油田化学助剂评价应用及管理油田工艺研究所 李甫2013年8月采油工程技术培训之 油田化学助剂是原油生产、集输等过程中的重要的生产材料（钻井、完井、压裂、酸化、调剖、三采、油气集输、防腐阻垢等）。并且随着油田的不断开发，油田化学助剂的作用越来越重要（三采化学、高含水、高粘原油的开采、集输等）。 油田化学助剂的应用是化学、化工以及石油工程、安全工程等多门类学科的综合，并在石油工业上游前沿技术中不断迅速发展。 采油化学剂调剖、调堵助剂油井降粘剂粘土稳定剂（注水、酸化）清防蜡剂、防砂剂等压裂、酸化液等集输化学剂原油破乳剂水处理助剂降凝减阻剂等其他化学剂钻井泥浆完井液目前，采油一厂在用油田化学助剂分5 5大类：破大类：破乳剂、水处理助剂、粘乳剂、水处理助剂、粘土稳定剂、清防蜡剂、土稳定剂、清防蜡剂、除硫剂除硫剂。5大类助剂的使用区域涵盖了我厂的稠油、稀油采油作业区以及所有站库。2011年油田化工料使用情况统计序号助剂名称及型号助剂用量/t助剂成本/万元使用单位1破乳剂1160.81557.8447各原油处理站2粘土稳定剂917.3711.4579车排子、红五作业区3清防蜡剂528.78419.3226车排子、红五作业区4除硫剂2139.41733.2611车排子采油作业区5反相破乳剂299.6307.04注输联合站6净水剂3296.38766.1380注输联合站7助沉剂2847.44205.9576注输联合站8助凝剂42.3872.0182注输联合站9阻垢剂29.3421.7333注输联合站合计 5794.7734万元2 2012012年化工助剂使用情况表年化工助剂使用情况表序号物资名称规格计量单位2012年实际使用数量2012年实际使用费用（元）供应商名称1注水处理用净水剂(助沉剂) HL/ZCJ-01吨2455.081725749.00 克拉玛依市华隆油田技术服务有限责任公司2注水处理用絮凝剂 HL/XNJ-01(A)吨3584.968024431.07 克拉玛依市华隆油田技术服务有限责任公司3注水处理用助凝剂 HL/ZNJ-01吨38.48635484.89 克拉玛依市华隆油田技术服务有限责任公司4反相破乳剂 HL/FX-01吨383.833822797.11 克拉玛依市华隆油田技术服务有限责任公司5采油用清腊剂 KC吨246.461899427.79 克拉玛依市威特科技有限责任公司6采油用防腊剂 KSH-014 油基吨19.12145228.25 克拉玛依市四环科技有限责任公司7采油用防腊剂 DC 油基吨342.622640517.52 克拉玛依亚源有限责任公司8粘土稳定剂 GY-2吨402.443033375.40 克拉玛依市正诚有限公司9粘土稳定剂 GY-2B吨614.094628678.81 克拉玛依市正诚有限公司10粘土稳定剂 JY207吨284.022140789.39 克拉玛依市独山子华宇工贸有限公司11粘土稳定剂 KXC吨320.122437765.02 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司12破乳剂 DY201吨450.665877669.96 克拉玛依市紫光技术有限公司13破乳剂 OX-932吨3554630037.80 克拉玛依市天明化工有限责任公司14破乳剂 SB-1 吨197.542576923.13 新疆科力新技术发展有限公司15脱硫剂 HCS-4 高效吨2017.8215887063.63 四川海盾石油新技术开发有限公司 合计60105938.7760105938.77 n2011年，采油一厂6大类9种油田化学助剂共计消耗费用约58005800万元。n2012年，采油一厂6大类9种油田化学助剂的预计费用为68006800万元，厂里计划的控制费用为40004000万元，实际结算费用为60106010.6.6 万元。n2013年上半年采油一厂所用的破乳剂、除硫剂、清防蜡剂、粘土稳定剂、水处理助剂五大类油田化学助剂共4122吨，费用支出18901890万元。