油田用化学剂

2024-08-23

油田用化学剂（通用9篇）

油田用化学剂篇1

20 世纪80 年代开始, 国外研究聚合醇在钻井液中的使用 ( 室内) , 90 年代在开采石油现场运用。起初仅仅运用于井液防泥包、润滑防卡等。后来的研究发现其可以稳定井壁、保护油层、环保等, 于是在钻井工程中普遍使用。笔者在本文中首先分析了钻井液中聚合醇作用的原理, 然后探讨了钻井液的应用, 最后研究了在油田化学其它领域的使用, 以期进一步促进国内石油行业的稳定发展。

1 聚合醇在钻井液中的作用原理

因为聚合醇可以让页岩水化的膨胀得到抑制, 具有降解、环保、润滑、保护等多个特点, 人们对其作用原理开展深入的研究。研究发现其作用原理主要有以下几点。

①浊点效应。当温度达到浊点的时候, 聚合醇的状态为溶解, 当温度超过熔点的时候, 其在水溶液中析出, 在页岩表面形成憎水膜, 保障页岩水不分散。②聚合醇还具有增大滤液的粘度, 保障页岩水不分散的特点。其抑制的机理为降低滤液的化学活性, 让其渗透力进一步降低, 但是必须具有较高浓度的多元醇才具有该机理, 浓度在3%~5%情况下很难实现。③争抢水分子吸附页岩的位置。④聚合醇和无机盐在页岩水分散抑制、以及页岩稳定上具有协同的作用。

2 聚合醇钻井液体系的现场应用

(1) 甲酸盐/正电聚醇钻井液利用甲酸盐、正电聚醇的协同作用能够形成甲酸盐/正电聚醇钻井液体系。当地层空隙没有较高的压力, 运用正电聚醇处理剂可以保障钻井液的性能良好;当地层空隙具有较高压力的时候, 在甲酸盐的配合下可以有效的加重, 让低固相钻井液体系可以维持良好的性能。该类型的钻井液在张海5 井、张海11 井等使用的实际情况表明, 其具有润滑、防坍塌、抗温、保护等性能, 可以促进安全、平稳、快速的钻井需求。

(2) 聚合醇/正电胶聚合物钻井液由于中原油田具有水平井地层特点, 以中原油田水平井的实际特点研制的、聚合醇/正电胶聚合物钻井液, 让该油田水平井的钻进得以保障, 根据实钻的要求, 优选钻井液的配方、组成流变参数, 相关的维护也较容易实现。在该钻井液的帮助下, 中原油田先后钻成了多个高难度的水平油井, 为国家石油战略储备打下坚实的基础。

(3) 小阳离子儇合醇钻井液有效的结合聚合醇钻井液和小阳离子, 配制出该类型的钻井液。和聚磺钻井液相比, 该类型的钻井液在润滑性、流变性、抑制性等多方面的性能都有所突破。其在吐哈地区地质相对特殊的玉西、红台进行使用发现, 这种钻井液可以让井下发生复杂情况的机率很好的降低, 更好的保护施工进度、施工质量以及保护油层。

(4) 聚醚多元醇钻井液聚醚多元醇钻井液的主试剂为聚醚多元醇SYP一1, 在HD4—23H井、LN3—6H井的使用表明, 钻井的过程中井壁比较平稳、井的直径较规则、井下安全, 相关井作业可以顺利开展, 也就意味着该类型钻井液的润滑性、防坍塌性比较出色, 可以稳定井壁、不让岩屑分散并对油气层形成保护, 适合在复杂地质下的钻井要求。

3 聚合醇在油田化学其他领域的应用

(1) 酸化液阴、阳离子型的助排剂在以往酸化作业中经常用到。结合最近油气储层的特点, 在聚合醇良好吸附性的辅助下, 其吸附能力随温度的升高而增强, 把非离子型聚合醇作助排剂使用于酸化液中。在一定的浓度下, 聚合醇能够让酸化液的表面张力有效的降低, 并提升其返排率, 比较适合在酸化液中使用。

(2) 油层预处理当前, 开采稠油油藏一般使用蒸汽吞吐法。但是注汽中的水由于温度较高在和地层原油接触后, 很容易形成油包水情况, 进一步增大原有的粘稠度, 堵塞油流孔道, 渗透能力大幅度下降。但是如果以甘油为起始剂进行预处理, 可以很好的解决上述问题。

4 结语

石油作为国家经济以及国防事业的重要后盾, 对国家而言很重要。聚合醇化学试剂在油田中使用可以保障原油开采很好的进行, 保障原油的开采质量, 为国家经济的发展奠定坚实的基础, 今后我们要深入的研究聚合醇化学剂在原油开采中的其他作用, 以便于促进国家经济的发展和进步。

参考文献

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油田用化学剂篇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：

油田用化学剂篇3

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

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[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.

油田用化学剂篇4

4．为何蒙脱石属于膨胀型矿物？而伊利石、高岭石属于非膨胀型矿物? 蒙脱石的基本结构层是由两个硅氧四面体片和一个铝氧八面体片组成，属于2：1层型粘土矿物。由于蒙脱石结构中，晶层的两面全部由氧组成，晶层间的作用力为分子间力（不存在氢键），联结松散，水易进入其中；另一方面由于蒙脱石有大量的晶格取代，在晶体表面结合了大量可交换阳离子，水进入晶层后，这些可交换阳离子在水中解离，形成扩散双电层，使晶面表面带负电而互相排斥，产生通常看到的粘土膨胀。所以蒙脱石属于膨胀型矿物。伊利石的基本结构层与蒙脱石相似，也是由两个硅氧四面体片和一个铝氧八面体片组成，属2：1层型粘土矿物。伊利石与蒙脱石不同的地方在于晶格取代主要发生在硅氧四面体片中，约有1/6的硅为铝所取代。晶格取代后，在晶体表面为平衡电价而结合的可交换阳离子主要为钾离子。由于钾离子直径与硅氧四面体片中的六方网格结构内切圆直径相近，使它易进入六方网格中而不易释出，所以晶层结合紧密，水不易进入其中，因此伊利石属非膨胀型粘土矿物；高岭石基本结构层是由一个硅氧四面体片和一个铝氧八面体片结合而成，属于1：1层型粘土矿物。在高岭石的结构中，晶层的一面全部由氧组成，另一方面全部由羟基组成。晶层之间通过氢键紧密联结，水不易进入其中。且很少晶格取代。粘土矿物中，高岭石属于非膨胀型的粘土矿物，这可从其晶层间存在氢键和晶体表面只有很少的可交换阳离子两方面理解。

