高含盐采油污水处理与回用技术研究

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开发高含盐采油污水处理及回用技术有利于降低海上油田和许多陆上油田的采油成本、提高原油采收率、减少原油开采对周边环境的污染。本文通过室内模拟实验、理论推导、现场实验及应用开展了高含盐采油污水处理及回用技术研究,主要内容及结论如下:1)利用动态胶体稳定仪、四通道电化学工作站及冷场发射电镜等检测仪器,研究了高含盐采油污水的油水乳化、腐蚀、结垢特性。结果表明,高含盐采油污水中的乳化油含量受溶解盐的种类及含量影响,高价金属离子的存在会降低油水乳状液双电层结构对油水乳状液稳定性的影响,导致油水乳状液稳定性降低;而有结垢趋势的采油污水,油水乳状液稳定性会增加;温度升高,高含盐采油污水的腐蚀性增加;有结垢趋势的采油污水,温度升高,其电化学腐蚀会受到抑制;溶解氧含量增加,会加剧采油污水的腐蚀性;结垢型高含盐采油污水析出的污垢中会夹带大量可溶解盐垢,因此结垢情况会比理论推导情况严重。2)通过分子设计,以十二叔胺、二甲胺、乙二胺等为原料制得了以具有星状结构的聚季铵盐(SPQA)和具有枝网结构的部分交联聚季铵盐(CPQA)为主要成分的聚季铵盐反相破乳剂,聚合反应时间、各组分的配比、使用量、破乳沉降时间等因素对反相破乳剂的处理效果均有影响。反相破乳剂加量15mg/L,除油率可达97.6%,3)利用激光粒度仪等仪器对聚季铵盐反相破乳剂的作用机理进行了探讨。结果表明,聚季铵盐反相破乳剂可以在添加1~2min内促进乳化油滴的聚集、聚并,其破乳机理在于兼具电性中和、替换、吸附架桥等多重作用。4)通过水质、油品、腐蚀产物和工艺特点分析,开发的缓蚀杀菌技术、反相破乳技术可控制高含盐采油污水H2S、CO2、溶解盐和SRB菌引起的复杂腐蚀,系统腐蚀率<0.02mm/a,可确保海上稠油高含盐油田外排水油含量<25mg/L,稀油油田外排水油含量<20mg/L。5)研究表明,马来酸酐共聚物与有机磷酸复配阻垢剂加量10mg/L,即可控制海水、高含盐污水混注的结垢问题,阻垢率>93%,可安全回注。
摘要第3-4页
ABSTRACT第4-5页
第一章 绪论第11-31页
    1.1 采油污水概述第11-12页
        1.1.1 采油污水的来源第11页
        1.1.2 采油污水的特点第11-12页
    1.2 采油污水处理工艺第12-16页
        1.2.1 陆上油田采油污水处理工艺第13-15页
        1.2.2 海上油田采油污水处理工艺第15-16页
    1.3 采油污水处理中的除油除悬技术第16-23页
        1.3.1 采油污水乳状液的形成第16页
        1.3.2 采油污水乳状液稳定性的影响因素第16-17页
            1.3.2.1 油水界面膜第16-17页
            1.3.2.2 双电层第17页
        1.3.3 采油污水除油除悬技术分类第17页
        1.3.4 采油污水处理常用除油、除悬设备及工作原理第17-21页
            1.3.4.1 沉降罐第17-18页
            1.3.4.2 斜板除油器第18-19页
            1.3.4.3 过滤器第19-20页
            1.3.4.4 水力旋流器第20页
            1.3.4.5 气浮选器第20-21页
        1.3.5 采油污水除油除悬用化学药剂第21-23页
            1.3.5.1 反相破乳剂的分类第21-22页
            1.3.5.2 聚季铵盐反相破乳剂第22-23页
    1.4 采油污水处理中的阻垢技术第23-26页
        1.4.1 采油污水结垢情况概述第23页
        1.4.2 采油污水阻垢技术第23-24页
        1.4.3 采油污水化学阻垢技术第24-26页
    1.5 采油污水处理中的防腐技术第26-27页
        1.5.1 采油污水腐蚀因素分析第26页
        1.5.2 采油污水化学防腐技术第26-27页
    1.6 采油污水处理中的杀菌技术第27-28页
        1.6.1 采油污水细菌滋生情况第27页
        1.6.2 采油污水杀菌技术第27-28页
    1.7 采油污水化学剂处理技术发展趋势第28-29页
        1.7.1 采油污水化学剂使用中存在的问题第28-29页
        1.7.2 采油污水化学剂发展趋势第29页
