油田化学品技术的创新

油田化学品技术的创新（共9篇）

油田化学品技术的创新 篇1

油、水井进行动管柱解封作业时, 由于地层出砂, 顶部封隔器和隔离密封结垢等其他原因导致解封遇阻。处理这种被卡管柱一般不宜硬拔, 而是先处理卡点以上的自由部分, 然后选择打捞工具捞出余下部分。化学切割技术能从管柱内部的任意点进行切割, 切口工整, 便于下步打捞作业。

1 化学切割技术

化学切割是用电缆起下、电流引爆、使切割工具内的化学药剂相互接触反应, 产生高温高压化学腐蚀剂从工具下部孔眼中高速径向喷出, 腐蚀切割管柱、回收井下被卡管柱的工艺技术。

该切割技术的工具串由前磁定位仪、点火头、推进火药筒、锚定、化学药剂筒、切割头等主要部件组成。化学切割的工作原理是:利用前磁定位仪对设计的切割点进行准确校深。电缆控制点火头从而使火药筒工作产生瞬间高压气体 (可达170MPa) , 高压气体使锚定座与管柱内壁, 同时使化学药剂筒上下端破裂盘破裂, 使化学药剂发生化学反应 (3Br F3+4Fe=3Fe F3+Fe Br3) 。化学反应产生的高温高压, 导致切割头内活塞下行打开切割头孔眼, 从而使化学反应中的液体高速喷出将油管腐蚀切断 (大约需要150±25ms) 。

2 渤海油田的应用

2.1 南堡35-2的应用

南堡35-2区块为我国渤海油田典型的高粘, 低渗型油藏, 地质储量丰富。为了提高采收率, 该矿区需要定期对油井进行注热管柱和生产管柱的交替更换, 从而实现稠油热采。2013年10月B30井进行注热管柱更换作业时, 上提油管挂解封时遇阻, 按注热双层保温氮化管的抗拉强度计算, 上提悬重91t上下活动解卡均无效果。研究发现油层顶部的定位密封和各油层之间的隔离密封, 因长期受到高温高压的作用导致密封段径向膨胀而无法正常拔出。

针对此种油井解封遇阻的现象, 现场采取了两套方案:第一连续油管切割;第二化学切割。由于化学切割设备数量有限, 现场采用了连续油管切割。连续油管在施工方面需要许多大型设备配套使用如:连续油管转盘及动力撬、井口连续油管起下设备、油管起下控制装置、防砂泵等其他附属设备。此次连续油管切割采用石英砂高压喷射工艺。但是现场施工时压力的选择是个难点:压力偏高会导致油管外部的防砂管柱受到损坏, 压力偏低直接导致油管不能有效切割。经过对两个切割点的作业, 均不能有效的控制喷砂压力将油管切割。

选择化学切割技术, 地面设备只需要电缆绞车托撬和动力装置就能满足作业需求。相对于连续油管切割少了很多地面设备, 更重要的是减少了井口高压作业带来的风险和对井下防砂管柱的保护。此次的化学切割只需要2趟起下电缆:通井和切割。作业从工具串入井到起出整个工作累计时间为8h, 有效的提高了修井作业时效。对油井及时生产也带来了经济效益。

2.2 秦皇岛32-6的应用

秦皇岛32-6区块为21世纪初与雪佛龙公司合资油田, 采油平台结构紧凑, 吊货甲板可使用面积小。该矿区对部分注水井进行注水新工艺实施, 优化注水方案时, 管柱解封容易出现解封遇阻现象。2016年5月B2井在进行解封4.5寸J-55油管时出现遇阻现象, 鉴于B2井管柱曾经进行酸化作业和该平台的修井机的最大抗拉负荷为90t, 实际采用上下活动和悬吊55t均未凑效。

采用化学切割技术处理卡点以上管柱时, 此井的化学切割时效仅为7h, 且一次成功, 这种高时效技术为处理卡点以下管柱争取了宝贵的时间。秦皇岛32-6矿区的6个老采油平台由于受甲板面积、钻台井口空间和修井机 (井架型号为HXJ90, 最大抗拉强度90t) 上提吨位等各种因素限制, 在对油、水井解封遇阻处理时不能实施有效的解卡办法。而化学切割的简单一体化设备相对油管内切割的连续油管切割, 对场地要求、钻台和井口空间的要求都有显著的降低, 在32-6矿区的6个老平台得到了充分的利用。在保证作业的时效时, 也保障了人员和设备的安全。

3 化学切割注意事项

1) 化学药剂具有强烈的腐蚀性, 应做好防泄漏、防污染、防急救工作。

2) 下切割工具串前必须做好管柱内通井工作, 确保管柱畅通。

3) 由于采用电缆信号进行点火引爆切割, 因此现场切割前需要平台保持无线电静默, 避免干扰。

4) 切割前确保管柱内的液面在井口, 避免割开后油套压力不平衡, 出现压力返涌现象。

5) 管柱被切断后, 电缆张力有明显的变化, 钻台也会发生震动。

6) 切割时要确保切割工具串在液体中, 且液体的含水在5%以上, 干井、气井、纯油井必须进行洗井或者正挤水处理, 确保化学药剂充分反应。

4 结束语

油井解封遇阻时, 由于受到电缆封隔器和电缆的限制不能有效实施倒扣处理。水井解封遇阻时, 采取常规的倒扣处理时不能有效选择倒扣点, 给作业带来了不确定性, 增加作业周期, 提高了修井成本。化学切割由于设备简单, 操作方便, 切割高效, 切口规则, 使得该技术在渤海油田较小的采油平台得到广泛的应用。

参考文献

[1]周望, 赵学昌, 何师荣.化学切割和喷射切割工艺[J].石油钻采工艺, 1988, (1) :91-95.

[2]李乐中.新型化学切割仪[J].石油仪器, 1993, (2) :120.

油田化学品技术的创新 篇2

摘要

从钻井用化学剂、采油用化学剂、提高采收率化学剂、油气集输和水处理化学剂、油气田开采废弃物处理剂等方面对国内近期油田化学品开发与应用情况进行了介绍，指出了目前油田化学品研究应用和开发方面存在的问题，并对油田化学品未来研究与发展进行了展望，认为可生物降解的天然改性产物及类天然产物结构的聚合物开发，通过分子修饰改善原有聚合物或天然改性产品的性能是未来油田化学品的发展方向。关键词：油田化学品、开发现状、展望

1、前言

近些年以来，国际原油价格一路走高，在高油价下，原油的措施性开采使油田化学品的需求量得到了快速增长，2008年7月国际原油价格达到147.27美元/bbl，随后，受多重因素的影响，国际原油价格急剧走低，早先刺激原油的措施性开采将逐步放慢，这就使原本快速增长的油田化学品市场出现了新的变数，预计近五年全球市场总值将缓慢或出现负增长，而国内油田化学品仍将保持一定的增长，但速度不会突破3%。随着西部和南方海相地层的开发，以及海外业务量的不断增加，钻井化学品的需要仍会大幅度增加，预计未来期间钻井化学品将保持4%以上的增长速度。由于东部老油田稳产的需要，提高石油采收率的化学品需求仍将出现快速增长，可能达到5%以上。开采用化学品相对前两方面要慢，但平均增幅预计也在2%以上，其他化学品增幅也相应增加。

2、开发与应用现状

国内近十年来针对油田实际，重点围绕新聚合物(包括天然改性聚合物)和表面活剂方面开展了大量的研究，并取得了长足进步，同时也有针对性地进行了专用新单体表面活性剂所用原料的开发，并围绕新处理剂研制开展了一些基础性研究。目前油田化学品已基本满足了石油勘探开发的需要，其总体水平达到或接近国际先进水平，有些产品甚至达到国际领先水平。

2.1钻井用化学剂

钻井用化学品方面的研究比其他化学品更活跃。据不完全统计，这方面的研究占油田化学品研究总量的近50%，这与钻井在石油勘探开发中所处的地位和所面临的新问题有关，特别是随着石油钻井向深井、超深井方向发展，对钻井化学品提出了更高要求，也为钻井化学品的发展提供了更大空间。2.1.1钻井液处理剂

①AMPS多元共聚物抗温钻井液处理剂AMPS多元共聚物抗温钻井液处理剂的研究主要集中在2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)单体与丙烯酰胺、阳离子单体等进行共聚合成具有不同作用的聚合物产品上，研究以降滤失剂为主。应用结果表明，该类聚合物具有较强的耐温抗盐、降滤失、防塌及抑制地层造浆能力，热稳定性及配伍性好，能协同其他处理剂提高钻井液的综合性能，大大减少了井下复杂情况，提高了钻井速度，降低了钻井液成本，展现了良好的应用前景。

②无机-有机聚合物 采用无机材料通过特殊处理后与有机单体进行共聚，既保证了产物具有良好的抗温抗盐能力，且成本也较低。目前系列产品已经推广，特别是作为高钙盐钻井液的处理剂，使钻井液技术水平有了大的提高，目前已经在多个油田应用，该工作也为新型处理剂的开发开辟了新思路。