5．钻井液通常分为哪几类? 钻井液体系通常按分散介质分成三类：（1）水基钻井液；（2）油基钻井液；（3）气体钻井流体。

6．钻井液在钻井过程中有什么功能?（1）冲洗井底；（2）携带岩屑；（3）平衡地层压力；（4）冷却与润滑钻头；（5）稳定井壁；（6）悬浮岩屑和密度调整材料；（7）获取地层信息；（8）传递功率。7．钻井液滤失剂是通过什么原理来降低钻井液的滤失? 钻井液滤失剂是通过下列机理降低滤失：

(1)增粘机理，钻井液滤失剂都是水溶性高分子，它们溶在钻井液中，可提高钻井液的粘度，粘度的提高可降低钻井液的滤失量；（2）吸附机理，钻井液滤失剂都可通过氢键吸附在粘土颗粒表面，使粘土颗粒表面的负电性增加和水化层加厚，提高了粘土颗粒的聚结稳定性，使粘土颗粒保持较小的粒度并有合理的粒度大小分布，这样可产生薄而韧、结构致密的滤饼，降低滤饼的渗透率，从而滤失量减少；（3）捕集机理，是指高分子的无规线团（或固体颗粒）通过架桥而滞留在孔隙中的现象。滞留在滤饼的孔隙中，降低滤饼的渗透率，减少钻井液的滤失量；（4）物理堵塞机理，对于线团直径大于孔隙直径的高分子无规线团，它们虽不能进入滤饼的孔隙，但它们可通过封堵滤饼孔隙的入口而起减少钻井液滤失量的作用。8．钻井液的漏失分为哪几类，常用的堵漏材料有哪些? 分为三类（1）渗透性漏失；（2）裂缝性漏失；（3）溶洞性漏失。常用的堵漏材料有（渗透性地层）硅酸凝胶、铬冻胶、酚醛树酯、（裂缝性或溶洞性地层）纤维性材料、颗粒性材料等。

9．影响井壁不稳定的因素有哪些，如何稳定井壁? 因素有：（1）地质因素，高压地层的压力释放、高构造应力地层的应力释放、松散地层的坍塌及盐岩地层的塑性变形等都会使井壁不稳；（2）工程因素，起下钻过程中的钻头对井壁的碰撞、钻井液流量过大引起对井壁的过度冲刷和起下钻速度过快引起压力波动等使井壁不稳；（3）物理化学因素，页岩与水接触后可引起井壁不稳。稳定井壁方法：若由地质因素引起井壁不稳，则可采用适当提高钻井液密度或化学固壁的方法解决；若由工程因素引起井壁不稳，则可用改进钻井工艺的方法加以预防；若为物理化学因素引起井壁不稳，则主要通过改进钻井液性能，如调整钻井液密度和加入页岩抑制剂等方法解决。10．水泥浆的功能是什么?(1)固定和保护套管；（2）保护高压油气层；（3）封隔严重漏失层和其它复杂层。11．固井对水泥浆的物理性能有哪些基本要求?（1）水泥浆密度；（2）水泥浆颗粒细度；（3）水泥浆稠化时间；（4）水泥浆的滤失量；（5）水泥环强度；（6）水泥环的腐蚀。12．水泥浆的基本组成是什么？

水泥浆由水、水泥、外加剂和外掺料组成；水泥主要含下列硅酸盐和铝酸盐（1）硅酸三钙；（2）硅酸二钙；（3）铝酸三钙；（4）铁铝酸四钙。13．水泥浆缓凝剂的作用机理是什么？

（1）吸附机理，水泥浆缓凝剂可吸附在水泥颗粒表面，阻碍其与水接触；也可吸附在饱和析出的水泥水化物表面，影响其在固化阶段和硬化阶段形成网络结构的速率，起缓凝作用。（2）螯合机理，水泥浆缓凝剂可与钙离子通过螯合形成五元环或六元环结构而影响水泥水化物饱和析出的速率，起缓凝作用.14．聚合物驱是如何提高原油采收率的？聚合物驱是通过减小水油流度比的机理，起提高原油采收率作用。聚合物驱油方法主要是向注入水中加入聚合物，聚合物通过对水的稠化，增加注入水的粘度，减弱水相的粘性指进现象和通过在孔隙介质中的滞留，减小孔隙介质对水的渗透率，达到减小水油流度比，增加波及系数，达到提高原油采收率的目的。15．活性水驱的机理是什么？（1）降低界面张力机理。（2）乳化机理（3）增溶机理（4）润湿反转机理（5）提高岩石表面电荷密度机理（6）聚并形成油带机理（7）改变原油流变性机理。16．为什么碱驱可以提高原油采收率？（1）、低界面张力(LIFT)机理，在水中加入碱后，与原油中的有机酸混合，会生成表面活性剂并集中在油水界面上，降低油水界面张力。（2）、乳化--携带机理，碱与石油酸反应生成的表面活性剂使地层中的剩余油乳化，并被碱水携带着通过地层；（3）、乳化一捕集机理，由于低界面张力使油乳化在碱水相中，油珠半径较大，因此当它向前移动时，就被捕集，改善了流度比，增加了波及系数，提高了采收率；（4）、由油湿反转为水湿机理，碱水驱生成的表面活性剂除聚集在油水界面外，还有一部分表面活性剂吸附在岩石表面，改变岩石表面的润湿性。使水在毛细管力作用下进入小孔道及颗粒表面，而油占据孔隙中间，提高洗油效率；同时也使油水相对渗透率发生变化，形成有利的流度比，提高了波及系数；（5）、由水湿反转为油湿机理，碱与石油酸反应生成的表面活性剂主要分配到油相并吸附到岩石表面上来，使岩石表面从水湿转变为油湿。油层内的不连续非润湿相残余油变成连续的润湿相。同时低界面张力导致油包水型乳状液的形成。这些乳状液滴堵塞流动通道，使其在多孔介质内产生比较高的压力梯度。可克服被界面张力降低的毛管阻力，从而降低油层内的残余油饱和度；（6）自发乳化与聚并机理，在最佳的碱质量分数下，原油可自发乳化到碱水之中。这种自发乳化现象是由于油中的石油酸与碱水中的碱在表面上反应产生表面活性剂，就出现乳状液液珠的聚并；（7）、增溶刚性膜机理，在油与岩石接触处，原油中的沥青质、胶质、石蜡等成分吸附在岩石表面，形成坚硬的刚性薄膜。使残余油饱和度和孔隙内的油流阻力增加，限制原油通过孔喉。抑制了水包油乳状液进行聚并。由于界面化学反应，碱相吸入到油相中，这种溶胀的油相，加上其形态的改变，使油水界面上的刚性薄膜破坏，并被增溶。从而使剩余油具有较强的流动能力。