    1.8 本课题研究情况概述第29-31页
        1.8.1 研究目的第29页
        1.8.2 研究意义第29-30页
        1.8.3 研究内容第30-31页
第二章 高含盐采油污水特性研究第31-46页
    2.1 引言第31页
    2.2 实验部分第31-35页
        2.2.1 实验试剂第31-32页
        2.2.2 实验样品第32-33页
        2.2.3 实验仪器第33页
        2.2.4 实验方法第33-35页
            2.2.4.1 高含盐水对原油的乳化能力评价第33页
            2.2.4.2 高含盐采油污水油水乳化特点研究第33页
            2.2.4.3 高含盐采油污水腐蚀率测定——失重法第33-34页
            2.2.4.4 高含盐采油污水腐蚀率测定——电化学法第34-35页
            2.2.4.5 高含盐采油污水结垢特点研究第35页
    2.3 结果与讨论第35-45页
        2.3.1 高含盐采油污水水质特点理论分析第35-37页
        2.3.2 高含盐水对原油的乳化能力第37-38页
        2.3.3 高含盐采油污水油水乳化特点第38-40页
        2.3.4 高含盐采油污水腐蚀特性第40-43页
            2.3.4.1 溶解盐含量和温度对采油污水腐蚀性的影响第40-42页
            2.3.4.2 溶解氧含量对采油污水腐蚀性的影响第42-43页
        2.3.5 高含盐采油污水的结垢特点第43-44页
        2.3.6 高含盐采油污水处理技术第44-45页
    2.4 本章小结第45-46页
第三章 聚季铵盐采油污水反相破乳剂的研制第46-66页
    3.1 引言第46-47页
    3.2 合成原理第47-52页
        3.2.1 聚酰胺-胺(PAMAM)的合成原理第47-48页
        3.2.2 线形聚季铵盐(LPQA)的合成原理第48-49页
        3.2.3 星状聚季铵盐(SPQA)的合成原理第49-52页
        3.2.4 交联聚季铵盐(CPQA)的合成原理第52页
    3.3 实验部分第52-56页
        3.3.1 实验药品第52-53页
        3.3.2 实验仪器第53-54页
        3.3.3 实验方法第54-56页
            3.3.3.1 聚酰胺-胺PAMAM 的合成第54页
            3.3.3.2 线性聚季铵盐LPQA 的合成第54-55页
            3.3.3.3 星状聚季铵盐SPQA 的合成第55页
            3.3.3.4 交联聚季铵盐CPQA 的合成第55页
            3.3.3.5 高效反相破乳剂的配方开发第55页
            3.3.3.6 反相破乳剂性能评价第55-56页
    3.4 结果与讨论第56-65页
        3.4.1 产品的红外光谱表征第56-58页
            3.4.1.1 PAMAM 的红外光谱分析第56-57页
            3.4.1.2 LPQA 的红外光谱分析第57页
            3.4.1.3 SPQA 的红外光谱分析第57-58页
            3.4.1.4 CPQA 的红外光谱分析第58页
        3.4.2 聚季铵盐反相破乳剂性能的影响因素第58-62页
            3.4.2.1 聚合反应保温时间对除油效果的影响第59页
            3.4.2.2 配方组成对除油效果的影响第59-60页
            3.4.2.3 加量对除油效果的影响第60-61页
            3.4.2.4 沉降时间对除油效果的影响第61页
            3.4.2.5 聚季铵盐反相破乳剂与同类药剂对比实验第61-62页
        3.4.3 聚季铵盐反相破乳剂产品第62页
        3.4.4 聚季铵盐反相破乳剂的工业化研究第62-63页
        3.4.5 聚季铵盐反相破乳剂在辽河油田的评价实验第63-65页
    3.5 本章小结第65-66页
第四章 聚季铵盐反相破乳剂作用机理研究第66-78页
    4.1 引言第66页
    4.2 实验部分第66-67页
        4.2.1 实验药品及样品第66-67页