③环保钻井液材料 这方面研究主要集中在以天然材料为主开发的无污染新型钻井液处理剂和聚甲基葡糖甙。这些材料组成的钻井液，特别是聚甲基葡糖甙钻井液，可以生物降解，且具有较好的抑制能力，有利于保护油气层。环保钻井液材料的开发也代表了新处理剂的发展方向。2.1.2油井水泥外加剂

油井水泥外加剂方面，以磺酸类聚合物研究较多，如AMPS、SS(苯乙烯磺酸盐)、VS(乙烯磺酸盐)、AS(丙烯磺酸盐)共聚物，同时还有羧酸类产物，如AA(丙烯酸)、MAA(甲基丙烯酸)、HEA(羟乙基丙烯酸)、IA(衣康酸)等的共聚物。由于AMPS耐温耐盐能力强，聚合活性高，故其共聚物研究更受重视，目前国内已形成规模化生产。以AMPS聚合物为主要成分的油井水泥降滤失剂已见到了良好的应用效果，但超缓凝现象的控制没有很好解决，在应用中需要配合相应的外加剂进行配伍实验后才可应用。AMPS聚合物作为高温缓凝也进行了初步探索，同时围绕防气窜剂和分散剂也开展了相应的探索。

①高温缓凝剂

高温缓凝剂方面的研究包括天然聚合物及其改性产品。为解决深井及超深井固井难题，克服一般固井用缓凝剂材料(铁铬盐、酒石酸、CMHEC、木质素磺酸盐等)存在的过缓凝或过敏感、抗高温能力差等问题，以衣康酸和AMPS为原料研制开发了GH-9油井水泥抗高温缓凝剂。该剂有很好的高温缓凝作用，与大多数的分散剂、降失水剂有良好的相容性，经现场应用证明，该剂能够满足高温固井需要，并适合在严寒条件下施工，具有一定的推广应用价值。

②降失水剂

降失水剂主要是天然材料改性产物和合成聚合物类产品。天然材料方面以多种改性材料的复配物为主，合成聚合物方面主要围绕AMPS和AM等单体的二元或多元共聚物研究。

③防气窜剂

最有效的防气窜剂是胶乳类，主要是丁苯胶乳。如哈里伯顿公司的La-rex2000丁苯胶乳。为提高丁苯胶乳自身的耐温性能，可通过提高丁苯胶乳中苯乙烯的含量(达到80％～95％)，并加入少量第三功能单体，使丁苯胶乳在不加入稳定剂的条件下，在193℃的水泥浆中仍保持性能稳定。

2.2采油用化学剂 2.2.1堵水剂

随着我国注水开发油田综合含水不断升高，调剖堵水难度越来越大，原有的调剖堵水剂用量逐渐增大或效果变差，在老油田特高含水开发阶段，适时的研究和开发新型调剖堵水剂是油田开发中的一项重要课题。近年来在堵水剂方面开展了大量卓有成效的工作，为老油田稳产做出了积极贡献。

①剖堵水剂

由淀粉与AM、AMPS接枝共聚得到AM/AMPS-淀粉预交联凝胶调剖剂ROS，其膨胀度在淡水中达250左右，在10×104mg/L盐水中达70左右，90℃环境中放置8周后性能良好，在原油中具有收缩性能，其柔顺性好，注入性强，调剖效果显著。还针对高温低渗油田需要开发了改性落叶松栲胶堵剂，以及以丙烯酰胺为主要原料，辅以有机-无机交联剂和其他添加剂而得到的新型颗粒调剖堵水剂，这些研究使堵水剂水平上了一个新台阶。

②选择性堵水剂

在一些情况下，选择性堵水剂要求更高，近期开发的有AM/DMDAAC两性聚合物等，用AA／AM／AMPS／ DBDMAC(二烯丁基二甲基氯化铵)四元共聚物，与酚醛树脂组成的选择性堵水剂适应性更强。丙烯酰胺和AMPS单体为原料，N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂制备的体膨型可选择性堵水调剖剂选择性强，堵水效果好。采用泡沫凝胶选择性堵水，堵水能力强，选择性较明显。2.2.2压裂液添加剂

压裂液添加剂中，聚合物产品主要作为增稠剂。近年来天然胶应用更趋成熟，这方面主要集中在天然植物胶改性。目前要求较高的地区主要采用胍尔胶和改性胍尔胶；田菁胶或改性田菁胶因为残渣不能进一步降低，应用受到限制；同时清洁压裂液添加剂也得到推广。水溶性合成聚合物P(AM/AMPS)作为压裂液增稠剂，耐温、耐盐、抗剪切性能良好，具有良好的推广前景。表面活性剂方面则主要包括用于清洁压裂液的黏弹性表面活性剂等，以黏弹性表面活性剂制备的压裂液对气藏岩心的伤害率低，已受到了油田化学工作者的重视。2.2.3酸化缓蚀剂

在酸化缓蚀剂方面，近期的研究有能有效阻止或降低金属腐蚀速率的一类化学剂，如咪唑啉季铵盐、咪唑啉聚氧乙烯醚、硫代磷酸酯咪唑啉衍生物、磷酸酯咪唑啉衍生物、炔氧甲基胺及其季铵盐复合物、CT2-1含硫油气管道缓蚀剂、CT2-2含硫油气管道缓蚀剂等，以及以酮醛胺缩合物为主剂的复配体系和以吡啶、喹啉复合季铵盐为主剂的复配体系。同时炔醇类化合物和有机含氮化合物的复合物也逐渐受到重视。2.2.4杀菌剂

杀菌剂方面主要围绕烷基改性的季铵盐类杀菌剂、季膦盐类杀菌剂、双分子膜表面活性剂型杀菌剂、双重作用的杀菌剂和复配型油田专用杀菌剂等开展研究，主要产品有稳定性二氧化氯、二氯异氰尿酸钠等。2.2.5助排剂

助排剂主要是表面活性剂的复配型产物，如聚氧乙烯醚、含氟酰胺化合物、多种表面活性剂复配的高效发泡助排剂，适用于高温油藏和深井酸化作业残酸返排需要的高温酸化助排剂以及可用于低压低渗透层油气井酸化压裂用高效助排剂。

2.3提高采收率化学剂

2.3.1聚合物驱油剂

在聚合物方面，驱油用聚合物是近年来研究的热点，特别是针对高温和高盐条件下的驱油剂研究更受重视。在新的驱油用聚合物中主要有含磺酸基的聚合物、疏水缔合聚合物和梳型聚合物等。

①磺酸基的聚合物

含磺酸基聚合物驱油剂研究重点是抗温抗盐的聚合物驱油剂，尤以AMPS的聚合物备受关注。当前已开展的研究有AMPS/AM二元共聚物、丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等。这些聚合物均表现出较好的抗盐性能和增黏性能，关键是制备超高相对分子质量的产品，目前虽然已经具备工业生产能力，但国内适用于超高相对分子质量的聚合物生产的高纯度AMPS单体产量小，不能满足需要。由于成本因素，目前条件下发展还受到一定限制，但作为抗温抗盐驱油剂已经应用，并见到较好的效果。

②疏水缔合聚合物

用疏水单体与水溶性单体共聚可得到疏水缔合聚合物，如苯乙烯衍生物和丙烯酰胺等。室内研究表明，疏水缔合聚合物作为驱油剂具有很好的增稠效果，但在实际应用中却暴露出许多问题，目前该方面应用研究基本停止，但室内研究仍然进行，将来的关键是提高其高温下的水解稳定性。

③梳型聚合物

由于梳型聚合物分子具有位阻大、热稳定性高、抗盐性好等特点，在现场应用中体现出了明显的优势，在中、低温和低矿化度的地区具有良好的效果，今后应进一步提高其抗温抗盐能力，扩大其应用范围。2.3.2表面活性剂

天然羧酸(以植物油皂角为原料)已经进行现场应用，并见到了较好的效果，但产品的稳定性以及在高温高盐条件下的性能还不能满足要求。用棉籽油角制成的混合天然羧酸盐、改性腐殖酸钠、偏硅酸钠及聚醚类表面活性剂组成的驱油用复合表面活性剂，以及以天然混合羧酸盐为主，复配以非离子和两性表面活性剂及助剂得到的表面活性剂驱油剂ZY5，均具有较好的推广前景。在合成表面活性剂方面还围绕抗温抗盐开展了工作，目前效果还不理想。

3.3采油方面

3.3.1堵水、调剖剂

根据不同油藏的地质特点，有针对性地研究开发高效堵剂，其中选择性堵水是重点。在选择性堵剂方面，提高耐温耐盐性能是主要研究方向，可以采用AMPS单体等共聚合成阴离子或两性离子聚合物产品。同时也要加强对低温油藏的堵水调剖剂的开发和研究。深部调剖技术在国内外提高采收率技术研究和应用领域中已受到普遍关注，因此适合深部调剖的耐温抗盐的堵水、调剖剂应更加引起重视。3.3.2助排剂