17．为什么调剖可以提高原油采收率？

油层是不均质的。注入油层的水常常为厚度不大的高渗透层所吸收，吸水剖面很不均匀。水对高渗透层的冲刷，进一步提高了地层的不均质性，从而使注入水更容易沿高渗透层突入油井。为了发挥中、低渗透层的作用，提高注入水的波及系数，从而提高采收率，就必须调整注水油层的吸水剖面，即封堵高渗透层。调剖堵水封堵高渗透层后，在相同配注条件下，注入压力将提高，迫使注入流体进入高含油饱和度的中、低渗透层，提高了注入流体的波及系数，从而提高了原油的采收率。

18．油井堵水法分为：选择性堵水法和非选择性堵水法。选择性堵剂可分为：水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂三类。HPAM（水基）选择性堵水的作用和机理？

HPAM堵水剂对油和水有明显的选择性，它降低孔隙介质中油相渗透率的幅度仅10%，而降低水相渗透率的幅度可超过90%。这是因为这种水基堵水剂具有优先进入高含水地层的能力，进入地层后通过氢键吸附在亲水岩石表面，而未被吸附的部分在水中伸展开来，对水的流动形成阻力，使水相渗透率降低。当HPAM进入产油孔道时，分子链是处于卷曲状态，对油流的阻力较小。

19．油井出砂的原因是什么，有哪些危害？答：油井出砂的原因有：（1）天然原因：流砂地层、部分胶结地层、脆性砂地层。（2）人为原因：指在油气开发时因速度、开采技术、开采能量的变化造成的油气水井出砂。油井出砂的危害：（1）使油气井减产或停产。（2）磨蚀井下和地面设备及管线。（3）损坏套管使油气井报废。（4）破坏地层的原始构造造成近井地层的渗透率下降。（5）地层出砂的排放造成环境污染。

20．油井防砂有哪些方法

答：油水井防砂有下列五种方法：（1）化学桥接防砂法。（2）化学胶结防砂法。（3）人工井壁防砂法。（4）滤砂管防砂法。（5）绕丝筛管砾石充填防砂法。21．油井结蜡分为哪几个阶段，如何防蜡，如何清蜡

答：油井结蜡分为三个阶段，即析蜡阶段、蜡晶长大阶段和沉积阶段。常用的防蜡方法有：油管内衬防蜡（如玻璃等材料）、油管内涂层防蜡（漆等）和化学防蜡。常用的清蜡方法有：机械清蜡（刮蜡器）、热力（热油、蒸汽）清蜡和化学清蜡。22．为什么说酸化可以恢复提高油层的渗透率

答：油水井酸化处理可以除去近井地带的堵塞物（如氧化铁、硫化亚铁、粘土），恢复地层的渗透率，同时还可用于溶解地层的岩石，扩大孔隙结构的喉部，提高地层的渗透率。油水井酸处理是油水井有效的增产、增注措施。23．压裂液压裂为何能增注，增产。

压裂就是用压力将地层压开，形成裂缝并用支撑剂将它支撑起来，以减小流体流动阻力，从而提高油层的导流能力，增大波及体积，从而实现了增产、增注。24．埋地管道是如何进行防腐的。

埋地管道腐蚀原因：土壤水中含氧产生腐蚀、土壤水中含酸性气体产生腐蚀、土壤中细菌产生腐蚀。

减少埋地钢制管道在土壤中的腐蚀一般采用覆盖层防腐法和阴极保护法。25．原油乳状液有哪几种类型，原油破乳有哪些方法

答：原油乳状液有：油包水乳化原油和水包油乳化原油两种类型。原油破乳主要有热法、电法和化学法三种方法。26．化学破乳的机理：

（1）化学破乳剂较乳化剂具有更高活性，分散到油—水界面上，可将乳化剂排挤掉，自己构成一个新的易破的界面膜。

（2）化学破乳剂具有反相作用，可供w/o型乳状液反相成o/w型，在反相过程中，乳化膜破裂。

（3）化学破乳剂对乳化膜有很强的溶解能力，通过溶解将乳化膜破裂。

（4）化学破乳剂可以中和油—水界面膜上的电荷，破坏受电荷保护的界面膜。27．高分子原油破乳剂，为什么破乳效率高？

（1）高分子原油破乳剂大部分是油溶性的，在w/o型的原油乳状液中比较容易分散，能较快地接触到油水界面，发挥其破乳作用。

（2）低分子的表面活性剂往往只有一个亲油基团和一个亲水基团，而高分子破乳剂中一个大分子中含有多个亲油基团和亲水基团，由于分子内的结构与空间位阻，在油水界面构成不规则的分子膜，比较有利于油水界面膜破裂，而使水滴聚结。

（3）由于大分子中多个亲水基团具有束缚水的亲和能力，可以将大分子附近分散的微小水滴聚结，而使乳化水分离。28．按凝点原油分为哪几类？

答：分为低凝原油、易凝原油和高凝原油三类。

原油降凝法主要有：特理降凝法、化学降凝法、化学—物理降凝法三种方法。29．为什么要对天然气脱水、脱酸气，如何脱出天然气中的水与酸气

答：脱水原因：天然气是与水接触的，因此含有一定量的水蒸气，其有以下危害性：（1）在硫化氢和二氧化碳等酸性气体存在下，水蒸汽的冷凝可使管道产生严重腐蚀。（2）天然气可与水在一定条件下生成水合物堵塞管道。（3）用低温分离法回收天然气中的轻烃时，水蒸汽冷凝成水后结冰，也可引起管道堵塞。脱气原因：天然气中的酸性气体主要有硫化氢和二氧化碳。硫化氢会增加管线和设备的腐蚀、污染环境并在后加工过程中引起催化剂中毒。二氧化碳除会增加管线和设备的腐蚀外，还会减小天然气的热值。

天然气脱水方法：降温法、吸附法、吸收法脱水。天然气脱气法：可采用吸附法和吸收法脱除酸气。

30．如何抑制天然气水合物的生成答：天然气水合物的生成有两个条件：（1）天然气中有水存在。（2）有足够低的温度和足够高的压力。天然气水合物生成的抑制法:（1）降低压力；（2）保持一定温度；（3）减少天然气水含量；（4）应用天然气水合物抑制剂来抑制天然气水合物的生成。天然气水合物抑制剂主要有：醇、表面活性剂和聚合物三类。31．如何处理油田污水（油田污水处理的目的）答：除油（除油剂）、除氧（除氧剂）、除固体悬浮物（絮凝剂）、防垢（防垢剂）、缓蚀（缓蚀剂）、杀菌（杀菌剂）。

