油田采出液（精选6篇）
油田采出液 篇1
随着油田的不断开发, 在油田地面原油集输系统、污水处理及回注系统中均不同程度地有硫化物存在, 其来源基本包括两个方面:一是各种钻井液、压裂液的注入, 使含硫化合物进入地层, 又随采出液进入地面系统;二是原油采出及输送过程中, 在集油管线、储油罐及压力容器等厌氧环境中, 输送液中的 等离子在硫酸盐还原菌的作用下, 被还原为低价态的硫 , 进而与流动中的某些阳离子化合形成硫化物, 如硫化亚铁。
这些硫化物的存在一方面会导致原油电脱水系统运行不稳, 频繁出现脱水器垮电场等现象, 影响正常的安全生产;另一方面会增加污水处理和污油回收的难度, 使处理后含油污水水质恶化, 回注地层造成地层堵塞[1]。同时, 还将对设备、管线等地面生产设施带来不同程度的腐蚀。因此, 建立一套科学、完善的实验方法及评价体系, 从而准确地分析测定采出液中的硫化物含量, 对于掌握其在地面系统中的分布规律、认识其形成机理、选择制定其预防、治理或控制的技术方案均具有重要意义。
1 油田采出液中硫化物的存在形式
硫化物在油田采出液集输系统中以S、S2-及SO
2 硫化物含量分析方法
目前测定采出液中硫化物含量的方法有碘量法、亚甲蓝光度法、化学比色法及原子吸收光谱法等[4]。碘量法是国家环保总局规定的标准方法, 该方法利用酸化吹气法将硫化氢气体分离, 并被ZnAc2-NaAc溶液吸收, 然后在酸性条件下, 生成的硫化物与过量的碘作用, 剩余的碘以淀粉作指示剂, 用硫代硫酸钠标准溶液滴定, 主要装置如图1所示[5]。该方法虽简单, 但其准确度不高, 一是使用的淀粉指示剂应在临近终点时才能加入, 如加得过早, 较多的碘会被淀粉所包含, 而使终点滞后, 若加入过迟, 又易导致实验失败;二是在酸性溶液中, 反应生成的碘离子易被空气中的氧气所氧化, 导致消耗过量的硫代硫酸钠标准溶液;三是碘和硫代硫酸钠标准溶液不稳定, 前者易挥发、见光分解, 后者在酸性较强的溶液中易分解;四是分离装置复杂, 且有安全隐患。亚甲蓝光度法灵敏度高, 选择性好, 但反应速度慢、重现性较差。化学比色法操作麻烦, 且灵敏度低, 结果再现性较差。火焰原子吸收光谱法虽灵敏、准确、干扰小, 但因仪器昂贵、操作复杂而推广受限。
3 库仑滴定法分析硫化物的原理
库仑滴定法分析硫化物含量就是用电解方法在一个电解池中产生滴定物质, 指示终点采用电位法[6]。如:一定量的待测采出液样品 (含有H2S、FeS等) 进入电解池, 池内醋酸溶液中的碘化钾能逐渐析出碘, 形成I-3, 并在池内放入一对指示电极, 其中铂片电极为负极, 参比电极为正极, 由于参比电极与溶液之间电位差基本稳定, 铂片电极与溶液之间的电位差则与溶液中I-3的活度成对数关系, 上述两半电池之间电位差可指示I-3浓度的变化。此时发生反应
在等当量消耗I-3的过程中, I-3浓度的降低造成指示电极间的电位差减小, 此时即向电解液中的一对铂片电解电极通入电流, 使滴定池内电解阳极界面产生碘, 随即成为I-3, 当电解产生的I-3与被硫化物消耗的I-3相等时, 溶液中的I-3浓度与滴定反应前相等, 指示电极间的电位差恢复到原来值, 此时即停止电解, 因此, 电解过程所消耗的电量, 与硫化物对I-3的消耗量相等。于是, 便可根据法拉第电解定律以及电解消耗的电量来计算待测采出液中硫化物的含量。
3.1 电解液
电解液由去离子水、碘化钾、溴化钾及冰醋酸溶解、配制而成, 置于棕色试剂瓶中。
3.2 仪器构成
库仑滴定法测定硫化物含量的主要部件是库仑仪主机和电解池, 其中库仑仪主机面板设有电流选择档、终点调节档、信号线、电解线及串行口传输线等, 电解池部件结构如图2所示。