助排剂方面应开展适合高温、低渗、稠油油藏等特殊油藏的一剂多效助排剂，加强酸化助排剂的理论研究，开发一剂多用酸化助排剂。围绕上述需要将来重点是研制高性能的表面活性剂，低界面张力的表面活性剂，并通过复配生产高效助排剂。3.3.3压裂、酸化用稠化剂

未来方向是开发原料易得、价格低廉、低残渣的天然植物胶或改性天然植物胶、纤维素类和淀粉等天然材料改性类压裂、酸化用的稠化剂。以AMPS、NVP和N-烷基丙烯酰胺聚合物、两性离子聚合物为重点，开发抗温抗盐的合成聚合物胶凝剂或稠化剂；并根据压裂工艺的需要开发浓缩压裂液所用处理剂，酸化作业中所需的油溶性屏蔽暂堵剂，以及超高温压裂液添加剂。3.3.4缓蚀剂

缓蚀剂方面将来应围绕无机缓蚀剂与有机缓蚀剂的复配优化、天然动植物及工业副产品制备缓蚀剂、适用于高温与高质量浓度酸液的长效酸化缓蚀剂、环境友好有机缓蚀剂方面开展工作。3.3.5黏土稳定剂

黏土稳定剂方面应进一步开发新型季铵盐类表面活性剂，开发以甲基丙烯酰二甲胺基乙酯和烯丙基二甲基氯化铵聚合物为主的阳离子聚合物，要兼顾产品的防膨和控制运移双重作用。在开发中还应根据应用的环境(酸化、压裂和注水等)区别对待，有针对性地开展工作。3.3.6乳化剂

适用于泡沫压裂液的高效表面活性剂，要求起泡性强，泡沫稳定性好，适用于油乳酸体系的抗温乳化剂，保证体系在高温下稳定。同时要重视黏弹性表面活性剂的开发应用。参考文献：

油田化学品技术的创新 篇3

关键词：油田化学品,质量监督,检测技术

油田化学品是油田开发生产中不可缺少的化工材料,其应用遍及石油勘探、钻采、集输和注水等所有工艺过程。近年来,随着人们对石油勘探、钻采等工艺过程的认识不断提高,化学品在石油探勘开发中的应用备受重视,油田化学品的用量也就越来越大[1]。我国油田化学品产品质量管理近年来有了很大的发展,但较欧美标准相比还有改善的空间,因此,必须加强质量管理,改进质量管理模式,建立和完善质量监督管理体系,加速质量改进的步伐,严把产品质量关,同时学习和借鉴国内外先进的管理理论和方法,以应对市场竞争中国际大公司在技术、资金、管理等方面的挑战[2]。油田质量监督机构作为油田化学品检测的第一站,必须做好产品的质量控制,对油田化学品的质量进行有效监管,确保油田利益得到充分保障。

1 油化剂产品市场现状

随着油田开发程度的加深,对油田化学品的需求越来越大,对油田化学品产品的质量、性能要求也越来越高。

据美国freedonia咨询公司数据[3],目前世界油田化学品市场规模已达到71~78亿美元,全球油田化学品需求的年增长率为2.5%。需求量增长最快的是北美、亚太地区,这些地区的油气开发均有新的重要进展,对油田化学品的需求增长迅速。

近年来我国油田化学品的研制、开发和应用都取得了很大的成绩,在石油勘探和开发中发挥了重要的作用,在品种、数量和质量上均已达到相当水平。据统计,目前油田常用的化学品品种有50多种,品牌达500多个,全国油田化学品年用量120×104t,其中精细化学品35×104t,预计我国油田化学品的消耗量将以年均10%的速率递增。钻井液材料是用量最大的油田化学品,约占油田化学品总用量的45%~50%,价值占65%以上,而采油用化学品技术含量高,其用量占总销量的1/3,这两类在油田化学品中占有重要位置[4]。

油田化学品的产品质量不稳定、质量问题频出,使得油田化学品的质量监督,成为油田企业的监管难题。

2 目前工作中存在的问题

中国石油大港油田分公司检测监督评价中心质量监督站在多年的油化剂产品质量监督检测工作中遇到了一些问题。

2.1 油田化学品名称混乱

油田化学品品种杂、厂家多、命名不规范。有的产品名称与标准内容不一致,产品名称中不标明产品的适用范围,甚至存在夸大产品适用范围的现象;同一类产品或起相同作用的产品,随意加以特殊代号、名称;很多产品从名称和代号无法判断出主要成分和功能。

2.2 技术标准不规范

(1)各生产厂家根据自己情况制定标准,而忽视了标准的可操作性。很多企业标准的编写,不是出自相关技术人员之手,存在标准代号不规范,结构和编写不符合GB/T 1.1要求,标准前后内容无法呼应,甚至前后矛盾,有性能指标没有相应检测方法,有检测方法却没有对应的性能指标的情况时有发生。

(2)未注明标准的适用范围或适用范围过于宽泛。标准引用不明确,对标准年代号有要求的,未注明标准年代号,适用标准为最新有效版本的又注明了标准年代号。甚至有的引用标准张冠李戴,两个检测相同参数而适用于不同范围的标准引用错误。

(3)所列参数不能体现产品的实际应用效果,只是一些基本的物理性能参数,而规避有效物或主要组分含量等参数。参数指标范围缺乏考证,有的并不是越大越好或是越小越好的参数,而只规定了上限或者下限,且单位未统一为国际单位制。还存在为了降低产品成本有意降低指标值,或将指标值定的过低等现象。

(4)实验方法中用来处理样品的一般试剂没有配制方法,标准溶液没有标定方法,实验操作过程中试剂没有明确的加量,用到的基准材料难以获得,也没有相应控制指标要求。所列出的仪器设备不是通用性的设备,属于厂家自己创造的设备,未进行可行性的评价,更没有通过相关主管部门的验收,所列数据不具有说服力。实验现象不明显,实验终点判断模棱两可。从计算公式上扩大或缩小计算结果,使得实验结果符合指标值。

(5)有些产品在已有国家标准和行业标准的情况下,一些企业与其他同类产品有所谓不同之处,便执行自己企业标准,但标准中的性能指标较国标或者行业标准低,可能致使劣质产品蒙混过关。

(6)产品成分不明确,一些厂家对产品的认识不足,或隐瞒产品的安全隐患,对一些会发生剧烈反应产生有毒有害产物或瞬时释放大量热量或气体的产品,未对其储存、实验条件进行说明。此外,标准中普遍缺少环境指标,油田勘探开发已经遍及陆地和海洋,涉及农田、城市和海洋等环境脆弱地区,油田化学品产品标准中加入环境指标就变得尤为重要。

2.3 检测手段滞后

随着油田的深入开发,油田化学品也不断地更新换代,检测性能参数相应发生改变,现有实验仪器设备有时无法满足全面评价化学剂指标的需要,适时引入大型精密仪器和模拟评价设备就显得十分重要。尤其是对一些注入到地层中的产品,假如无法对其进行精确的判断,容易造成安全事故。

2.4 质检人员缺乏必要的交流学习

要求所有质检人员都是持证上岗,但是由于诸多因素制约,并没有完善的培训机构,质检人员缺乏系统的相关知识和动手能力培训。油田化学品种类繁多,在日常工作中必定会遇到不了解其性能、作用机理的产品,检验人员可能就只会照着标准一步一步的操作下来,而忽略了其中的关键控制步骤,造成检验结果失真,对于会发生剧烈反应的产品,甚至会发生安全事故。此外,油田化学品最终是要应用到实际生产中去的,检验机构与施工方脱节,会大大降低检验结果对现场施工的指导作用,检验机构与生产方缺乏沟通,也会使标准的质量保证作用减弱。

3 对油化剂质量监督工作的几点建议

3.1 把好油田化学品生产商准入关

对企业申报的产品,要根据实际需要对标准进行审核,对生产厂家要从资质、生产能力、检测能力、诚信记录等多方面综合考核。与市场紧密接轨,以市场为导向,走专业化技术服务之路。通过技术服务合同,确立权责,重点扶植重质量、讲信誉、有规模的油田化学品供应商。

3.2 深化油田化学品质量监督

油田化学品质量监管涉及多个相互联系、相互协调、相互配合的部门和环节,每一个环节都是油田化学品质量监督的重要因素。开展重点物资质量监督和产品质量认可,把好油田产品准入关。随着油田产能建设的不断扩大,采购油化剂的品种和数量不断增加,应以重点产品为核心,合理制定监督抽查计划。重点加强对涉及健康、安全、环境、节能产品、重要项目和质量问题突出产品的采购质量控制,不断扩大重点产品抽检范围和频次,建立产品质量公报制度,定期公布抽查结果和对不合格产品厂家的处理结果,对质量良好的企业要列入优质供应商目录,把好油气生产物资准入关,为油气的安全生产提供保证。

