的粘度高于两种HPAM弱凝胶;PAMS/酚醛弱凝胶的粘度高而稳定性好。当PAMS浓度为1200mg/L、硫脲浓度为200mg/L时,随交联剂浓度增大,成胶时间缩短,弱凝胶粘度(20天测定值)增大,但在浓度超过一定值(Cr3+浓度30mg/L,酚醛有效浓度1000mg/L)后弱凝胶发生脱水。制备交联剂时配位体与Cr3+、醛与酚质量比增大时,成胶时间延长,弱凝胶粘度下降。在PAMS弱凝胶中,硫脲作为除氧剂的效能好于亚硫酸氢钠。图3表1参9。

压裂气井稳态产能研究

应用保角变换原理 ,将求带垂直裂缝的气井产量问题 ,转化为一简单的单向渗流问题。保教变换方法的特点是 :①能将z平面上特别复杂的渗流问题转化为w平面上相对简单和易于求解的渗流问题 ,经过变换后 ,只是改变了流线的型态和尺寸 ,而等势线上的势及井的产量不变 ;②变换后 ,可以恰如其分地描述井筒附近较为复杂的流动型态对压后产能的贡献 ,而以往的许多文献往往假设裂缝井的产能主要来自裂缝内的流体流动 ;③变换后假设的缝端封闭边界条件更符合实际。然后 ,根据微元体流动分析 ,综合应用物质守衡原理和非达西运动方程 ,同时利用压力耦合原理导出了裂缝内变质量流动时压力满足的二阶微分方程 ,进而推导出不同缝长和导流能力裂缝井的产能公式。所得结果与现场某气井压裂后产量相比 ,吻合程度较好 ,且简单易行 。

复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策。通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案。今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段。实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义。

含二氧化碳地层钻井液的复合缓蚀剂研究

针对钻具在含二氧化碳地层的腐蚀特征,优选出了4种缓蚀剂作为复配组分,用正交实验法配制出了一种新的高效的复配缓蚀剂。该复合缓蚀剂抑制钻井液中二氧化碳、氧气、硫化物对钻具的腐蚀效果明显,在100℃以下缓蚀率大于80%,能用于3000 m的深井;组分之间协同效应良好,而且与钻井液的配伍性能好。

一体式光催化氧化-膜分离流化床反应器性能的研究

通过对光催化氧化和有机膜分离技术的耦合,设计了一种新型一体式光催化氧化-膜分离流化床反应器,并通过利用颗粒状TiO2催化剂(粒径0.28～0.33μm)对浓度为10 mg/L的酸性红B模拟废水的降解实验,研究了反应器的性能。结果表明,反应器中TiO2的加入量以2 g/L为宜,废水脱色率达98%;膜组件底部的曝气装置可大大减轻膜污染,"表面冲洗+反冲洗"的清洗方法能够有效地恢复膜通量。

柱塞式注水泵技术改进与应用分析

为满足现阶段石油开发的要求,实现油田开采活动的持续稳定进行,减少相关设备组件故障发生的几率。文章以柱塞式注水泵为研究对象,针对易损件使用寿命较短的问题,采取针对性的技术手段,做好相关的技术改进与应用工作,旨在提升柱塞式注水泵的使用寿命,降低运行成本,保证石油开发的顺利进行。

二氧化氯杀菌技术在岔北注水站的应用

介绍了华北岔河集北部区块回注污水处理工艺和处理站概况。由于注入水中细菌数量严重超标（SRB菌数≥100个／mL），注水井油套管发生了极其严重的腐蚀。由一种市售双组分二氧化氯消毒液产生CO2，以SRB菌数103～100个／mL、TGB菌数100～10^5个／mL的岔北污水为水样，测得ClO2加量为2mg／L时，两种菌可被完全杀灭。使用天津正方公司制造的Mountain-410型二氧化氯发生器，2005年10月、11月、12月在岔北注水站进行了回注污水二氧化氟杀菌三阶段现场试验，加药点设在多功能过滤器后，监测点设在滤前、滤后、出站口（喂水泵后）及各配水间，监测项目为SRB、TGB菌数和ClO2残余浓度Cr。第一阶段加药量10mg／L，出站口Cr达到0．4mg／L后在11天内各监测点菌数高且波动大。第二阶段加药量加至15mg／L，出站水菌数达标，但4．3km外的两配水间菌数高，Cr〈1mg／L。第三阶段保持加药量为15mg／L．出站水不含菌，6个设监测点的配水间菌数为0或0．5、0．6个／mL，完全达标，距离处理站0．7、1．2、4．3km的3个配水间Cr为4．2、3．4、1．9mg／L。此后ClO2加量保持〈10mg／L，配水间Cr≥1．5g／L．注入水菌数达标。图1表4参4。

完善管理体制 推进技术进步 提高企业效益

降低成本,提高效益是企业追求的最终目标。作为油田企业,其成本和效益则直接体现在“油”上。油田企业的采油厂是生产“油”的单位,对成本和效益当然负有最直接的责任。因此,如何在这个环节上控制和降低生产成本,提高和增加经济效益就成为采油厂一项永无休止的攻关课题。在当今的时代,减员增效虽然是一条途径。