1、4—参比电极 (甘汞电极) , 2—中心室, 3—参比室盐桥, 5—指示电极, 6—进样口, 7—电解阳极, 8—电解阴极, 9—阴极室, 10—搅拌棒, 11、12—砂芯
3.3 滴定终点调节
能观察到电解池中心的电解液有两种颜色, 一种颜色是电解液刚加入时, 为无色透明;另一种颜色是微黄色, 电解液中产生了未反应的极少量溴, 这就是滴定终点时应有的颜色。为此, 当溶液加入时, 调节“终点调节”电位器以产生溴, 使电解液刚刚变成微黄色。一般地, 分析高含量的样品时, 滴定终点应调到电解液变黄一些;分析低含量样品时, 终点只能调到微黄色, 以使之有更高的灵敏度。
4 库仑滴定法在硫化物分析中的应用
基于该库仑滴定原理的实验方法, 分析了大庆外围油田典型区块集输系统沿程不同节点处采出液中的硫化物含量, 评价了该实验方法的应用效果, 并初步研究了硫化物在油田地面集输系统中的分布规律, 为选择制定硫化物预防、治理或控制技术方案提供了有益的实验依据。
4.1 集油系统
表1列出了在集油系统不同节点处取样测得的硫化物含量分布情况。
可以看出, 在集油系统中, 大量的硫化物主要富集在具有一定停留时间的密闭容器的油相中, 如经不断循环累积而形成一定厚度的油水过渡带 (中间层) 中硫化物平均含量达到18.22 mg/L。分析其原因, 油水体系在污水沉降罐中有数小时的沉降、停留时间, 而硫化物又具有亲油性, 同时比重介于油水之间, 在污水沉降罐数小时的沉降过程中将上浮并吸附在油水界面上, 使硫化物含量急剧上升。相比之下, 流动油水混相中的硫化物含量并不高, 平均在3 mg/L左右。
4.2 污水处理系统
从联合站脱水后的总来水开始, 至沉降、过滤、外输及注水泵进口等各个节点的硫化物含量分布情况见表2及图3所示:
显然, 对于该典型区块, 污水处理系统是其硫化物的主要分布地带, 是不断滋生硫化物的主要源泉, 也是采取治理措施解决硫化物问题、使回注污水水质从根本上达标的主要源头。
5 结论与认识
(1) 以S、S2-及SO
(2) 用电解方法在一电解池中产生滴定物质I-3, 当产生的I-3与被硫化物消耗的I-3相等时, 指示电极间的电位差将恢复到基值, 从而便可根据法拉第电解定律以及电解消耗的电量来计算采出液中硫化物的含量。该库仑滴定法分析硫化物的原理明确, 方法可行, 过程简单。
(3) 该实验方法在大庆外围油田典型区块集输系统采出液硫化物含量分析中得到了应用, 结果表明, 在集油系统中, 大量的硫化物主要富集在具有一定停留时间的密闭容器的油相中, 而相比之下, 污水处理系统则是硫化物的最主要分布地带, 沿程又在不断滋生, 是采取相关措施进行解决、治理的源头。
摘要：油田地面集输及处理系统中硫化物的存在会导致原油电脱水系统运行不稳, 频繁出现脱水器垮电场等现象, 影响正常的安全生产。同时也会增加污水处理和污油回收的难度, 使处理后含油污水水质恶化, 回注地层造成地层堵塞, 准确地分析采出液中的硫化物含量是制定硫化物预防、治理或控制技术方案的前提。结合常用的碘量法实验过程, 针对采出液中硫化物的存在形式及特性, 将库仑滴定法引入到硫化物分析领域, 并在大庆外围油田典型区块集输系统沿程不同节点采出液硫化物含量测定中应用, 评价了该实验方法的应用效果, 并初步认识了硫化物在地面集输系统中的分布规律, 为硫化物的有效治理提供了实验依据。
关键词：硫化物,采出液,库仑滴定,电解反应,集输系统
参考文献
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[3]赵玉鹏, 丁连民, 李性伟, 等.双河油田产出液中硫化物含量升高原因及机理探讨.特种油气藏, 2004;11 (3) :86—88
[4]赵婷, 戴红, 张宗才.流动注射分光光度法测定水中硫离子.化学研究与应用, 2004;16 (6) :843—845