其中，除硫剂、粘土稳定剂的实际使用量与年初计划用量差异较大外，其余油田化学助剂的用量基本与年初的计划用量吻合。预计2013年油田化学助剂费用可控制在40004000万元以内。 破乳剂在原油脱水处理过程中的应用破乳剂在原油脱水处理过程中的应用概 述绝大部分的油田采出液中都含有水，其中，一部分为游离水游离水，一部分由于原油自身的性质以及开采过程中剪切、搅拌或者添加不同化学助剂形成的乳化乳化水水（W/O、O/W乳状液）。原油含水影响n增大了液流体积，降低了设备和管道的有效利用率n增加了输送过程中的动力消耗n增加了升温过程中的燃料消耗n引起金属管道、设备的腐蚀和结垢n对炼油厂加工的影响（1t水加热汽化后的体积比同等质量的油大10倍，蒸馏中的冲塔危险）新疆油田外交原油含水标准：（1 1）稠油含水稠油含水1 1.0.0% %以内以内（2 2）稀油含水）稀油含水0.5%0.5%以内以内概 述破乳剂的破乳机理 界面膜接触、反相破乳机理（置换机理） 破乳剂在热能和机械作用下与油水界面接触且排替出原界面膜内的活性物质，形成新的界面，这种新的油水界面膜亲水性强，牢固性差，外相的水易于相互聚结，当达到一定体积后，因油水密度差异，水便从油相中沉降出来，形成油水分层，实现稠油乳状液破乳。 胶溶机理（溶解机理） 破乳剂在油水界面发生了胶溶作用，即将疏水性的成膜物质（如沥青-胶质类物质和大分子蜡晶等）转化成脂溶物（或烃溶物），使它们以胶体形式分散在原油中，油、水之间界面张力大大提高，从而促进油相液滴间的聚结作用，逐渐形成油、水分相，最终实现乳状液破乳。 絮凝-聚结机理（集聚机理） 该机理认为在热能、机械能的作用下，具有一定分子量的破乳剂分散在乳状液中会引起细小的液珠絮凝，使分散相中的液珠集合成松散的团粒，松散的团粒会自动不可逆地集合成一个大液滴，当液滴长大到一定直径后，因油水之间的密度差异，油水自然发生沉降分离。 中和界面膜电荷机理（中和机理） 乳状液的液滴表面带有负电荷，其Zeta电位达50mV，致使乳状液体系相当稳定，所以当加入具有一定分子量的阳离子型破乳剂可以对乳状液起到中和界面电荷、吸附桥联、絮凝聚结等作用，因此具有良好的破乳性能。 破乳剂的破乳机理采油一厂已建有原油处理站原油处理站3 3座座，设计处理能力145104t/a，均采用大罐热化学沉降大罐热化学沉降工艺。 站名站名建成时间建成时间（年）（年）设计处理能力设计处理能力（10104 4t/at/a）设计处理能力设计处理能力（t/dt/d）实际处理量实际处理量（t/dt/d）稀油处理站200135960730车排子集中处理站201030（含硫12/非含硫18）822（含硫329/非含硫493）600红浅稠油处理站2006、2008年改扩建、2010年改造8022001200破乳剂现场应用总体情况破乳剂现场应用关键节点参数助剂适应性破乳温度加药浓度沉降分离破乳剂具有很强的针对性，不同性质的原油所适应的破乳剂不同，需有针对性的开展筛选、评价温度升高，原油的粘度降低，有利于沉降脱水，视情况选择合适温度根据实际的处理情况确定最佳浓度沉降罐油层、净化油罐沉降时间、含水等样品名称样品名称加药加药量量(m(mg/L)g/L)原油脱水原油脱水率，率，% %界面界面状况状况水相水相清洁度清洁度15min30min60min90min120min稠油一段1#100/82.0模糊2级/85.2模糊2级稠油一段2#10018.918.985.288.391.591.591.591.5模糊2级22.122.185.291.591.591.591.591.5模糊2级稠油一段3#1007.97.947.375.789.9模糊1级6.37.944.272.686.8模糊1级稠油一段空白/0.80.80.80.80.8模糊1级0.80.80.80.80.8模糊1级备注室内脱水温度：5 5 5 55 5 5 5；原油含水：63.4%。