32．细菌对油田水系统造成什么危害，如何杀菌？答：污水中主要有硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌（IB）和腐生菌（TGB）。它们可引起金属腐蚀、地层堵塞和化学剂变质。可用氧化型杀菌剂和非氧化型杀菌剂（吸附型杀菌剂、渗透型杀菌剂）杀菌。33．论酸化与压裂酸化：是靠酸液的化学溶蚀作用以及向地层挤酸时的水力作用来提高地层渗透性能的工艺措施。酸化有两种基本类型：常规酸化（孔隙酸化）和酸化压裂：

压裂：是用压力将地层压开，形成裂缝并用支撑剂将它支撑起来，以减小流体流动阻力的增产、增注措施。

酸化压裂是在高于地层破裂压力下进行的酸化作业。这时酸液将同时发挥化学作用和水力作用来扩大、延伸、压开和沟通裂缝，形成延伸远、流通能力高的油气渗流通道。34．论调剖与堵水

调剖：是指从注水井进行封堵高渗透层时，可调整注水层段的吸水剖面。调剖可以提高原油采收率：地层渗透率的不均质性使注入水沿高渗层突入油井。水对高渗透层的冲刷，进一步提高了地层的不均质性，从而使注入水更容易沿高渗透层突入油井。为了发挥中、低渗透层的作用，提高注入水的波及系数，从而提高采收率，就必须调整注水油层的吸水剖面，即封堵高渗透层。

堵水：是指从油井进行封堵高渗透层，减少油井的产水。

调剖堵水封堵高渗透层后，在相同配注条件下，注入压力将提高，迫使注入流体进入高含油饱和度的中、低渗透层，提高了注入流体的波及系数，从而提高了原油的采收率。调剖堵水是不会将大量的油堵在油层内而采不出来的。这是因为堵剂进入的地层，已是强水洗和含油饱和度低的高渗透层，而且堵剂的流度远远低于水的流度，对残余油有更有利的流度比，高渗透层即使有油，也会被堵剂驱出，很少留在封堵区域内。调剖堵水具有强度高和小段塞特点。调剖堵水具有抗冲刷能力和对地层的封堵有效期相对较短的特点。

35.粘土矿物有高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石、海泡石、坡缕石等。

32.粘土矿物表面的吸附分:物理吸附和化学吸附。物理吸附指吸附剂与吸附质之间通过分子间力而产生的吸附。化学吸附指吸附剂与吸附质之间通过化学键而产生的吸附 36.粘土矿物颗粒有三种联结方式：边边联结、边面联结和面面联结。

37.钻井液由分散介质、分散相和钻井液处理剂组成。钻井液中的分散介质可以是水、油或气体。钻井液中的分散相，为悬浮体则为粘土和密度调整材料；若为乳状液则为油或水；为泡沫则为气体。

38.调整钻井液密度包括降低钻井液密度和提高钻井液密度。

39.钻井液滤失量是指钻井液在一定温度、一定压差和一定时间内通过一定面积的渗滤面所得的滤液体积。

40.钻井液流变性的调整主要是调整钻井液的粘度（指表观粘度）和切力。原因：在钻井过程中，钻井液粘度和切力过大或过小都会产生不利的影响。钻井液粘度和切力过大使钻井液流动阻力过大、能耗过高，严重影响钻速，此外还会引起钻头泥包、卡钻、钻屑在地面不易除去和钻井液脱气困难等问题。钻井液粘度和切力过小，则会影响钻井液携岩和井壁稳定。41.固井时，为使水泥浆能将井壁与套管间的钻井液替换得彻底，应要求水泥浆密度大于钻井液密度，但又以不压漏地层为度。

42.水泥稠化时间是指水与水泥混合后稠度达到100Bc所需的时间。为使水泥浆顺利注入井壁与套管的环空，应要求稠化时间等于水泥浆施工时间（即从配水泥浆到水泥浆上返至预定高度的时间）加上一小时。

43.水泥的水化过程可分为五个阶段：（1）预诱导阶段，是在水与水泥混合后的几分钟内；（2）诱导阶段，此时水泥的水化速率很低，后期有所增加；（3）固化阶段（4）硬化阶段（5）中止阶段。

44.处理水泥浆漏失的方法：（1）是尽量减小水泥浆的密度和减小水泥浆的流动压降，以保证注水泥浆时井下压力低于相应钻井液循环时的最大井下压力；（2）是在注水泥浆前注入加有堵漏材料的隔离液，并在水泥浆中也加入堵漏材料。

45.波及系数：是指驱油剂波及到的油层容积与整个含油容积的比值。

洗油效率：是指驱油剂波及到的油层所采出的油量与这部分油层储量的比值。46.油层的改造途径：一是提高波及系数；另一是提高洗油效率。47.聚合物对水的稠化能力产生的原因：（1）超过一定浓度，聚合物分子互相纠缠形成结构，产生结构粘度。（2）聚合物链中的亲水基团在水中溶剂化。（3）若为离子型聚合物，则可在水中解离，形成扩散双电层，产生许多带电符号相同的链段，使聚合物分子在水中形成松散的无规线团，因而有好的増粘能力。48.为什么活性水驱能提高原油采收率？

（1）低界面张力机理，表面活性剂在油水界面吸附，可以降低油水界面张力。油水界面张力的降低，意味着粘附功的减小，即油易从地层表面被洗下来，提高了洗油能力；（2）润湿反转机理，驱油用表面活性剂的亲水性大于亲油性，它们在地层表面吸附，可使亲油的地层表面反转为亲水表面，油对地层表面润湿角增加，可减小粘附功，也即提高了洗油效率；（3）乳化机理，在油水界面上的吸附，可稳定水包油乳状液。乳化的油在向前移动中不易重新粘附回地层表面，提高了洗油效率。而且乳化的油在高渗透层产生叠加的Jamin效应，可使水较均匀地在地层推进，提高了波及系数；（4）提高表面电荷密度机理，当驱油表面活性剂为阴离子型表面活性剂时，它们在油珠和岩石表面上吸附，可提高表面的电荷密度，增加油珠与岩石表面之间的静电斥力，使油珠易为驱动介质带走，提高了洗油效率；（5）聚并形成油带机理，若从地层表面洗下来的油越来越多，则它们在向前移动时可发生相互碰撞。当碰撞的能量能克服它们之间的静电斥力时，就可聚并。油的聚并可形成油带，油带在向前移动时又不断将遇到分散的油聚并进来，使油带不断扩大，最后从油井采出。49.复合驱：是指两种或两种以上驱油成分组合起来的驱动。50.调剖工艺有哪些方法？