3.3 科学规范产品技术标准

产品标准是质量监督检验工作的依据,在企业内,不同行业或者同一行业同一产品的检测标准重复出现,使标准的实施工作难以实行。要避免这种情况,应当坚持应用不同级别标准的优先原则:国家标准优于行业标准,行业标准优于企业标准。

要着眼世界领先水平制定高质量的产品技术标准,体现科学性,富于创新性,对于现有的标准体系要及时进行维护,不符合行业现状的标准要及时废止,落后于现有技术条件的标准要尽快修订。对于产品技术标准应按用途进行分类管理,规范产品名称,将油田化学品分成几大类,规定每一类产品必须有哪些参数,增加环境指标,对同类产品不同厂家的标准整合到一个大的标准体系中。

3.4 加强对质检人员的培训

在增强检测手段,完善检测设施的同时,强化对质检人员的培训,质检人员应该走出去,与同行进行交流,进行对比实验和参加能力验证,在熟练实验操作的基础上,将实验做精做细。此外,还应加强理论方面的学习,通过与其他单位、生产厂家、使用方的沟通交流,学习产品的作用机理、生产加工、现场施工等方面的知识,提高解决综合问题的能力,努力成为不仅能够找出问题,还能够解决问题的专家。熟练使用检测设备,也应该了解其原理,对检测设备的应用可以做到举一反三,定期做好对设备的调整、修理和再校准,保证所测数据的准确和可靠,基于以上标准,对检测人员进行严格考核,坚持持证上岗。

3.5 不断完善检测手段,积极拓展检测项目

检测手段和检测设施的先进程度,标志着质检机构的检测水平,只有不断采用先进的检测仪器设备,运用科学的检测方法,才能保证检测的准确性和科学性。为更有效、更全面地行使质量监督检验职能,在原有能力项目的基础上,积极筹措资金,培训人员,改造检测环境,添置检测设备,为油田生产建设保驾护航。

总之,随着油田开发的不断深入,尤其是进入开发中后期的陆上油田,想要保证产量并焕发生机,油田化学品的应用就必然渗透到日常生产的各个环节,用量也必然相当巨大。这就要求构建以科学的准入机制、严格的质量监督措施、优秀的检验人才和先进的仪器设备组成的质量监督管理体系来保证油田化学品的质量。

参考文献

[1]王中华.油田化学品实用手册[M].北京:中国石化出版社,2004.

[2]吕宁.我国国有炼油企业质量管理研究[D].北京:中国石油大学,2009.

[3]钱伯章,王祖纲.精细化工技术进展与市场分析[M].北京:化学工业出版社,2005.

油田化学投稿简则 篇4

《油田化学》为应用技术性期刊，以应用技术为主，兼顾应用理论与相关的基础理论，目前所设栏目有：研究论文(含简报)；专论与综述；企业与产品；研究机构与成果。2 投稿须知

2.1 来稿内容从未公开发表。按惯例，曾在学术会议上宣读但未正式出版或在内部刊物上发表的论文，仍可视为未公开发表的论文。论文作者应是论文报道的研究工作的主要参加者或专论、综述的撰写人，一般不超过8人。实验研究论文作者的署名应符合《中华人民共和国著作权法》的规定并由本单位审查确认。每位作者的工作单位名称、所在省市（县）及邮政编码均需注明。

2.2稿件和审理费以及所有录用稿件的发表费请寄“四川成都四川大学西区高分子研究所油田化学编辑部”；邮编：610065；电话：028-85405414;投稿信

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2.3 来稿一经受理即通过E-mail发送“收稿回执”，本刊收到审理费后呈同行专家和本刊负主编审定。3个月内函告作者审理结果，请作者自留底稿。本刊对拟刊用的稿件将提出修改建议并连同稿件一起返回作者修改。修改稿2个月内不返回者，按自行退稿处理。在修改稿正式发表之前，本刊有权对其进行必要的修改，并请作者校对时认定。作者若无特殊声明，将视为同意被国内外各种文摘刊物和文献数据库摘引和收录，不再另付稿酬。

2.4 稿件一经正式发表，本刊将付稿费，同时赠送4份当月期刊，方便作者与国内外同行进行广泛学术交流。文稿要求

论文报道的研究成果应具有创新性，应阐明研究工作的背景及意义，主题鲜明，突出重点，条理清晰，各类标题齐全；实验内容应详实。

3.1实验研究中所用的化学、生化药剂，菌种、菌液、配方物、岩心应明确指出，至少应充分界定，其中：（1）化学、生化药剂：给出化学名称、品级、生产厂家（特殊制剂）；（2）菌种：给出微生物学种属或给出代号、类别（好氧、厌氧、兼性）、特性（如解烃、产表面活性剂等）；（3）菌液：说明发酵菌种、菌数；（4）工业化学剂：给出化学剂功能名称、代号或牌号、有效成分含量、主要物性指标等；（5）配方物：指出剂型、主要组分名称、含量，功能添加剂，配液用水；（6）岩心：储层岩心的来源、预处理及有关的组成；人造岩心制作材料、方法及表面性质。

3.2 指出专用仪器的型号、生产厂家或公司。

3.3 简要介绍实验测试方法：可指明方法名称和执行的标准或依据的文献资料；如该方法可在不同条件下使用，还须指出选用的条件。

3.4 指明实验数据的处理，注意采用测定仪器和方法得到的数据的有效位数。

3.5 在研究论文中不论以何种方式（插图、表或在行文中夹叙）表达实验结果（实验数据），获得该实验结果所使用的实验体系、实验方法及条件、数据处理均应先作说明。在发表粘度数据时，如实验流体为牛顿流体，应指出测定温度，如为非牛顿流体，应同时指出测定温度和剪切速率。

3.6 本刊发表的研究论文中常出现化学剂应用性能对比数据。这些数据是在该项研究的特点条件下取得的，不能看作对该项研究中所用对比药剂（工业品或实验室样品）的评价，也不能用于该对比药剂的评价。

3.7图表内容不能重复，图的数量一般不应超过5幅。图表位置与行文同行，通栏排版。图题在图下方、表题在表上方。

3.8 文中使用的物理量、单位及其符号必须符合“中华人民共和国国家法定标准”(1995年7月新版)。外文符号的文种、正斜体、黑白体、大小写和行文中的上下角标必须规范，对易混淆者请用红笔特殊标明。

3.9 附图须用计算机绘制，实验点大小适宜，线条均匀，图的尺寸一般为12 cm(宽)×10 cm(高)；照片须黑白分明，图像清晰，将照片贴在稿件行文中(暂不受理彩色照片)。

3.10 中、英文摘要都应是报道性摘要，包含四个要素：研究目的、研究方法、研究结果、研究结论。对目的、方法的介绍宜简明扼要，对结果、结论的介绍应是具体的、实质性的，但不引用论文中的图、表、公式及化学反应式（除非这是论文中研究结果的表达形式）和参考文献。中文摘要最多可达450～500字；英文摘要可比中文摘要更详细些。

3.11 提供关键词5～8个，中、英文关键词要对应，分别置于中、英文摘要之后。

3.12 第一页地脚处注明作者简介：第一作者及非第一作者的通讯联系人的姓名、出生年、性别、现职务、现职称、历届学历（本、硕、博就读学校、专业、毕业年份、所获学位），现从事的研究和科技工作领域，通讯地址。另请提供通讯联系人的固定电话、手机号码、电子邮件地址，以便联系。

3.13 恰当引用参考文献，并在正文中注明出处，且按在文内引用的先后次序用阿拉伯数字连续编号，并将序号置于方括号中。非公开出版物请勿引用。

文末参考文献编写格式的规范，执行国家标准GB7714和中国学术期刊（光盘版）技术规范CAJ-CD B/T 1-1998。常用各类参考文献格式如下：

期刊论文：作者.论文题[J].期刊名，年份，卷号(期号)：起止页码.专著：作者.书名[M].出版地：出版社，出版年：引证页码.学位论文：作者.论文题[D].保存地：保存机构，年份.专利：作者(专利申请者).专利题[P].专利国别代号专利号, 公告日期(年月日).论文集中的论文：作者.论文题[A].编辑者.论文集名[C].出版地：出版社, 出版年：论文所在页码.作者为1~3人时全部抄录, 超过3人时抄录前3人，加“，等”，“, et al”等字样。作者姓名一律采用姓前名后著录法。

举例如下：

[1] 朱怀江 ,杨静波 ,曲波 ,等.3种新型聚合物驱油效率对比研究[J ].油田化学,2003 ,20(1):35－39.[2] Klucker R , Munch J P , Schosseler F.Combined static and dynamic light scattering study of associating random block copolymers in solution [J].Macromolecules , 1997 ,30 :3839－3848.[3] 冯玉军 ,罗平亚 ,董兆雄 ,等.疏水缔合水溶性聚合物溶液结构的研究[A].第二届油气藏开发工程国际学术研讨会[C].四川南充 ,1999年10月20－21.[4] Yekta A , Xu B , Minnik M A.The structure of telechelic associating polymers in water [A].Webber S E , Munk P , Tuzar Z.Solvents and self-organization of polymers