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[6]龙安厚, 张树文, 王志华.油气储运工程实验.北京:石油工业出版社, 2010:94—98
三元复合驱采出液降粘技术研究 篇2
近年来大庆油田开展了大规模的三元复合驱现场试验, 在提高原油采收率和取得显著的增油效果的同时也给后续的油水处理带来了困难。试验研究表明, 聚合物驱采出液中残余的聚丙烯酰胺使水相粘度增大, 导致油珠上浮的阻力增大并使油珠间碰撞机会减小, 从而使污水沉降时间延长, 增加了油水分离难度。三元复合驱采出液粘度的大小直接影响三元复合驱采出液处理的难易程度。只有降低聚合物粘度, 才能缓解采出液的后续油水处理的问题。
1 实验部分
1.1 实验条件
大庆油田三元复合驱井口采出液, 油水分离后进行实验。
1.2 实验方法
1.2.1 不同温度对三元采出液粘度及破乳效果的影响
降粘效果分析方法:将恒温水浴分别调到40℃、45℃、50℃、55℃和60℃, 记录井口采出液中水相的粘度值。
1.2.2 不同曝氧时间对三元采出液粘度的影响
在温度40℃, 利用空气压缩泵向溶液中打氧, 曝氧时间分别为0min、30min、60min、90min时, 记录217来液中水相的粘度值。
1.2.3 不同浓度H2O2溶液对三元采出液粘度的影响
分别以1.0%、5.0%、10.0%的比例在217来液的水相中加入H2O2溶液后, 测其粘度值。
1.2.4 加入微生物菌液对三元采出液粘度的影响
将微生物菌液按2%的比例接种到217站来液的水相中, 曝氧, 分别在0h、24h、48h、72h测其粘度值。
2 实验结果与讨论
2.1 不同温度对三元采出液降粘效果的影响
在温度从40℃升高到60℃的过程中, 聚合物粘度由最初的6.5mPa.s降低到3.4mPa.s, 60℃时粘度降解率可达47.7%。由于升高温度, 会使三元采出液中HPAM产生降解, 即分子链断裂, 高分子变成较小的分子。故随着温度升高, 粘度损失随之增大。
2.2 曝氧对三元采出液降粘效果的影响
在曝氧时间从0到90m i n的过程中, 聚合物粘度由最初的6.5mPa.s降低到5.1mPa.s, 当曝氧时间为90min时, 粘度降解率为21.5%。说明, 通过曝氧, 能够影响三元采出液的粘度, 使采出液粘度降低。
2.3 不同浓度的H2O2溶液对三元采出液降粘效果的影响
如表2.1所示, 加入不同浓度H2O2溶液影响三元采出液的粘度, 使采出液粘度降低。当H2O2浓度为10.0%时, 粘度降解率能达到6.0%。但是H2O2溶液的强氧化性对设备造成腐蚀, 必须有后续还原处理, 现场应用困难。
2.4 微生物菌液对三元采出液降粘效果的影响
分析表2.2中数据, 不加入菌液的粘度降解率在48h和72h分别为29.9%和27.1%。加入菌液后粘度降解率在48h和72h分别为37.4%和45.8%。扣除其在空气中的降解, 微生物的净降解率在48h和72h分别为7.5%和18.7%。
目前虽然微生物降解效果相对一般, 但具有方法环保, 降解可达无机化, 无二次污染, 处理费用低等显著优势, 今后具有广阔的发展前景。
3 结论
(1) 提高温度可以降粘, 当温度达到60℃时, 粘度降解率可以达到47.7%, 降粘效果明显, 同时可以提高破乳效率。
(2) 曝氧可以降粘, 当曝氧时间为60min时, 粘度降解率可以达到21.5%。
(3) H2O2溶液有一定的降粘效果, 当H2O2浓度为10.0%, 粘度降解率为6%, 但腐蚀性较强, 需后续还原处理。
(4) 超声波降粘, 粘度降解率可以达到30%, 但同时可能带来采出液进一步乳化的副作用。