（1）单液法，就是向油层注入一种工作液，这种工作液所带的物质或随后变成的物质可封堵高渗透层。（2）双液法，是向地层注入相遇后可产生封堵物质的两种工作液。注入时，这两种工作液用隔离液隔开，但随着工作液向外推移，隔离液越来越薄。当外推至一定程度，即隔离液薄至一定程度，它将不起隔离作用，两种工作液相遇，产生封堵地层的物质。由于高渗透层吸入更多的工作液，所以封堵主要发生在高渗透层，达到调剖的目的。调剖：是指从注水井进行封堵高渗透层，调整注水层段的吸水剖面。堵水：是指从油井进行封堵高渗透层，减少油井的产水。51.油井防蜡法：（1）用防蜡剂的防蜡法（2）改变油管表面性质的防蜡法

清蜡法：机械清蜡、加热清蜡、用清蜡剂

油田化学剂现状的思考篇5

1 当前油田化学剂的现状

1.1 市场现状

(1) 市场情况

根据美国freedonia公司的预测, 当前全世界石油化学剂规模已达83亿美元左右, 而且每年以2.5%左右的增长率持续上涨。当前石油化学剂的主导销售市场在北美, 2013年需求量已经超过总量的50%, 打到43亿美元。石油化学剂需求量增长最快的是亚太地区和北美地区, 这主要是因为这些地方在油气开发方面取得了较大进展。

(2) 市场相对混乱且缺乏制度约束

目前行业内还没有相关与石油化学剂的相关管理机构, 更没有明确的管。理制度和文件可以遵循, 导致整个石油化学剂的市场相对比较混乱, 监管困难。

(3) 新技术、新理论和新产品难以进入市场

行业内的大多数用户受自身习惯与观念的影响, 对于市场上产生的新技术、新产品认可度不高, 导致大批新产品不能在实际应用中发挥作用。

(4) 不正当竞争

目前石油行业仍然存在走关系、找门路的现象, 导致一大批有实力、有技术的石油化学剂企业因为没有关系, 没有门路而难以获得机会, 这也严重阻碍了石油化学剂的产品研发和行业发展。

1.2 技术标准状况

(1) 名称亟待规范和标准

当前石油化学剂市场上许多功能相近、组分相同的油田化学剂却代号不同、名称各异, 消费单位很难按照名称和代号来判断化学剂的功能和主要成分, 亟需进行统一行业标准的制定。

(2) 技术标准不统一

市场上多数产品标准由供应商自己制定, 而且对产品标准的审核也极不规范, 致使产品质量参差不齐。

(3) 标准技术含量低

许多企业在产品标注生产标准时, 刻意回避其中的关键指标, 致使石油化学剂的质量得不到应有的保障。

(4) 过分强调与国际接轨

很多化学试剂由于过分的强调标准与国际接轨, 而导致试剂技术标准中取消了对于某些有价值的成分的控制标准。

1.3 研究开发问题

(1) 高质量、高技术含量的原创产品太少

通常都是把旧产品换新名字然后当新产品投入市场。当前一些具有特殊功能或者说多功能的化学剂并不能满足深井、超深井以及其他特殊环境的特殊要求。

(2) 基础研究得不到重视

目前市场的石油化学剂产品普遍存在重复投资、低水平重复、重复研究、重复建厂上设备的现象给人力、财力和物力造成极大浪费, 对于新原料以及基础研究的开发较为滞后, 不能提供原料和理论上的支撑。

1.4 管理中存在安全隐患

(1) 由于油田化学剂的技术要点和组分要点比较难以掌握, 而造成了一定的安全隐患。 (2) 生产和影响, 不合理的对化学原理和成本进行讲明, 留下了巨大的安全隐患。 (3) 缺少相关的环境指标。 (4) 石油化学剂使用中产生大量的硫化氢, 带来人身安全的隐患。

2 加强对于石油化学剂进行管理的对策

2.1 加强市场预测

在油气储量逐步减少以及油田老化不断加快的情况下, 需要更多的化学剂来对产量进行保障和维持, 再加上各国都在努力减少石油进口, 化学试剂企业要想获得更多的利润, 就必须遵守市场规律, 主动与市场机制进行接轨并且主动提高自身的技术水平。

2.2 加强相关管理

(1) 结合国外先进经验和管理模式, 研究和创新适合我国国情的油田化学管理体系。 (2) 对油田化学的发展目标和方向进行科学规划。 (3) 积极加强自身的自主创新能力, 不断加大基础研究的力度。 (4) 加强企业间技术和信息的交流。

2.3 规范技术标准

(1) 制定高水平的产品技术规范和行业标准。 (2) 对相同化学剂产品的技术标准进行整合和归类, 从而制定新的组合型行业标准。 (3) 要求在化学剂的相关产品技术标准中, 必须对主要化学成分和有效物的检测指标进行标注。 (4) 对于化学剂的命名进行规范, 确保名实相副, 并且制定相关命名标准, 杜绝用代号的现象。

2.4 加强对于安全环保的重视

(1) 改变传统的安全观念, 狠抓石油化学剂使用过程中可能会出现的安全和环保隐患, 确保化学剂的使用安全、环保。 (2) 坚决的对行业的技术标准和规范进行贯彻。加强施工作业过程中的控制, 而且必须向产品使用者提供负责任的安全使用说明书。 (3) 积极加强对于化学剂作用机理的基础研究。 (4) 加强合作开发, 控制含硫以及高污染、高毒的化学剂用量, 积极研究高效、一剂多用而且安全系数高对环境污染小的化学剂。

参考文献

[1]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.

[2]李俊荣, 左柯庆, 等.含硫油气田硫化氢防护系列标准宣贯教材[M].北京:石油工业出版社, 2005.

油田化学剂固体含量规范测定探讨篇6

固体含量是部分油田化学剂中一项非常重要的指标,是评价其固体含量满足要求的重要技术项目。目前固体含量(或水分含量)测定相关的标准仅有固体化工产品中水分的测定[1]、具体特指聚丙烯酰胺类或胶黏剂物质的固体含量[2,3]或是仅限水分含量在0.005%~0.1%之间的液体石油产品[4]、或是漆类中不挥发物[5]等,以上标准中相对于油田化学剂的固体含量测定均有一定的局限性。而在相关油田化学剂标准中,固体含量的实验方法仅规定了样品量及温度条件,固体含量平行测定结果重复性差,相对偏差超过其标准规定的不大于5%的要求,如何用规范的操作方法或标准来提高油田化学剂测定结果准确性具有重要的指导意义。

1固体含量测量原理

固体含量是通过加热挥发掉水分后的固相剩余量。在加热过程中,水分以外的挥发性物质或发生化学变化所产生的挥发性物质应在允许的范围之内,即产生的挥发性物质不会影响到固体测量结果的准确性。