[C].Dordrecht/Boston/ London : Kluwer Academic Publishers ,1996 :319－325.[5] 卢祥国 ,牛金刚.化学驱油理论与实践[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版

油田化学防砂技术综述——锦州 篇5

1 化学防砂技术的发展历程

锦州油田已开发15年, 油井出砂一直是影响油田开发水平提高的主要因素之一, 代写毕业论文化学防砂技术的应用和发展在油田开发中起了至关重要的作用。1992年至2005年期间化学防砂技术的发展可分为四个阶段。

(1) 1992年至1995年, 在稀油和稠油区块分别使用以长效黏土稳定剂为主的FSH2901稀油固砂剂和以无机物为主的BG-1高温固砂剂。

(2) 1996年至1997年, 稠油井化学防砂技术有了新突破, 先后开发并研制了含有有机成分的三氧固砂剂、高温泡沫树脂和改性呋喃树脂溶液防砂剂。

(3) 1998年至2002年, 以具有溶解和溶合作用的氟硼酸综合防砂技术代替长效黏土稳定剂成为稀油井化学防砂技术的主流, 以含有水泥添加剂的有机硅固砂剂代替了三氧固砂剂。

(4) 2003年至2005年, 改性呋喃树脂防砂技术由于有效率较高和有效期较长, 代写医学论文成为化学防砂技术的主流, 其余早期的化学防砂技术不再使用, 同时LH-1高强度固砂剂防砂技术通过了现场试验。

2 化学防砂技术的应用效果

2.1 FS H-9 0 1稀油井固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理。FSH-901固砂剂主要成份为线性的高分子阳离子型聚合物N2胺甲基聚丙烯酰胺, 这种聚合物中阳离子与黏土晶格中的阳离子发生交换作用, 中和黏土表面的静电荷, 消除黏土片层间的排斥力, 使黏土呈吸缩状态, 阻止黏土膨胀引起砂粒运移。由于与黏土发生交换的阳离子是连接成链状的, 可在黏土颗粒表面形成强大的吸附膜, 包裹黏土颗粒, 使黏土颗粒与泥砂颗粒牢固地黏结在一起, 又可防止其他阳离子的侵入和交换, 达到固砂和防止油层出砂的目的。

(2) 应用效果。1992年至1997年, 使用FSH-901稀油井固砂剂总计施工136井次有效107井次, 有效率78.7%。

2.2 B G-1高温固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理。该高温固砂剂是以含钙的无机化合物为主体, 加入有机硅化物及分散剂, 经密闭表面喷涂工艺处理制得的白色粉末状固体颗粒。在快速搅拌下将该剂分散在水介质中, 配制成微碱性的悬浮液, 在注汽条件下挤入井内, 其中的硅化物在井筒近井地带高温表面发生脱水反应将地层砂牢固地结合在一起, 从而达到固砂的目的。

(2) 应用效果。1992年至1995年, 使用BG-1高温固砂剂总计施工79井次, 有效63井次, 有效率79.7%。

2.3 三氧固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理。三氧固砂剂由粉状氢氧化钙、碳酸钙、甲基三乙氧基硅烷, 二甲基二乙氧基硅烷、分散剂、助乳化剂及其他助剂组成。承载于氢氧化钙和碳酸钙上的乙氧基硅烷在高温条件下遇水分解, 乙氧基变为硅醇基, 硅醇基与砂粒表面的氢氧基 (—OH) 之间和硅醇基相互之间发生脱水缩合反应, 硅醇基与钙化合物之间也会发生某些反应, 其结果是砂粒和钙化合物颗粒之间形成网状结构的有机硅大分子, 使松散的砂粒胶结在一起。

(2) 应用效果。1996年至1997年, 使用三氧固砂剂总计施工98井次, 有效81井次, 有效率82.7%。

2.4 高温泡沫树脂防砂技术

(1) 防砂机理。当高温可发泡树脂液挤入地层后, 一部分树脂液在砂粒之间吸附而形成胶结点, 树脂固结后将地层砂固结;进入地层亏空处的另一部分树脂在发泡剂作用下发泡并形成固体泡沫挡砂层, 起人工井壁的作用。这一技术是高温树脂固砂与固体泡沫人工井壁防砂的结合。

(2) 应用效果。1997年, 使用高温泡沫树脂总计施工4井次, 有效2井次, 有效率50%。

2.5 氟硼酸综合防砂技术

(1) 防砂机理。氟硼酸可水解产生HF[2], 即BF4-+H2O=BF3OH-+HFBF3OH-阴离子可进一步依次水解成BF2 (OH) 2-、BF (OH) 3-、H3BO3, 同时产生HF。各级水解生成的HF与砂岩中的黏土和地层骨架矿物颗粒的反应为HF+Al2Si O16 (OH) 2H2Si F6+Al F3+H2O与此同时, 羟基氟硼酸和硼酸亦与地层矿物颗粒如高岭石反应, 生成硼硅酸盐和硼酸盐。硼硅酸盐可将小片黏土溶合在一起, 阻止其分解和运移, 使氢氟酸进一步与地层骨架矿物反应。在这些反应中, 黏土中的铝生成取决于F-的某种氟铝酸盐络离子而溶解在溶液中。在矿物表面富集了硅和硼, 在硅酸盐和硅细粒上则形成非晶质硅和硼硅玻璃的覆盖层, 溶合成骨架, 使颗粒运移受阻。

(2) 应用效果。1998年至2002年, 使用氟硼酸综合防砂技术总计施工130井次, 有效106井次, 有效率81.5%。

2.6 YL97 1有机硅固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理。该固砂剂能改变黏土表面的电荷性质, 其中的主体成份聚合物还能与地层中的硅氧结构矿物 (包括黏土中的硅氧结构矿物和砂砾中的Si O2) 反应, 形成牢固的化学键;同时在油层条件下固砂剂分子之间相互交联, 形成牢固的网状结构, 既稳定了胶结物, 又固结了疏松砂粒。

油田化学品技术的创新 篇6

1范围

该标准规定了联合站用化学品中的预脱水剂或净水剂或采油用化学品与原油破乳剂配伍性的技术要求、方法、评价原则和采油用化学品与预脱水剂配伍性的技术要求、方法、评价原则以及样品采集的基本原则与方法。

该标准适用于油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价。

2标准中的术语与定义

2.1空白样

在原油进站阀组取未加入破乳剂的原油样, 作为空白样。

2.2试样

在空白样中加入一定量的需要与原油脱水药剂配伍的化学品, 作为试样。

2.3拐点

当原油乳液进行破乳脱水沉降时, 随着脱水沉降时间的延长, 脱水量从加速增加转变为逐渐减缓增加时的点, 称为拐点。

2.4拐点浓度

当采油用化学品与原油破乳剂和预脱水剂进行配伍性评价试验时, 在某一浓度点, 确定配伍性为略有影响时, 称这个浓度点为该采油用化学品的拐点浓度。

3技术要求

3.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性评价项目脱水量相对百分差值、拐点处脱水量差值

4技术方法

4.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂或采油用化学品与预脱水剂配伍性的试验方法按SY/T 5281、SY/T 5280规定执行。在规定的时间内, 把空白样与试样脱水量数值进行列表比较, 经计算后判定该评价对象与原油破乳剂或预脱水剂的配伍性。

4.1.1当预脱水剂、净水剂与原油破乳剂进行配伍性评价试验时, 试样中预脱水剂、净水剂的加药浓度应为现场使用该化学品加药浓度的30%。

5评价原则

5.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性评价计算方法

5.1.1脱水量相对百分差值

式中:

A-脱水量相对百分差值, %;

Vk-空白样脱水量, ml;

Vs-试样的脱水量, ml;

5.1.2拐点处脱水量差值

式中:

B-拐点处脱水量差值;

Vk-空白样拐点处的脱水量, ml;

Vs-试样拐点处的脱水量, ml;

5.2评价指标

5.2.1对脱水量影响的评价指标

脱水量相对百分差值≤10%应视为对脱水量无影响;

脱水量相对百分差值在10%-15%应视为对脱水量略有影响;

脱水量相对百分差值>15%应视为对脱水量有影响。

5.2.2 对脱水速度影响的评价指标

拐点处脱水量差值<4ml, 应视为对脱水速度无影响;

拐点处脱水量差值=4ml, 应视为对脱水速度略有影响;

拐点处脱水量差值>4ml, 应视为对脱水速度有影响。

5.3判定

5.3.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性影响的判定经过对脱水量、脱水速度两项指标评价后, 若其中一项指标被确定为有影响, 那么就判定该化学品对该型号原油破乳剂配伍性有影响。若其中一项指标被确定为略有影响, 那么就判定该化学品对该型号原油破乳剂配伍性略有影响, 视该浓度为拐点浓度。