        4.2.2 实验仪器第67页
    4.3 实验方法第67-68页
        4.3.1 反相破乳剂破乳过程研究第67-68页
        4.3.2 乳化油滴电化学参数变化实验第68页
        4.3.3 乳化油滴分散状态变化显微实验第68页
        4.3.4 乳化油滴凝聚过程显微实验第68页
        4.3.5 反相破乳凝聚性能油田现场实验第68页
    4.4 结果与讨论第68-77页
        4.4.1 反相破乳剂作用过程采油污水特性参数变化第68-71页
        4.4.2 反相破乳剂对乳化油滴电性的影响第71-72页
        4.4.3 反相破乳剂对乳化油滴分散状态的影响第72-73页
        4.4.4 反相破乳剂促使乳化油凝聚的过程第73-74页
        4.4.5 反相破乳凝聚性能油田现场实验结果第74-75页
        4.4.6 聚季铵盐反相破乳剂作用机理探讨第75-77页
    4.5 本章小结第77-78页
第五章 高含盐采油污水处理技术的开发第78-107页
    5.1 引言第78页
    5.2 实验部分第78-82页
        5.2.1 实验药品第78-80页
        5.2.2 实验仪器及设备第80页
        5.2.3 实验方法第80-82页
            5.2.3.1 反相破乳剂性能评价实验方法第80页
            5.2.3.2 缓蚀性能评价实验方法(失重法)第80-81页
            5.2.3.3 缓蚀性能评价实验方法(电化学法)第81页
            5.2.3.4 杀菌性能评价实验方法第81页
            5.2.3.5 结垢趋势判定实验方法第81页
            5.2.3.6 阻垢剂筛选实验方法第81-82页
            5.2.3.7 配伍性研究实验方法第82页
    5.3 结果和讨论第82-105页
        5.3.1 海上高含盐油田水处理工艺特点及适用药剂第82-83页
        5.3.2 采油污水处理技术在流花油田的应用第83-96页
            5.3.2.1 流花油田水处理概况第83-84页
            5.3.2.2 流花油田采油污水水质分析第84页
            5.3.2.3 流花油田系统腐蚀因素分析第84-85页
            5.3.2.4 流花油田油品分析数据第85-86页
            5.3.2.5 针对流花油田的水处理技术研究第86-90页
                5.3.2.5.1 高效缓蚀杀菌技术的开发第86-90页
                5.3.2.5.2 快速反相破乳净水技术的开发第90页
            5.3.2.6 流花油田水处理技术运行方案开发第90-94页
            5.3.2.7 流花油田水处理技术运行效果第94-96页
        5.3.3 涠洲油田反相破乳净水技术研究及应用第96-101页
            5.3.3.1 涠洲油田水处理概况第96页
            5.3.3.2 涠洲油田反相破乳技术研究第96-99页
                5.3.3.2.1 反相破乳配方开发第96-97页
                5.3.3.2.2 加药方式与处理效果的关系研究第97-98页
                5.3.3.2.3 反相破乳剂与降凝剂的配伍性能第98页
                5.3.3.2.4 反相破乳剂的腐蚀性能评价第98-99页
            5.3.3.3 反相破乳剂现场中试实验第99-100页
            5.3.3.4 反相破乳剂现场应用情况第100-101页
        5.3.4 冀东油田采油污水与海水混注技术研究第101-105页
            5.3.4.1 冀东海上油田采油污水与海水的配伍性第101-103页
            5.3.4.2 污水与海水混注阻垢剂的筛选第103-105页
    5.4 本章小结第105-107页
第六章 全文结论第107-109页
参考文献第109-120页
发表论文和参加科研情况说明第120-122页
致谢第122页
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