油田化学剂涉及固体含量项目测定的情况显示,固体含量测定对象的外观状态包括固体、膏状、液体等类型,其中大多数为液体,均采用质量损失来实现结果评价,多采用三平行实验方式。

2油田化学剂固体含量测定影响因素

油田化学剂固体含量测量涉及人、机、料、法、环、测等。在仪器设备(恒温烘箱和电子天平,偏差或精度在允许使用的要求范围内)、环境条件方面均为可控,不作为分析考量范畴;在称量瓶(固体含量测定常用器皿)、油田化学剂、实验温度条件、实验人员等方面,规格差别、取样量差异、实验温度条件差别、人员操作等存在的不定性,作为分析探讨的重点。

2.1称量瓶规格影响

常用称量瓶包括低型Φ60mm×30mm、Φ50mm×30mm、Φ25mm × 25mm等和高型 Φ30mm × 60mm、 Φ25mm×40mm、Φ30mm×50mm等[6],室内常用为低型。选择有固体含量测定项目的油田化学剂,采用相同的取样量,测定时间4h,干燥器干燥冷却后称量并计算固体含量,统计结果为3次平行实验平均值(表1),以下均同。

表1显示,5种油田化学剂相同取样量时都存在称量瓶规格差别越大,固体含量结果差值越大的现象,如1#、5#在最大Φ60mm×30mm和最小Φ25mm×25mm时,结果竟相差到17.39%和20.76%,最大、最小相对偏差也都大,分别为34.69%和16.33%,超过了标准中规定的不大于5%的要求;当称量瓶规格接近时,如Φ60mm×30mm和Φ50mm×30mm、Φ30mm×25mm和Φ25mm×25mm,固体含量结果呈现接近趋势,相对偏差也小,平行结果依然存在差别。

不同规格称量瓶测量油田化学剂固体含量结果存在差别,平行性差。

2.2取样量影响

现行油田化学剂标准中固体含量测定取样量统计主要有2g、5g、10g等几种[7]。极少数的取样量为50g、100g的情况,规定采用250m L或500m L的玻璃烧杯,因未统计固体含量结果是否存在差别大的现象,暂不分析取样量为50g、100g的特殊情况。

同一化学剂采用1g、2g、5g、10g 4种取样量进行固体含量测定,Φ60mm×30mm和Φ50mm×30mm因开放面积过大未采用1g或2g的取样量;Φ25mm×25mm因开放面积过小未采用5g或10g的取样量; Φ30mm×25mm因数量少仅用于部分油田化学剂。

表2中2项平均值直观显示,不同取样量明显影响固体含量结果。结合称量瓶规格比较,仅有5# 的2g、5g、10g固体含量结果接近,大多数化学剂均存在取样量不同固体含量结果平行性差的情况。

2.3实验温度影响

目前涉及到油田化学剂固体含量测定的温度条件多为105℃,极少部分在对应标准中有110℃、 120℃[7]、130℃等实验温度的特殊规定。选择105℃、 130℃ 2种温度下固体含量结果情况见表3。

从表3看出,高实验温度固体含量测定结果明显变小,说明除水分外,部分产品中组分减少,尤其特殊的9#样品通过组分分析发现,其溶解组分的挥发点为80℃,因此当实验温度105℃、130℃超过其组分挥发点时,固体含量结果出现了零的异常现象。除特殊情况外,同化学剂样品选择不同实验温度条件时,固体含量结果也存在明显的差别。

2.4实验时间影响

固体含量测定时间有2h、4h[7]等规定,其中多数油田化学剂测定时间为后者,特殊的还有5h。通过实验过程追踪发现,在2h后,油田化学剂固体含量结果不再有很明显的变化。因此,采用常规4h实验时间满足固体含量测定要求,不会对固体含量测定结果产生明显影响。

2.5实验人员对固体含量测定结果的影响

通过4名实验人员,采用105℃ 温度条件、 Φ50mm×30mm规格、5g取样量进行重复性实验,固体含量结果统计见表4。

不同实验人员的重复性比较好,相对偏差都在5%以内,不同实验人员不会对固体含量结果产生明显影响。

3可行性分析与验证

通过实验结果及影响因素探讨情况,从规格选择、取样量范围、实验温度条件确定等入手,任选取涉及固体含量测量的油田化学剂样品进行实验验证。

3.1称量瓶规格选择

规格为Φ60mm×30mm,开放面积较大,不适于1g、2g等少的取样量;而规格Φ25mm×25mm,开方面积过小,仅适于少的取样量。因此,从测定样品充分性、便于操作、易于清洗等方面考虑,建议选择规格为Φ60mm×30mm的称量瓶。选取不同规格的称量瓶时考虑对应适宜的取样量。

注:取样量为2g,称量瓶规格为Φ50mm×30mm。

3.2取样量确定范围

通过实验结果分析,采用规格为Φ60mm×30mm取样量范围应在5g以上,若仅能采用Φ25mm×25mm时,建议取样量不应超过2g。取样量的范围取决于称量瓶规格。

3.3实验温度的确定

根据固体含量测定原理,主旨是排除油田化学剂中的水分,无特殊说明,105℃±2℃可满足要求。

综上所述,实验人员在进行固体含量测定时, 实验前的样品一定摇匀;同一样品选择相同的称量瓶规格;平行取样量接近。表5为规范操作后固体含量实验结果的验证情况。

从表5可以看出,在105℃±2℃实验温度条件下,4h恒温烘干,采用Φ60mm×30mm规格称样瓶、取样量10g;采用Φ50mm×30mm规格称样瓶、取样量5~8g之间;或采用Φ25mm×25mm规格称样瓶、取样量1g;固体含量测定结果平行性好,相对偏差明显降低,实验结果差别比原来有了很大程度的改善。

4结论

在明确的实验温度条件下,充分均匀油田化学剂样品采用同规格称量瓶,并根据称量瓶规格明确对应的取样量,验证固体含量测定结果情况理想, 实验结果平行性好,相对偏差小,在尚无标准或规范方法的情况下,为固体含量测定提供了可行思路。

摘要：固体含量是部分油田化学剂中一项非常重要的指标。在固体含量实际测定过程中,同一油田化学剂样品测定结果存在差别,最大相对偏差达34.69%,超出其标准中平行相对偏差不大于5%的要求,对油田化学剂整体性能评价造成一定困扰。通过对油田化学剂固体含量测定的相关因素进行分析,结合固体含量测定结果的实际情况进行探讨,明确了取样量、称量瓶规格、试验温度条件等对油田化学剂固体含量结果的影响程度,提出了根据称量瓶规格对应取样量等建议。验证情况理想,平行试验结果重复性好,相对偏差小,最大相对偏差为4.18%。

关键词：油田化学剂,固体含量,规范

参考文献

[1]全国化学标准化委员会无机化学分会.化工产品中水分测定的通用方法干燥减量法:GB/T 6284-2006[S].北京:中国标准出版社,2007.