该标准在辽河油田全局各联合站进行了应用, 本文摘录了标准中的预脱水剂与原油破乳剂配伍性技术评价方法的部分, 并且对该方法在曙五联配伍性试验的应用进行了论述。

二、配伍性技术评价方法的应用试验

1曙五联原油脱水工艺现状调查

曙五联主要担负着曙光采油厂采油作业三、五、七区原油脱水处理任务, 三个区进站总液量分别为 (包括站内倒、卸油) :三区进液4050m3/d, 油量500 m3/d;五区进液7327m3/d, 油量2300 m3/d;七区进液7364m3/d, 油量2000 m3/d。三个区年原油处理能力在175万吨, 外输能力200万吨。

针对曙五联集输生产工艺流程 (曙五联原油脱水工艺流程见图1) , 对曙五联采用的化学药剂--原油破乳剂、预脱水剂相互间的配伍性进行调查试验, 试验目的主要是通过对曙五联现场所采用的预脱水剂是否对现场原油破乳剂的原油脱水产生影响进行脱水对比试验, 进行配伍性评价。判定方法是通过脱水量相对百分差值和拐点处脱水量差值两个试验参数的对比结果, 依据标准Q/SYLH0164-2004进行计算、判定得出结论。

2曙五联5区和7区的配伍性室内试验

依据《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》分别对A1、A2两种原油破乳剂, B1、B2、B3三种预脱水剂, 针对曙五联5区和曙五联7区两种原油进站液进行室内配伍性评价试验。试验结果见表1与表2。

视场预脱水剂加药浓度:40mg/l

3 室内配伍形试验评价的判定结果

依据《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》中的计算方法进行计算，得出的曙五联5区、曙五联7区配伍性评价结果见し表3与表4

此次预脱水剂与原油破乳剂在曙五联5区配伍试验中, 从脱水量反映的结果得出试验结论为:除了A2/B2略有影响外, 其它大部分无影响。

此次预脱水剂与原油破乳剂在曙五联7区配伍试验中, 从脱水量反映的结果得出试验结论为:除了A2/B1略有影响外, 其它均无影响。

三、结论

油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法分别在辽河油田二十多座联合站进行了推广应用, 得出的配伍性试验结论对油田生产的稳定性起到了指导性的作用, 避免了由于集输生产过程中所采用的化学品之间的相互影响而造成的原油含水超标, 以致不能正常生产的现象的发生。无论是从技术方法还是现场应用方面, 该标准都对油田生产起到了重要的作用。

摘要：本文介绍了《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》, 摘录了其中的预脱水剂与原油破乳剂配伍性技术评价方法的部分, 并对其在辽河油田曙五联的应用进行了论述。通过配伍性评价试验结果, 得出了该方法在油田生产中能够起到比较重要作用的结论。

关键词：预脱水剂,原油破乳剂,配伍性

参考文献

油田化学品技术的创新 篇7

关键词：复合化学防砂剂,抑砂剂,固砂剂

文明寨油田由于部分油层砂岩胶结疏松,造成油井出砂,生产过程中砂埋油层,砂堵油管,砂卡活塞,地面流程砂堵现象时有发生。其中,文明寨油田主要出砂层是沙一下,沙二、沙二下和沙三上[4]。出砂层位由2005年以前的沙一下,沙二上发展到目前的沙二下和沙三上。随着出砂层位的增加,出砂的颗粒也由粗变细,平均粒径由0.35mm 变为0.15mm,出砂区块扩大到目前的明一东、明一西、明6块。目前文明寨油田出砂油井约有125口,出砂严重井有35口,约占出砂井总数的28%。其平均的含砂量由0.32%上升到0.45%,上升了0.13%,平均砂面上升速度由0.052m/d上升到0.14m/d,上升了0.088%。所以,防砂是油井生产过程中急需解决的一个技术问题。

因此,我们在加大机械防砂工作力度的同时,重点对出砂严重的油井进行化学防砂,延长出砂井作业免修期,维持其正常生产。

1 文明寨油田化学防砂工艺现状

近几年文明寨油田防砂采用的化学防砂技术主要包括树脂涂敷砂,树脂防砂,复合化学防砂等。从近几年的防砂效果看,树脂涂敷砂防砂技术的防砂效果不理想,成本高,易堵塞油层,只适合于出砂严重,地层近井地带亏空严重的井,适合于防粗砂,对细砂效果差[2,3,4]。而树脂防砂的优点是成本低,施工简单,但由于采用了双液法施工,药剂利用率低,防砂有效期短。2005年实施涂敷砂防砂[4]1口井,防砂作业免修期只有98天。2008实施树脂防砂1口井,未取得防砂效果,同期又采用了树脂防砂工艺进行防砂,防砂作业免修期仅为28天,效果不佳。

在总结分析了以前油井地层化学防砂效果差,防砂次数多,有效期短的情况下我们采用了复合化学防砂工艺,用复合防砂剂代替了过去单一的防砂剂防砂技术,解决了过去防砂有效期短,效果差的问题,该工艺施工简单、防砂后井内无遗物、后期处理方便,较好地解决了细粉砂、老井含水高、地层亏空较大井的防砂问题,是文明寨油田目前地层防砂的首选方法。

2 复合化学防砂剂防砂工艺

在以前的化学防砂工艺基础上,对防砂剂进行改进及工艺完善,形成复合防砂工艺[4]技术。

2.1 复合化学防砂原理[1,5]

复合化学固砂剂是由高分子树脂,交联剂,催化剂及水溶性阳离子有机聚物等化学固砂剂是由高分子树脂、交联剂、催化剂及增强剂等组成,对于油井出砂的中后期,胶结物大部分已水化分散运移,仅剩下砂粒,这时用树脂经交联固化后把这些砂粒粘接在一起,以防止砂粒运移。

复合防砂剂分为抑砂剂和固砂剂,先注入抑砂剂,再注入固砂剂。

针对沙三上和沙三中细粉砂防砂的需要,防砂剂前先挤入抑砂剂,稳定粘土及细微砂粒,防止其运移。

抑砂剂是以水溶性阳离子有机聚合物为主要组分,加入多种添加剂复配而成的化学防砂剂,它在抑制砂岩油层微粒的分散和运移造成的出砂方面具有突出功能,同时也是一种性能非常优良的粘土稳定剂,用该剂对出砂井深井地带处理后,能够显著地增加疏松砂岩地层的吸附性,提高地层耐冲刷能力,降低油井的含水,现场试验证明:对于砂卡频繁且层内出水的油井用该剂处理后可获得较好的增油降水效果。

固砂剂是一种稀油常温下的防砂剂,其自身固化的胶结体渗透率极高且可调。在固化剂及地层温度的作用下,树脂固化将地层砂粒粘结起来形成人工井壁,或填充于近井亏空地带形成树脂遮挡层,其次树脂胶结体填充于孔隙中,对岩石骨架颗粒起到支撑作用。由于树脂固结体渗透率可充分大于油层自身渗透率,综合作用的结果,能有效地防止了油井出砂,并对油层伤害极小。

2.2 性能指标评价

性能指标如下:

(1)室温下不结团,颗粒分散均匀;

(2)50℃ 72h,P抗压=5.4MPa;P抗折≥3.5MPa;

(3)150℃ 4h,P抗压=5.4MPa;P抗折≥3.5MPa;

(4)渗透率(0.4mm~0.80mm石英砂)K≥5.0μm2;

(5)防砂粒径>0.04mm。

根据复合防砂剂的性质及特点、进行室内强度、渗透率、固化时间评价,如表1。

注:温度为75℃。

试验结果表明,化学复合防砂剂的交联剂浓度在8%~18%内固化时间较快(2~4h),与常规化学防砂剂相比,防砂剂胶结物的渗透率高,而且抗压强度并不降低,其固化强度大于5.5MPa,固化体渗透率大于1000md,对地层渗透率伤害小。

复合型防砂剂加入地层砂固化后,进行渗透率和抗压强度的实验评价。

选取的地层砂粒径在200~400目之间,装入岩心装置(为φ25mm×300mm钢管),按不同比例注入复合型防砂剂,24h后在压差为1MPa的情况下用过滤自来水测定砂样胶结体的渗透率,如表3。

综合评价效果和经济效益后认为地层砂和固砂剂按1:1配置后,效果做好。

2.3 施工工艺

2.3.1 井筒及地层处理

起出原井内管柱,下入光油管探砂面并冲砂到人工井底,使用活性水洗井1~2周。

2.3.2 防砂施工

(1)下入防砂施工管柱,深度在油层顶界30m以上;

(2) 注入一定剂量的抑砂剂;

(3) 挤入一定剂量的固砂剂;

(4) 用顶替液将固化剂全部挤入地层。

2.3.3 关井候凝

压力扩散完后上提管柱至油层顶界50m以上,装井口。关井候凝48h,按要求投产。

3 现场应用效果及评价

3.1 现场应用效果

截止2008.11.25日,2008年共实施井油井防砂13口井,有效井12口井,工艺成功率100%,措施有效率92.3%。12口井年累增油447.6t,年累增液10594.2m3,平均作业免修期168天,最长作业免修期235d,作业免修期由措施前120d延长到168d,最长作业免修期235d,最短作业免修期125d,措施前平均砂面上升速度0.66m/d,平均砂埋油层27m。取得了较好的防砂效果。