(5) 推荐使用提高温度方法对三元复合驱采出液进行降粘处理, 并深入研究微生物降粘技术, 改良菌种。
参考文献
[1]朱麟勇等, 部分水解聚丙烯酰胺在水溶液中的氧化降解对温度的影响.高分子材料科学与工程, 2000, (16) 1:115～116
乳化降粘剂对采出液破乳的影响 篇3
一、试验部分
1.原料
乳化降粘剂编号分别为5、7、8,来自辽河油田, 原油密度(20℃)为0.985 g/cm3,粘度(50℃)为2335cps,胶质为14.5%,沥青质为17.2%。
2.稳定性分析方法
分析原油乳状液稳定性的方法很多,如最常见的瓶试法,激光粒度分析法、分光光度法以及核磁共振法等[2]。这些方法在测定时人为主观因素较多,结果重现性差, 导致评价的准确性降低。稳定性分析仪建立在多重光散射原理的基础上,采用近红外光源(λ=880 nm)对样品进行多次扫描,并接收产生的透射光和背散射光信息, 对液体样品内分散相进行全面测量评估,具有准确性高, 重现性好,可以定性定量研究的优点。结合仪器原理与原油破乳的特点,建立了Turbiscan分析方法用于筛选破乳剂以及评价各种油田化学剂对于原油破乳过程的影响。 破乳过程中,水滴不断聚集、长大,最终沉降,样品池底部出现澄清层,透射光强度会发生突变。随着时间推移, 澄清层厚度逐渐增加,根据循环扫描曲线得到分水量、 分水速度以及水层澄清度等信息。多次扫描所接收到的光强的偏差又反映了光强的差别程度,定义此偏差为稳定性参数(SI),稳定性参数值越大表明体系越不稳定。
二、结果与讨论
1.浓度对采出液稳定性的影响
乳化降粘剂一般只在部分超稠油井使用,加上在地层中的吸附、损耗,导致最终输送至集输站的混合采出液中,其有效含量大大降低,实验只考察降粘剂含量1000 mg/L以下的情况。稠油密度、粘度较大,胶质、沥青质含量高,结合现场集输站乳状液特性,采用溶剂掺稀进行稳定性评价。对比三种掺稀条件可以发现,加入5降粘剂后SI值均低于空白,说明5降粘剂增加了乳状液稳定性,随着加入量的增加,SI值呈下降趋势,当5加量达到500 mg/L时,乳状液稳定性显著增强,破乳难度加大。当加入量相同时,含5降粘剂的乳状液SI值最低, 说明其稳定性最强,对于破乳的影响最大,当其加入量 >100 mg/L时,SI值显著降低。7与8两种降粘剂均表现出SI值随其加入量增加而减小的趋势,说明对于采出液破乳也有不利影响,当7降粘剂加入量达到500 mg/L时, 其SI值依然较高,对于破乳的影响最小。因此,乳化降粘剂的降粘效果与集输站采出液破乳脱水之间的矛盾将会限制其在现场的大面积推广使用。
2.混合强度对采出液稳定性的影响
配制了三种不同混合强度的乳状液,对比考察了300mg/L的5降粘剂对于采出液稳定性的影响。相同条件下, 加入5降粘剂后SI值明显降低,随着混合强度的增加, 两者的SI值变化率由58.5% 依次升至63.2% 和92.1%, 说明配制的油水乳状液越稳定,加入5降粘剂前后其稳定性差距越明显,破乳难度越大。因此,在生产中含乳化降粘剂的单井采出液与其它油井采出液的混合程度对于集输站采出液的最终破乳有较大影响。
结论:1.3种乳化降粘剂对于采出液稳定性均有影响, 不利于后续破乳,且随着含量的增加破乳难度呈上升趋势,其中5降粘剂的影响最大,7降粘剂的影响最小。
2.Turbiscan分析方法既可以分析油田化学剂对原油乳状液稳定性的影响,又可以准确高效的进行破乳剂评价,高效、便捷,在本领域研究具有广阔的应用前景。
参考文献
[1]朱宗奎,葛圣松.稠油乳化降黏剂研究进展.石油化工腐蚀与防护,2007,24(6):5~8
试论油区含聚合物采出液处理技术 篇4
一、存在问题