[2]全国塑料标准化委员会.聚丙烯酰胺固含量测定方法:GB/T 12005.2-1989[S].北京:中国标准出版社,1989.

[3]上海橡胶制品研究所.胶粘剂不挥发物含量的测定:GB/T2793-1995[S].北京:中国标准出版社,1995.

[4]中国石油化工集团公司.液体石油产品水含量测定法(卡尔·费休法):GB/T 11133-1989[S].北京:中国标准出版社,1989.

[5]全国涂料标准化委员会.色漆、清漆和塑料不挥发物含量的测定:GB/T 1725.2-2007[S].北京:中国标准出版社,2007.

[6]龙腾明.中学化学实验基础和能力培训[M].哈尔滨:黑龙江科学技术出版社,1991.

油田用化学剂篇7

1 有机氯的测试原理及测试步骤

样品经氧瓶燃烧分解后有机氯转化为无机氯,通过氢氧化钠溶液吸收后, 用盐含量测定仪测出总氯的含量,再通过盐含量测定仪测定无机氯的含量,总氯含量与无机氯含量之差即为油田化学剂中有机氯的含量。室内总氯检测过程主要包括:加吸收液、充氧气、称样、燃烧、定容、盐含量测定。各步骤先后顺序及所使用的仪器如图1所示。

无机氯的检测过程为称样、定容和盐含量测定3个步骤。单个测试过程包括两次称量样品、一次充氧气、一次样品燃烧、两次盐含量测定仪测试等步骤。

2 检测过程中存在的问题

对2014年1月至6月检测的308批次油田化学助剂样品进行了调查, 其中发现有106个批次有机氯检测过程存在异常情况,主要问题如表1所示。

以上情况的存在会造成采取重复测量分析、比对等措施,浪费资源,增加工作强度,也会影响对产品的正确评价和监督。

3 检测过程影响因素分析及对策

3.1 称样、燃烧过程

燃烧过程为有机氯转化为无机氯的关键步骤,转化能力的大小直接影响检测结果的准确性, 一般情况下油溶性样品基本不存在燃烧不充分的现象,但要注意油溶性的样品易挥发, 需要快速称量后快速燃烧。而水溶性的样品虽然不易挥发但极易燃烧不充分,标准中规定称样量为0.02~0.05g,对样品中的水溶性样品的燃烧过程做了记录, 结果如表2所示。

由表2看出,发现某些水溶性样品(以粘土稳定剂和高温防膨剂为例) 在称样量大于0.025g时,就会存在燃烧不完全的情况,判定燃烧失败,前面的操作步骤也就前功尽弃, 而称样量太小会使得检测结果的误差增大。因此通过大量的实验,确定水溶性样品的称样量为0.02~0.025g。在这个区间的水溶性样品的称样量,燃烧的成功率为95%。

3.2 盐含量测定仪的调试

电解池是盐含量测定仪的核心部件, 测定氯离子的原理为: 将处理后的样品注入含一定量银离子的乙酸电解液中, 试样中的氯离子即与银离子发生反应,反应消耗的银离子由发生电极电生补充,通过测量电生银离子消耗的电量, 根据法拉第定律即可求得氯离子的含量。由于是沉淀反应,且醋酸电解液极易挥发, 所以对于长时间运行的电解池不及时进行维护保养,则极易使沉淀吸附在电极上,造成基线不稳,调试时间过长,且降低电解池的寿命。针对这种情况,摸索出了一套对电解池的维护保养程序,即一定要用纯净水配置电解液, 实验结束后要用现配的醋酸电解液冲洗3遍, 每两天更换一次新鲜电解液(因为电解液为70%的乙酸溶液,极易挥发),半个月往参考电极里面添加新鲜电解液, 每两个月用铬酸洗液浸泡及酒精洗涤, 在每次做实验的时候都要换上现配的电解液来调偏压, 每次的保养都要及时的记录。通过以上的维护保养后,分别在不同的时间内进行偏压测试,结果见表3。

从表3中偏压值可以看到, 定期专门清洗保养的电解池偏压都在265m V以上 , 高于使用偏压260m V,基线运行平稳,满足测试的需要。调试时间平均缩短了30min的时间。使用寿命达到了平均6个月。

3.3 提高高含无机氯样品的检测准确性

高含无机氯的样品主要是由于无机氯离子含量较高,对检测结果造成很大程度的干扰,加上仪器本身存在的系统误差为5%, 所以样品不经过处理所得结果的相对误差高达26%,远远高于标准中规定的10%, 在一定的情况下严重影响产品合格的判定。目前由于实验原理的局限性,检测手段也是比较单一的, 所以必须在原来的实验基础上对样品进行处理(只适用于高含无机氯的水溶性产品),通过查找相关的书籍和文献以及大量的室内实验, 确定采取萃取的处理方式:样品充分混合均匀,用移液器准确量取5m L到离心管中,加入等体积正己烷,密封震荡10min, 超声萃取10min,3 600转离心分离10min,离心后取上清液到另一刻度离心管 ,残渣用正己烷重复萃取2次,合并3次萃取的有机溶剂,最后浓缩至5m L,混合均匀作为待测液,接下来按照标准中的步骤进行检测, 由于处理后待测样品不含无机氯,所以大大的提高了检测结果的准确性,样品处理前后的结果如表4和表5所示。

注: 结果最大相对误差为差值最大的两个结果的差值与两个结果的和的比值

4 结论

经过反复的实验确定水溶性样品的称样量为0.020~0.025g, 大大地提高了样品的燃烧成功率、严格执行电解池维护保养程序缩短盐含量测定仪的调试时间及提高电解池的寿命、对于高含无机氯的样品采用萃取的处理方式提高检测结果的准确性。除此之外, 对于本方法的检测过程中人员的操作熟练程度及责任心也是非常重要的, 所以整个的实验过程中应该是保证人员正确操作下的过程因素分析。另外目前的方法也存在着一定的缺陷, 对于冻胶类及固体类样品还不能检测, 为了保证油田化学剂有机氯检测的全面覆盖, 实验人员还要在方法的适用性方面作进一步的研究工作。

摘要：有机氯是油田化学剂中各项检测指标中必检的一个指标,但是在实验室的检测过程中,存在着燃烧失败率过高、盐含量测定仪的调试时间过长以及高含无机氯等油田化学剂检测结果误差大等问题,通过对各个问题进行分析讨论,并将影响检测过程的各个环节进行反复的优化实验,确定了最佳的称样量降低燃烧失败率,对电解池进行全面的维护保养缩短了盐含量测定仪的调试时间并提高了电解池的使用寿命,使用萃取的处理方法提高了高含无机氯油田化学剂的检测结果准确性。