3.2 经济效益分析

与2007年同期对比,2008年油井化学防砂工作量、年累增液量、年累增油均有所上升,年累增油量增加了77.4t,年累增液增加了8574.7m3,平均作业免修期延长了29d。13口井共投入资金65万元,13口井累计增油447.6t,产出134.28万元,创效69.28万元,阶段投入产比达1:1.06,效益显著。

4 结 论

(1)针对出砂油田的地质特点及出砂程度的大小采用针对性的防砂治理方案,通过详细调查分析文明寨油田油井出砂区块、层位、层段、出砂粒径范围、产液量大小、产出液中砂的含量及井筒中砂面上升速度采取相应的井筒和地层化学防砂方法,坚持以机械防砂为主,以地层化学防砂为辅,以控制油井出砂的问题。

(2)油层出砂层位和井数的范围扩大,以前不出砂的层位,目前也发现开始出砂,以前出砂量较少的油井,现在也发现严重出砂,出砂的粒径由大变小,出砂井中,细砂所占的比例增高。出砂量也由少变多,地层亏空严重的井增多。

(3)由于地质条件差,初中期强注强采,地层长期出砂,没有及时采取防砂措施,地层近井地带亏空,部分地层结构遭到破坏,支撑力减少造成井况变差,出砂严重的井套管往往发生套变或套破。影响下步防砂施工。

(4)对不同出砂油层,合理确定防砂剂配比。

实施“单井工程”,从选井选层到方案制定、设计编写、施工组织、现场监督、效果分析要层层把关。方案设计编制时要全面考虑到设计的可行性。要仔细分析油层出砂的程度,油层出砂的类型、岩石及胶结物的组成,针对不同的胶结类型确定较合适的防砂剂配比,确保防砂措施的有效性,提高措施的有效期。

(5)准确掌握第一手资料,总结经验,提高防砂效果。

在防砂措施实施前后,监督人员要紧跟施工全过程,认真落实施工泵压、油压、替入量、含水、液量、油量,及时跟踪措施井动态情况,认真分析措施井前后生产情况,总结经验,确保措施有效率。

(6)通过化学防砂治理,出砂严重井得到了遏制,油井时率提高,泵效提高,检泵周期明显延长,生产状况好转,达到了“降成本,增效益”的目的。

参考文献

[1]万仁溥.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社,2000(10):474-479.

[2]赵福麟.油田化学.东营:石油大学出版社,2000.

[3]何生厚,等.油气井防砂理论及其应用.北京:中国石化出版社,2003.

[4]余守德,等.复杂断块砂岩油藏开发模式.北京:石油工业出版社,1998(7):203-207.

海外河油田化学调驱监测技术 篇8

通过不断扩大实施规模, 目前已开展化学调驱井组32个, 注入液量143.63×104m3。对应油井119口, 阶段增油10.05×104t。实施过程中采用化学调驱监测技术, 对注入井动态、采出井动态及化学剂进行监 (检) 测, 并根据监测结果及时调整实施方案, 取得了较好效果, 实践表明, 化学调驱监测技术, 对保证方案的实施及效果的取得起到关键性作用。

1 注入井动态监测

(1) 示踪迹监测为验证油层连通状况及是否存在优势通道, 措施前选择全部注剂井进行示踪剂监测, 结果显示, 海11-23、海10-20井两口注剂井与对应油井间存在大孔道, 因此这两口井设计了高强度的前置段塞, 封堵优势通道, 其余井组均设计两个段塞, 从主段塞开始实施。

(2) 吸水剖面监测注剂井调驱前和各段塞完成后测试吸水剖面, 以分析调驱效果。测试23口井, 共150个小层, 通过凝胶的调剖作用, 有26个强吸水层的吸水能力得到控制, 占17.3%;29个弱吸水层的吸水能力得到加强, 占19.3%;25个新层被启动, 占16.7%。说明调驱使吸水剖面改善, 水驱波及体积扩大。

(3) 压力监测注入压力反映出地层的封堵状况, 地层压力上升, 说明凝胶封堵了水流优势通道。但注入压力上升过高过快, 则可能造成低渗透层的污染。因此, 针对注剂压力高、爬坡速度快的调驱井组, 采取间歇调驱或下调注剂浓度, 降低成胶粘度的方法, 控制压力上升速度。期间调整24井次, 注剂粘度由7000mp·s降至4000mp·s, 平均注入压力从13.8MPa下降到12.2MPa, 保证了调驱技术的顺利实施。

2 采出井动态监测

(1) 产液剖面监测为了解油层连通情况及层间非均质性, 并为调整产液结构措施提供依据, 对18口井进行产液剖面监测, 每年进行1次。通过监测, 确定并开展堵水、防砂、解堵、提液等措施43井次, 日增油29t, 累计增油1878t。

(2) 采出液聚合物含量监测通过采出液聚合物含量监测, 可了解注入液推进位置。每季度对所有对应油井取样, 采用高效液相色谱法测定聚合物含量, 经检测, 116口井采出液中的调驱剂含量在0~100mg/L之间, 仅有海4-20、海6-22C和海22-33井达到1100mg/L, 因此对这3口井采取关井或间开处理。

3 化学剂检测

(1) 化学剂验收检测严格检测现场注入药剂质量, 每一批药剂都要按检测标准进行质量检测, 检测合格的方可进入现场使用, 保障了体系的成胶效果。

(2) 注入体系浓度检测通过注入药剂浓度监测, 可以掌握配制质量是否符合要求。使用漏斗式聚合物分散装置配药, 分散效果差, 容易形成“鱼眼”, 造成药剂浓度偏低。设计应用负压射流混配器后, 聚合物分散均匀度明显提高, 同时制定化学调驱药品配制操作规范, 保证了调驱药品的配制质量。

(3) 注入体系粘度检测注入药剂粘度监测, 可反映出体系成胶效果。使用布氏粘度计, 每天对现场取样按1天、7天、15天, 分3次进行室内实验检测。通过检测发现, 2011~2012年连续两年均出现夏季成胶率下降的现象, 经过研究分析, 确定引起成胶波动的主要原因是配制水中的溶解氧在高温、强光照条件下, 与聚合物发生氧化降解反应加剧, 导致体系粘度大幅下降, 为此, 在原配方中加入了除氧剂, 解决了夏季成胶波动的问题。

在粘度检测过程中还发现, 配液罐与储液罐间转液用的离心泵, 对聚合物剪切造成的粘度损失可达到20%, 为了解决这一问题, 将两罐进行并行设计, 交替使用, 实现配液储液一体化, 由于取消了转液泵, 减少了这一粘度损失环节。

4 结语

(1) 化学调驱监测结果是调整实施方案的依据。

(2) 化学调驱动态监测技术是保障调驱效果的关键。

摘要：海外河油田属常规注水开发的普通稠油油藏, 区块实施调驱32井组, 调驱阶段增油10.05×104t。在实施化学调驱技术过程中, 通过对波及状况、注采剖面、粘浓监测、地层压力等多方面实施监测, 及时发现实施过程中存在的问题, 为方案制定、跟踪调整、效果分析与评价提供依据。实践表明, 化学调驱监测技术, 对保障方案的实施及效果的取得起到关键性作用。

关键词：调驱,监测,调整,效果

参考文献

[1]宋社民, 等.可动凝胶深部调驱动态特征的监测[J].石油勘探与开发, 2005, 6:120-122.

油田化学品技术的创新 篇9

1 问题的提出

首先,由于需要加热的软化水矿化度达到1 600mg/L以上,加热过程中结垢速度较快,严重影响了加热炉的热效率。全厂有加热炉163台,加热炉盘管每年平均结垢12mm,每台炉效下降35%左右,每天多消耗天然气400m3,因压差增大多耗电10k W·h左右,因此,2年就要清洗一次,每台次清洗费用3万元,每年需要清洗费用总计260万元。

其次,化学清洗因为没有具体的企业标准可执行,施工队伍采用的酸洗方案也无具体规定,基本是技术人员凭经验设计出来的,有时酸液浓度大了易造成加热炉盘管漏失,甚至造成掺水管线和回油管线漏失,带来的间接损失非常严重。每年因化学清洗造成盘管漏导致加热炉报废的有3~4台,油井管线漏失报废的有15条左右,严重影响了油井生产时率,年总经济损失在400万元以上。

另外,施工队伍在操作过程中执行制度尺度不一,在清洗操作过程中操作规程和HSE方案执行上也各不相同,因此,急需制定一项油田用加热炉化学清洗技术标准,在清洗液配方、化学清洗除垢操作、钝化过程操作、效果检验、安全环保要求上统一进行规范。