与油田常规水驱的回注污水相比,聚合物驱具有采出水粘度高、油水乳化严重、携带固体悬浮物能力强、油滴和固体颗粒上浮或下沉阻力大、对化学处理剂的吸附损耗严重等特点。目前普遍采用的“自然沉降一混凝沉降一过滤”处理工艺整体处理效率降低,已不适应含聚合物污水处理的需要。主要表现在4个方面:①污水沉降分离时间增加。通常重力沉降污水处理工艺的一次自然沉降设计时间为3～4h,二次混凝沉降时间为2—3h。大庆油区的含聚合物污水设计一次沉降时间为10.3h,二次沉降时间为5.2h,总沉降时间为15.5h,比水驱系统污水处理沉降时间高出1倍多。胜利油区仍采用常规沉降分离时间,油水分离效果变差。②净化剂投加量增大。现场应用表明,常规的聚合铝混凝剂、聚丙烯酰胺絮凝剂可以满足含聚合物污水的净化要求,但由于阴离子型聚合物的存在,严重降低了絮凝剂的使用效果,使絮凝作用变差,大大增加了药剂的用量,药剂投加量较常规采出水成倍地增加,以孤六污水站为例,注聚合物开发后,净化药剂成本增加了3—4倍。③絮凝沉淀后产生的污泥量增大。由于被处理污水中油、悬浮物含量高,药剂投加量增大,混凝反应后形成的污泥量相应增大,同时,形成的污泥含油量高,脱水困难。④污油回收品质下降,影响了电脱水器的正常生产。目前聚合铝混凝剂对含聚合物污水的净化效果较好,但投加量大,现场试验最大浓度为600mg/L,经过其分离出的污油中含有大量的金属离子,回收进入到电脱水装置,极易破坏电场,影响联合站的生产。
二、含聚合物采出液处理技术研究
针对上述问题,胜利油区首先在原油脱水高效破乳剂和脱水工艺上进行研究,通过开发高效破乳剂和油气水分离设备,提高原油脱水段的处理效果,降低污水站的处理负荷。同时,在污水处理上积极探索新的除油工艺,进行了不加药的聚结气浮和加药气浮技术试验,取得了较好的效果。
1、聚合物驱采出液破乳综合处理剂的研制。
山东大学曾经通过分子改性技术开发了新型的污水处理药剂,取得了较好的工业化应用效果。由于聚合物的存在,含聚合物采出液中易于形成更稳定的乳状液体系,其粘弹性使得油水界面膜强度增高,同样增大了采出液油水分离的难度。针对聚合物驱采出的复杂混合乳状液,从其稳定机理和破乳机理的理论研究人手,研制了适合聚合物含量大于50mg/L的聚合物驱采出液ARK系列破乳综合处理剂,该药剂既可破坏W/0型乳状液,又可破坏O/W型乳状液。
2、高效聚结三相分离工艺。
选择适合的聚结材料通过聚结使油珠聚并,改变原油颗粒的分布状况更易于重力分离。因此,针对含聚合物采出液乳化严重、乳状液异常稳定、油水不易分离的难题,在原油脱水处理工艺方面,研制了高效聚结三相分离器。该分离器在进口端设有预分离筒,采用螺旋流道等结构,利用旋流预分离技术,使油气实现预分离;设备内部有微涡迷宫式整流器、防砂波纹板聚结填料、斜板分离填料等,可提高油水分离效果,以期在设备内同时实现原油脱水和污水净化。来液在设备内的停留时间为30～40min。
3、聚结气浮处理工艺。
为解决含聚合物污水处理药剂(反相破乳剂、混凝剂、絮凝剂等水质净化剂)成本高的问题,在强化原油脱水药剂和工艺的同时,形成了在不加药剂的情况下将填料聚结和加压溶气气浮相结合的聚结气浮除油技术,去除含聚合物污水中的原油。污水经过亲油聚结填料时,材料表面的聚结性能使分散小油珠聚并,并借助气浮形成的微小气泡携带油珠上浮、分离。试验装置内部由预处理槽、一次处理槽、二次处理槽和出水缓冲槽等4个部分组成。第1个槽为预处理槽,主要功能是针对含油污水含油量高的情况(5000～10 000mg/L),进行必要的预处理;内部不设填料。第2、第3个槽分别为一、二次气浮槽,内部设有除油填料,并结合溶气气浮进一步分离油珠和悬浮物。第4个槽为出水缓冲槽,通过2次加压气浮后的水进入出水缓冲槽,进一步沉淀输出。聚结气浮段的停留时间为20～30min,循环水量为20%～30%,气液混合比为10:1。矿场试验处理量为15m3/h,油站来水直接进入试验装置,在整个运行过程中不投加化学药剂,当来水含油量为1980～3 720mg/L时,出水含油量小于30mg/L,产生的浮油含水率较低,与孤二联合站的原油按比例混合后,不影响原油电脱,可直接回收到原油处理系统。该工艺对污水中的悬浮物去除效果较差,出水悬浮固体含量为50mg/L左右;聚合物基本不去除,仍保留在水中。按照现行的注水水质要求,仍须进一步净化处理。