采油一厂稠油一段一段一段一段混合油样脱水试验结果破乳剂现场应用室内评价样品名称样品名称加药加药量量( (mg/L)mg/L)原油脱原油脱水率水率，% %界面界面状况状况水相水相清洁度清洁度15min30min60min90min120min稠油二段1#13085.291.591.591.593.1清晰2级78.988.388.391.591.5清晰2级稠油二段2#13088.388.388.391.591.591.591.591.5清晰2级88.393.193.193.193.193.193.193.1清晰2级稠油二段3#13053.685.285.291.591.5清晰1级56.885.288.391.591.5清晰1级稠油二段空白/1.63.2清晰1级/1.63.2清晰1级备注室内脱水温度：8 8 8 85 5 5 5；原油含水：63.4%。采油一厂稠油二二二二段段段段混合油样脱水试验结果破乳剂现场应用室内评价红浅原油脱水参数优化n一段沉降罐出口含水在20%以内，一段沉降罐出口温度为5560；n二段出口含水3%以内，二段沉降罐出口温度为7585；n一段沉降罐进口加药量为600kg/d，一段沉降罐出口加药量为200kg/d。 破乳剂现场应用脱水参数优化n脱水温度在30左右，破乳剂加药浓度在30ppm左右，可以满足车排子原油的脱水需要n一段油层控制在4m以内，保证原油在沉降罐内有充分的水洗，有利于车排子低含水原油的脱水n一段出油需加热至45以上进入净化油罐，以保证车排子高凝原油的外输。车排子原油脱水参数优化破乳剂现场应用脱水参数优化时间稀油处理站车排子集中处理站红浅稠油处理站日加药量(kg)加药浓度(mg/l)日加药量(kg)加药浓度(mg/l)日加药量(kg)加药浓度(mg/l)201112335.31151001000117201211030.510085800952013（目前）9020353570065破乳剂近三年加药情况对比破乳剂现场应用使用对比n2013上半年，全厂共使用破乳剂197吨，费用约257万元，主要消耗在稠油处理上。助剂名称助剂名称型号型号使用地点使用地点使用量（使用量（t t）20132013年计划量（年计划量（t t）破乳剂OX-932红五、J1291.240OX-932车排子处理站2575OX-932稀油处理站16.2130OX-932稠油处理站105.5200SB-1稠油处理站53.5300破乳剂现场应用使用对比破乳剂安全注意事项破乳剂主要成分主要化学成分主要化学成分含量含量CAS NOCAS NO非离子聚醚活性剂50%无甲醇20-30%67-56-1危险性概述n危险性类别：易燃，对眼、皮肤有刺激性n侵入途径： 食入、经皮肤吸收n健康危害： 产品中含有一定量的甲醇，破乳剂闪点大于20，现场使用时注意通风，应避免与皮肤直接接触；在密闭环境下，接触其高浓度蒸汽时，应配带防毒面具，破乳剂接触皮肤，应用流动清水彻底冲洗n环境危害： 该产品正常使用中对环境危害较小n燃爆危险： 本品属易燃烧物品，应注意防火急救措施n眼睛接触：翻开上下眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗干净n皮肤接触：脱去被污染的衣服，用清水冲洗干净n吸入：脱离现场至空气新鲜处n食入：误服者饮大量温水，催吐就医。水处理剂的应用水处理剂的应用目前，采油一厂在用在用水处理剂有：污水处理助剂污水处理助剂助凝剂助凝剂缓蚀剂缓蚀剂杀菌剂杀菌剂絮凝剂（净水剂）絮凝剂（净水剂）阻垢剂阻垢剂助沉剂助沉剂反向破乳剂（除油剂）反向破乳剂（除油剂）概 述概 述污水处理剂 油田污水处理回用是油田开发的配套工程，也是一个环保项目，属于环境治理的社会公益项目，能够实现水资源再利用，具有巨大的社会效益和环保效益。 在目前国内外环保形势要求越来越高的前提下，开展油田污水处理回用对树立中石油重视环境保护的企业形象起到正面作用。同时，随着国家对节能降耗以及环境保护的日益重视，污水回用对油田的节能减排起到了积极的示范作用。采油一厂在用污水处理站污水处理站2 2座座，污水的处理能力2.1104m3/d，在用污水处理站均采用离子调整离子调整旋流反应旋流反应处理工艺处理工艺，且均和原油处理站合建。 