2《油田用加热炉化学清洗技术要求》标准的主要内容

2009年,为了圆满完成这项标准的制定,使其能更好地为油田生产服务,沈阳采油厂科技人员开展了广泛细致的加热炉结垢机理研究。首先对加热炉盘管的水样、垢样进行水质理化性质测试,结果显示主要成分为51%的钙镁、6.4%的石油类、42.6%的机杂,垢样表观特征为呈层状、垢层疏松、多数呈灰黑色、白色,无磁性;其次对加热炉的盘管结垢成因进行了分析,水质分析结果表明,水样为碳酸氢钠型,p H值达到8.5左右,呈偏碱性,易产生结垢,造成结垢另一原因是在高温下碳酸钙浓度达到过饱和,水质的总溶解固体和总残渣含量达到3 700mg/L,因此,形成以钙垢和污垢为主的垢层。

为了提高加热炉化学清洗除垢的效果,以及避免盘管和管线在化学清洗后腐蚀穿孔,科技人员与化工公司技术员进行了室内模拟实验,确定了以聚丙烯酸和水解聚马来酸等多种分散剂作为化学清洗配方的主要成分,其单剂和复配药剂的钙容忍度最低,确定了以锌盐为主要成分的缓蚀剂,在阴极部位,由于OH-的聚积使局部p H值升高,Zn2+能迅速形成Zn(OH)2沉积于阴极表面,抑制阴极反应起到缓蚀作用,另外还对钝化液的主要成分进行了优化[2]。

在上述工作的基础上,结合现场工艺条件,制定出企业标准《油田用加热炉化学清洗技术要求》,于2010年3月30日发布,5月1日正式实施,在作业程序上对加热炉化学清洗进行了严格、全面的规定,操作人员从前期施工准备开始,到清洗系统安装、操作程序、资料录取以及验收标准内容部分都一一进行了规范;在质量控制上对清洗液配方设计、清洗系统安装、化学清洗前冲洗流速、清洗液温度、化学清洗时清洗泵流速、化学清洗时间、钝化液循环时间、资料录取间隔时间及验收标准等参数都进行了量化;在安全环保要求上对施工队伍资质、人员培训、劳保用品使用、专用设备配备、现场硫化氢最大含量、废液处理等方面都做了全面、系统的规定。

3 应用《油田用加热炉化学清洗技术要求》的主要做法[3]

3.1 有的放矢制订清洗配方,保证清洗质量

不同区块的水质不同,结出的水垢成分也有较大区别,不同批次的加热炉盘管的材质也不尽相同。在标准实施前,所有加热炉都是在使用一个清洗配方,很难保证清洗效果。因此,该厂根据标准要求对每台炉的水垢和管材成分进行化验,根据化验结果设计本炉的详细清洗配方和制定钝化方案,真正做到了“一炉一方”,这种对症下药的措施,使化学清洗质量从源头上就得到了保证。

3.2 按照标准安装清洗系统,保证施工安全

现在临时管道的倾斜度都>1/200,降低了对化学清洗泵的阻力;鉴于化学清洗液对清洗系统管道本身造成的腐蚀,焊接部位应位于易观察之处,以便第一时间发现泄露现象,并且焊口尽量远离重要设备;为保证阀门的承压能力,在系统安装前进行水压试验,阀门压力等级高于清洗时相应的压力等级,认真检查清洗系统内阀门的灵活、严密、耐腐蚀情况,有铜部件的阀门、计量仪表等部件,在清洗前都拆除、封堵或更换成防腐的管道附件,不参加化学清洗的设备、系统与清洗系统进行切断隔离;安装进出管道时充分考虑热膨胀补偿措施,有效防止管道可能因受热膨胀造成崩断。

3.3 严格执行清洗操作步骤,达到预期清洗效果

清洗液温度升高可提高除垢效率,但也会加剧对金属的腐蚀,因此,清洗温度控制在60~70℃之间;用输酸泵把清洗液缓慢加入炉内,清洗初期清洗泵流速应控制在(0.05~0.2)m/s,加药速度太快会因炉内化学反应剧烈,造成清洗液气沫飞溅,清洗后期清洗泵流速提高到(0.3~0.5)m/s;清洗液进口选在加热炉盘管的出口,分次加酸,既可以除净加热炉出口部位的厚垢,又减小了对加热炉进口结垢薄部位的腐蚀;在清洗过程中每隔30min在取样点取酸化验一次酸液浓度,直至两次化验的酸液浓度差<0.2%为止,如果酸液浓度下降低于配方要求时,适量地补充缓蚀酸液。通过2年的化学清洗除垢实践,最后总结出:“长时间、低浓度、分次加酸、分部位清洗”的化学清洗除垢方法,先后清洗加热炉47台,既没有出现加热炉盘管堵塞,也没有发生加热炉盘管穿孔。

3.4 强化清洗效果检验工作,把好清洗质量关

为了检查加热炉的化学清洗效果,每次清洗结束后在加热炉进出口管线较高部位割管取样,每个取样长度不小于20cm;在计算除垢率时,对于清洗非常干净的金属表面,可用视觉清洁法进行检验,如果要用数点法确定洗净率时,除垢率不小于90%,洗净率不小于95%才算合格;清洗结束后,清洗表面形成良好的钝化膜,钝化表面应是均匀的银白色,不得有明显的腐蚀痕迹,焊缝表面不得有氧化色,不得有颜色不均匀的斑痕,对于清洗后碳钢材质的钝化膜质量,用酸性硫酸铜点滴液检验,点滴液由蓝色变为红色的时间不小于5s为合格;为防止未溶解的沉渣堆积在清洗系统或设备死角,清洗泵最大排量水冲洗,管道压力小于0.1MPa结束冲洗;在加热炉投运前,采取逐步加压的方法对加热炉盘管进行试压,观察30min无异常后方可正式恢复使用。

3.5 完善施工质量监督网络,促进质量监督工作走向规范化

在质量监督部门的统一管理下,各部门积极进行配合,建立了完善的厂级、作业区级、采油队级质量监督网络,配备了兼职质量监督员。在充分调研和征求各方意见的基础上,根据标准要求重新制定或修订了《加热炉清洗施工质量监督管理规定》、《质量监督员职责》等管理规定。这些监督管理制度对施工质量监督的管理范围、各级监督员职责、质量事故处理、队伍管理均有较强的指导作用,有力促进了加热炉清洗施工质量监督的规范化、标准化以及科学化进程。

4 生产现场推广应用情况[4]

2010年实施标准以来,共按照标准化学清洗加热炉47台,根据清洗前后统计数据来看:除垢率由标准实施前的82.1%提高到实施后的91.6%,洗净率由标准实施前的86.9%提高到实施后的95.4%;洗后炉效由标准实施前的67.4%提高到实施后的84.7%,排烟温度由标准实施前的56℃下降到实施后的47℃,清洗周期原来每年一次到现在的两年一次,平均每天多节气150m3,平均每天多节电4k W·h;平均腐蚀率最大值为2.91g/(m2·h),远远低于国家规定的6g/(m2·h)标准,盘管化学清洗漏失报废台次由标准实施前的每年3~4台下降到实施后的1台,掺水管线因残酸腐蚀漏报废数量由标准实施前的每年15条下降到实施后的6条。

5 经济效益分析

标准实施以来,共按照标准化学清洗加热炉47台,平均每天多节气150m3,累计节气352.5万m3,平均每天多节电4k W·h,累计节电9.4万k W·h,加热炉盘管清洗漏报废减少6台,掺水管线因残酸腐蚀报废减少18条,合计创造经济效益801.08万元。

6 结论

通过对《油田用加热炉化学清洗技术要求》标准的应用,实现了加热炉化学清洗施工标准化,对各种违章行为形成有效遏制,为安全施工奠定了基础;化学清洗加热炉较好地解决了盘管结垢问题,不仅除垢率提高了11.5%,炉子热效率提高了17.3%,节电、节气效果非常明显,而且腐蚀率降低了60%多,附加损失明显减少。它的应用既为企业解决了生产问题,又降低了能耗、创造了可观的经济效益,具有较为广阔的应用前景。

摘要：沈阳油田是全国最大的高凝油生产基地,在集输过程中广泛使用加热炉作为加热设备,由于介质中大量的钙、镁等离子高温下易在管道内壁析出,导致加热炉不同程度结垢状况存在,因此需要进行化学清洗除垢。为确保化学清洗的质量和安全,制定了企业技术标准,并从前期施工准备开始,到清洗系统安装、操作程序、资料录取以及验收标准等进行了规范。应用后加热炉热的热效率由以往的67.4%提高到84.7%,腐蚀率由应用前的6.34g/(m2.h)降低到2.91g/(m2.h),附加损失明显减少,解决了生产存在的难题,降低了能耗。

关键词：加热炉,化学清洗,标准

参考文献

[1]任建新.化学清洗[M].兰州:甘肃科学技术出版社,1993.

[2]焦庆祝,何荣桓,王建华.工业设备化学清洗技术[M].北京:石油工业出版社,1995.

[3]张延军、胡三木.大型锅炉清洗质量控制[J].中国锅炉压力容器安全,2002,19(1):57-59.