油田用化学剂篇8

1 实验样品

1.1 油水样

油样取自高17转油站, 为保证所取油样不含破乳剂, 在井站来液处取样;水样取G17井站来液游离水。

1.2 钻井液

(1) 聚合物钻井液;

(2) 无固相甲酸盐钻井液。

1.3 压井液

无固相盐水优质压井液, 配方为:0.2%E DTA+0.2%K C l+2%JDB-1+0.05%OP-10+NaCl。

1.4 堵水剂体系

(1) 冻胶体系, 配方为:5%丙烯单体+0.1%聚合物+6%甲醛+0.05%过硫酸铵;

(2) 封窜堵漏体系, 配方为:0.7%水+10%GX-1型封堵剂。

1.5 破乳剂

使用G17破乳剂:30%甲醇+20%PFA8311+20%F3111+10%SP169+20%水。

2 实验方法

对于钻井液、压井液和堵水剂对高17原油破乳脱水的影响实验, 采用瓶试法进行, G17破乳剂加量一般为50m g/L, 破乳脱水温度为55℃, 脱水时间为30min。

(1) 乳状液的制备:乳状液的制备参照石油天然气行业标准SY 5509-92执行, 所配制乳状液含水率为20%。

(2) 部分油田化学剂对原油破乳脱水影响的初步实验:将40ml污水和60ml乳状液加入100ml具塞量筒中, 置于55℃恒温水浴预热5min, 取出后加入化学剂, 加量分别为0m L、1m L、2m L, 摇匀, 再置于水浴中恒温加热5min, 取出加入G17破乳剂, 剧烈振荡100次。将具塞量筒放入水浴中分别在5min、15min、30min记录游离水量, 并观察水色及界面情况。

(3) 部分油田化学剂对原油破乳脱水影响的深入实验:取初步实验中对破乳产生明显影响的油田化学剂单剂进一步实验。实验方法与初步实验相同, 化学剂加量范围大, 加药点密集。

3 结果与讨论

取自高17转油站的原油样均不含有外来化学剂及破乳剂, 所配制乳状液在实验破乳脱水条件下十分稳定, 脱水率为零。加入破乳剂但不加任何其他化学剂时的脱水率取作外加物空白脱水率, 用于计算外加物对脱水率的影响幅度。各种外加化学剂对原油脱水率的影响汇总于表1。

3.1 钻井液的影响

钻井液对原油破乳脱水的影响随着钻井液类型不同而不同, 聚合物体系钻井液体系对原油破乳脱水有正面影响, 可增强破乳剂的脱水效果, 无固相甲酸盐钻井液体系对原油破乳脱水基本没有影响。

3.2 压井液的影响

压井液对原油破乳脱水的影响随着压井液使用量的增加, 先促进原油的破乳脱水, 到一定剂量后, 使乳状液脱水率降低。

为了弄清压井液中何种组分对原油的破乳脱水产生影响, 做了压井液各组分对原油破乳脱水的实验, 实验方法同2。

从表1可以看出, Na Cl、EDTA、KCl、OP-10均能促进原油的破乳脱水, 但是JDB-1对原油的破乳脱水有负面影响, 不仅降低了原油的脱水率, 而且出现了严重的挂壁现象。

3.3 堵水剂的影响

堵水剂对原油破乳脱水的影响随着堵水剂类型的不同而不同, 冻胶体系对原

油破乳脱水有明显的正面影响, 可增强破乳剂的脱水效果, 封窜堵漏体系使具塞量筒中的游离水进入乳状液中, 并能稳定存在, 但是能够使脱出污水颜色变清。

为了进一步弄清封窜堵漏体系在各种不同的浓度下对原油破乳脱水的影响, 找到封窜堵漏剂对原油破乳脱水产生影响的最低浓度, 选取了较低起点, 较大范围的加剂浓度, 考察了封窜堵漏体系对原油破乳脱水产生的影响。

加入封窜堵漏剂后对破乳脱水产生了较为严重的影响, 使得具塞量筒中的游离水进入乳状液中, 并且能够稳定存在, 加入封窜堵漏剂的量为0.5%时, 就对破乳脱水产生了最为严重的影响, 随着封窜堵漏剂量的增加, 对脱水率的影响减小, 而且随着封窜堵漏剂量的增加, 脱出污水颜色逐渐变清。

4 结论

(1) 钻井液对G17破乳剂破乳效果的影响因化学类型不同而不同, 聚合物钻井液对破乳有促进作用, 无固相甲酸盐钻井液对破乳基本没有影响。

(2) 压井液对G17破乳剂破乳效果的影响随着压井液使用量的增加, 先促进原油的破乳脱水, 到一定剂量后, 使乳状液脱水率降低, 而且使原油出现严重的挂壁现象;通过深入实验研究, 发现影响破乳脱水且出现挂壁现象的化学剂是JDB-1。

(3) 冻胶体系的堵水剂对破乳脱水有较强的促进作用, GX-1型封窜堵漏剂对破乳脱水有很强的负面影响, 主要是使游离水进入油中, 形成W/O型的乳状液, 并且能够稳定存在。较小浓度的封窜堵漏剂就能够起到较强烈的负面作用, 应该严格控制。

注:破乳剂加药浓度均为50mg/L。

摘要：本文研究了冀东油田增产稳产阶段所使用的部分油田化学剂对高17转油站原油破乳剂脱水效果的影响, 结果表明:聚合物钻井液对破乳有促进作用, 无固相甲酸盐钻井液对破乳基本没有影响;压井液在加量1%以下可促进原油的破乳脱水, 当加量达到2%时, 使原油乳状液脱水率降低, 且使原油出现严重挂壁现象;冻胶体系的堵水剂对破乳脱水有较强的促进作用, GX-1型封窜堵漏剂对破乳脱水有很强的负面影响。

关键词：油田化学剂,破乳剂,原油脱水,脱水率,影响

参考文献

[1]陈春英, 张宗愚.国内外原油破乳剂发展简况[J].油田化学, 1984, 1 (2) :195-208[1]陈春英, 张宗愚.国内外原油破乳剂发展简况[J].油田化学, 1984, 1 (2) :195-208

[2]范振中, 俞庆森.残酸对原油脱水的影响及处理[J].浙江大学学报, 2005, 32 (5) :546-549[2]范振中, 俞庆森.残酸对原油脱水的影响及处理[J].浙江大学学报, 2005, 32 (5) :546-549