4、加药气浮处理工艺。
为确保含聚合物污水中悬浮固体浓度达到回注水指标,开展了加药气浮工艺处理含聚合物污水的试验。该技术的关键设备是斜板溶气气浮(CDAF)装置,其特点是:①配有高效管式混合器,实现药剂的高效混合;②在气浮设备内设置的斜板,可以使絮体在斜板内部上浮的过程中发生二次絮凝反应,同时借助斜板提高分离效果。通过现场筛选,该工艺适合的最佳药剂是聚合铝和少量的絮凝剂,现场试验处理水量为100m3/d。在来水含油量为100mg/L,悬浮固体含量为100mg/L的工况下,处理后出水含油量小于10mmg/L,悬浮固体含量小于15mg/L,聚合物去除率达90%以上,达到注水水质要求。投加聚合铝浓度100～140mg/L,聚丙烯酰胺浓度1.5～2mg/L,药剂的处理成本为0.3～0.4元/m3。该工艺产生的浮渣为棕色,含有大量游离水,含油较少,浮渣中机械杂质含量较高,不能回收进入原油处理系统,可通过机械压滤的方法进行单独处理。
三、结论
随着聚合物驱采油的不断深入,含聚合物采出水的处理问题已经成为化学驱油的技术难题之一。为此研制了聚合物驱采出液破乳综合处理剂,进行了高效聚结三相分离、聚结气浮、加药气浮等处理设备和工艺的室内和现场试验研究,形成了一套较为适合含聚合物采出液处理的技术路线。通过投加高效化学破乳剂和采用高效聚结三相分离器提高油水分离效果,再对分离出的含聚合物污水先除油再除悬浮物,可全面实现水质达标回注,现在,胜利油区基本形成了含聚合物采出液处理的技术路线,该流程破乳剂和水处理净化剂的药剂成本可控制在1.2元/m3以内,具有较好的现场应用前景。
参考文献
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油田采出液 篇5
某区块聚驱采用二级布站流程, 即采出液流经集油管网进入计量间后, 直接压至杏十三-I脱水站三相分离器处理, 一段与水驱采出液分、二段合的工艺流程。
某联合站聚驱来液分工业区和试验区, 而试验区后期要改为水驱, 本试验研究方向是超声波破乳技术能否适应含聚原油的破乳脱水问题, 所以选择在工业区进行试验。目前, 工业区含聚浓度为180.25 mg/L, 来液量5454~8911 t/d (按8000 t/d计算) , 来液温度33℃左右, 来液含水约98%, 经三相分离器分离后油含水为70%~80%。采出液进三相分离器之前未加药, 造成出油含水高, 使脱前加热炉能耗增加。
工业区将逐渐提高高分子聚合物的注入量, 采出液含聚浓度在未来几年内将达到500~600 mg/L, 有的井甚至高达800~1000 mg/L, 进而出现一系列问题:采出液含聚浓度提高, 黏度变大, 流动性变差;采出液含聚浓度提高, 使得原油采出液在脱水过程中油水分离不彻底, 出油含水率和出水含油率都超标;对破乳剂提出更高的要求。超声波破乳技术改变单纯的化学破乳方式, 其采用物理方式对原油采出液进行脱水处理, 为含聚采出液的脱水开辟了一条新的技术途径。
1 超声波破乳脱水技术原理
理论推导与实验证明超声波破乳的声强需要在空化阈值之下, 利用超声波的位移效应和热作用[1,2]:
1) 机械振动作用促使水中“粒子”聚集。当超声波通过有悬浮油“粒子”的原油采出液介质时, 造成悬浮油“粒子”与水介质一起振动。水中的油滴将不断向波节处移动、聚集并相互碰撞、融合, 使粒子的体积和质量增大, 生成直径较大的油滴, 大油滴在浮力作用下上浮汇集, 与水分离。
2) 机械振动作用增加天然乳化剂的溶解度, 可使油田蜡基原油中的石蜡、胶质、沥青等天然乳化剂分散均匀, 降低油水界面膜的机械强度, 有利于水相沉降分离。
3) 热作用降低油水界面膜的强度和聚驱原油黏度。一方面边界摩擦使油水分界处的温度升高, 有利于界面膜的破裂;另一方面原油吸收部分声能转化成的热能, 可降低原油的黏度, 有利于原油采出液中的油“粒子”的油水的重力沉降分离。
2 室内实验研究认识
1) 超声波具有破乳作用, 可降低乳化程度。
2) 超声波具有脱水作用, 可降低出油含水率。采出液含聚浓度在400 mg/L以下、不加热及不加破乳剂时, 原油在现有工艺情况下, 经超声处理后一段脱水可达到出油含水小于或等于20%的效果;采出液含聚浓度在400~600 mg/L, 不加热及不加破乳剂时, 原油在现有工艺情况下经超声处理后一段脱水可达到出油含水小于或等于30%的效果。
3) 通过超声波作用, 破乳脱水效果等效温升约5℃。
4) 含聚浓度650~800mg/L时, 超声波+破乳剂联合作用可降低出油含水率。当含聚浓度超过650mg/L时, 需要增加破乳剂来保证脱水效果。根据含聚浓度不同, 添加5×10-6~12×10-6破乳剂, 可不加热, 通过超声波破乳、破乳剂的联合作用, 达到处理后出油含水小于或等于30%的效果。
3 现场试验研究认识
三相分离器+超声波装置组合脱水效果优于三相分离器单独脱水效果。试验期间, 采出液在33~40℃范围内进站, 含聚浓度在224~384.7 mg/L区间变化, 在不加药、不加热的情况下进行了空白试验与超声波破乳脱水装置对比试验 (表1) 。
从表1可以看出, 超声波破乳装置可以改善三相分离器的脱水效率, 降低三相分离器后的出油含水、出水含油指标;界面高度和超声波输出功率的变化, 都影响到三相分离器后的出油含水、出水含油指标降低幅度。
4 经济效益
某联合站工业区目前产液量按平均8000 t/d计算, 超声波破乳代替破乳剂, 加药浓度2.5×10-6, 年节省破乳剂7.3 t, 年节省费用25.2万元。
超声波破乳平均降低出油含水率13.68个百分点, 可减少加热炉温升污水82.08 t/d, 年节气79 092 m3, 年节约费用4.35万元。
超声波破乳脱水平均降低出水含油84.26 mg/L, 年可回收原油227.5 t, 年获得经济效益47.79万元。
超声波破乳装置基建费用88.3万元, 按10年计算每年折旧成本是8.83万元;耗电功率7 k W, 年耗电61 320 k Wh, 年运行费用3.9万元。综上计算, 年收益64.61万元。
5 小结
1) 采出液含聚浓度在400 mg/L以下, 不加热及不加破乳剂时, 原油经超声处理一段脱水后可达到出油含水小于或等于20%的效果。
2) 采出含聚浓度在400~600 mg/L, 不加热及不加破乳剂时, 原油经超声处理一段脱水后可达到出油含水小于或等于30%的效果。
3) 采出液含聚浓度在600~800 mg/L, 不加热, 注入适量破乳剂量5~12 mg/L的情况下, 原油经超声处理一段脱水后可达到出油含水小于或等于30%的效果。
4) 现场试验表明, 界面高度减小可降低出油含水率, 增大出水含油量;超声波输出功率增加可降低出油含水率和出水含油量。超声波对聚驱油井采出液具有一定的破乳脱水作用, 可降低出油含水率幅度平均13.68个百分点, 可降低出水含油幅度平均84.26 mg/L。
参考文献
[1]韩萍芳.超声波污油破乳脱水的研究.南京工业大学学报, 2003 (5) :72-75.
油田采出液 篇6
1 当前问题
数年前,大庆油田已经开始了关于含高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂的相关实验研究,其中,添加液中所使用的碱为传统的碳酸钠,依靠原油的石油磺酸盐为生产原料进行表面活性剂的生产制造。
大庆油田早期使用重烷基苯磺酸盐表面活性剂强碱体系三元复合驱相比,含高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂的脱水难度与水油的分离特性提升都有着明显的改善,但是其中的问题在于水含油与油含水,新的方案导致其更加难以处理,问题表现为采集水中之油时,无法使用传统的深床过滤工序进行除油工作。
现阶段出产的液体送入水处理站中,得出水含油量所存有的质量为380 mg /L以上,使用过滤器进行出水工作后,测试其含油达到190 mg / L ,当前含油量的标准为20 mg/L,以上数据远超过国家标准的要求,这个问题就成为当前的首要难题所在[1]。
2 解决方案
现阶段,通过使用光学显微镜观测、深床过滤、重力沉降等方式进行大庆石头的原油分析工作,以水油分离特征为基础,进行试验研究,经过大量的实践测验后,确立水中存有大量的微米和亚微米大小的油滴。
油滴本身非常微小,难以使用过滤工艺进行去除工作,这就是造成使用高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱进行采集工作的高难度。所以,应当使用全新的办法,解决当前问题[2]。
破乳剂是当前最常使用的方案,这是基于相转移- 反向变形机理研究而来的全新药剂。只要将破乳剂加进油井口中,药物就会进行长时间的挥发,并在大量的油管中游荡,发生化学反应,稳定乳浊液,破坏双电层结构,使两者融合,形成稳定的水包油或油包水现象,可以有效的降低微小油滴的出现。使用这种方式就可以减少通过过滤方案进行油水分离工作的难度[3]。
3 实践研究
3.1 原油破乳剂
原油破乳剂属于主要使用于原油中的药剂,属于表面活性物质,作用在于破坏原油中的乳化状液体,使乳化液分离成水与油,达到油与水相分离的目的,保证油本身的质量。原油破乳剂具有多种类型,选择时需要考虑破乳剂的用量、脱水性能、脱水油含量、脱水率等方面,还有经过大量的实验对比,才能得出最适合当地原始情况的原油破乳剂。
3.2 破乳剂的测试实验
含高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂实践过程如下:选取3 个容量为150 m L至170 m L之间的玻璃杯,向其分别倒入在游离水脱除器中收集的90 m L游离水、含水原油10m L、破乳剂三种液体,随后将瓶子放入温度为40 ℃的水中进行加热,时间定为10 min即可;到达时间后取出玻璃瓶,随后在转速为20 000 r/min的仪器中进行快速旋转,进行乳化,时间设置为2 min左右;将玻璃瓶取出后进行100 次的振动,以上步骤完成后重新放回水中,等待半小时的反应时间;半小时后,取回玻璃瓶,将第一瓶倒过来放置于温度适中的屋内,1 ~ 2 min左右取出第一瓶50 m L液体。其余的瓶子中各取出80 m L液体添加到100 m L的离心管中,放置于离心机中,以转速为3 000 r/min的速度进行测试,全部完成后,测试3 个新液体瓶中的含油量;剩余的液体则集合到一个瓶中,进行过滤,过滤后使用蒸馏法进行含油量的测试,完成全部的破乳剂测试实验。
3.3 破乳剂的实际效果
以未加入破乳剂的原油进行测设,通过上述破乳剂的测试实验进行了破乳剂配方研究。经过大量研究表明,破乳剂对原油有着良好的脱水效果。实验过程中,使用交联剂扩链的破乳剂与两种效用不同的原油破乳剂进行实践研究,最后得出效果最好的混合破乳剂,设置代号为DE1022。
使用DE1022 型破乳剂与其他原油破乳剂进行实践对比,使用液体的活性含量在210 mg/L ~ 220mg/L、p H值为10 ~ 11、聚合物含量在1 600 mg/L ~ 1 650 mg/L,药剂量定值为100 mg/L、温度保持在35 ~ 40 ℃、时间在1 h以内的相同环境下进行对比,得出破乳剂对油田中新提取的液体实际破乳数据。
结果表明,代号为DE1022 的破乳剂具有减少油含水与水含油的具体含量的优点,与国家GB T 260-1977(1988)石油产品水分测定法标准比较,油含水的具体数据从原本的3.2% 减少到2. 8%,与国家标准含水率3.00%(体积分数)相比,明显较低。水含油的具体量表现为从7 400 mg/L减少至了1 800mg/L,与国家要求的破乳剂标准3 000 mg/L比较,明显较低,而其他破乳剂均不能达到这一国家标准的要求。
在含高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂使用量药达到200 mg/L之时,DE1022 型破乳剂可将水相表面活性剂比例降低至500 mg / L、聚合物比例减少至2 100 mg / L 、水相含量降低至2 300 mg/L,油相含水率降低至2.8%,低于国家规定的30% 与3 000 mg/L的油水分离标准。
4 总结
结合大庆石油中的含高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂相关实验研究,探究石油采集效果优劣,找出问题所在,结合实际问题做出相关改进与实践,是油含水与水含油达到国家标准,促进乳剂配方比例的相关研究。
参考文献
[1]王翀,丛日东,邵志远.含高浓度石油磺酸盐表面活性剂三元复合驱采出液破乳剂[J].精细与专用化学品,2013,(5):29~32.
[2]吴迪,刘文杰,赵凤玲,王立杰,王翀,张会平.油水分离剂在石油磺酸盐表面活性剂弱碱体系三元复合驱采出液和采出水处理中的应用[J].精细与专用化学品,2015,(9):24~30.