名 称主要工艺设计能力(104m3/d)处理量(104m3/d)负荷率%用途及去向车排子集中处理站调储罐反应罐混凝罐两级过滤0.10.0440回注红浅稠油处理站重力沉降反应罐混凝罐两级过滤2.01.470回用锅炉污水处理剂的应用 红浅稠油污水回用锅炉工程采用“离子调整旋流反应水处理技术” 该技术采用化学和物理方法相结合方式，技术关键在于旋流反应器的内部结构及与之配套的污水处理助剂性能。污水处理剂的应用关键技术污水处理助剂体系的优选 除油剂除油剂含油含油 mg/Lmg/L除油率（除油率（% %）空 白1956.95/空 白(放置4h）1234.2135.91KXRD-498.9767.4CW-1138.7498.02ZCF-0131.6184.1试验条件：在现场温度条件下，加除油剂反应30分钟后取液面中部水样进行水质分析污水处理剂优选反向破乳剂（除油剂）筛选关键技术污水处理助剂体系的优选 絮凝剂絮凝剂加药量加药量（mg/lmg/l）沉降时间沉降时间（s s） 助剂效果描述助剂效果描述 水色水色HLJ-120042424242反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实清、亮清、亮清、亮清、亮HLJ-220049反应时间短，絮体较大，抱团密实清、亮HLJ-320050反应时间较长，絮体较大，抱团较松散较清、亮HLJ-420052反应时间较长，絮体较大，抱团较松散较清、亮HLJ-520056反应时间较长，絮体较大，抱团松散浊、有小絮体HLJ-620055反应时间较长，絮体较大，抱团较松散较浊、有小絮体HLJ-720050反应时间较长，絮体较大，抱团较松散较清、亮HLJ-820047反应时间较快，絮体较大，抱团较密实较清、亮污水处理剂优选絮凝剂筛选关键技术污水处理助剂体系的优选 助沉剂助沉剂加药量加药量（mg/lmg/l）沉降时间沉降时间（s s） 助剂效果描述助剂效果描述水色水色ZC-110058反应时间长，絮体细小，抱团虚浊、水发红ZC-210049反应时间较短，絮体较大，抱团较密实较清、亮ZC-310042424242反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实清、亮清、亮清、亮清、亮ZC-410044反应时间短，絮体较大，抱团密实较清、亮污水处理剂优选助沉剂筛选关键技术污水处理助剂体系的优选 助凝剂助凝剂加药量加药量（mg/lmg/l）沉降时间沉降时间（s s）助剂效果描述助剂效果描述 水色水色923SH843434343反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实清、亮清、亮清、亮清、亮PWG849反应时间短，絮体较小，抱团密实清、亮935SH843434343反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实反应时间短，絮体较大，抱团密实清、亮清、亮清、亮清、亮FEC852反应时间较长，絮体较大，抱团较松散较清、亮污水处理剂优选助凝剂筛选关键技术污水处理助剂体系的优选 除油剂最适加药浓度除油剂最适加药浓度25mg/L25mg/L25mg/L25mg/L絮凝剂最适加药浓度絮凝剂最适加药浓度200mg/L200mg/L200mg/L200mg/L助沉剂最适加药浓度助沉剂最适加药浓度100mg/L100mg/L100mg/L100mg/L助凝剂最适加药浓度助凝剂最适加药浓度8mg/L8mg/L8mg/L8mg/L污水处理剂优选污水处理剂优选关键技术污水处理助剂体系的优选 通过室内评价及优选，使得污水处理剂在短时间内反应，并且絮体较大，抱团密实，沉降速度快，水色清亮。最终要求满足“双双双双2 2 2 2”指标（含油2mg/L2mg/L2mg/L2mg/L，悬浮物2mg/L2mg/L2mg/L2mg/L）（红浅稠油处理站与车排子处理站均为同一标准）。污水药剂体系的管理优化污水处理药剂是一个体系，合理药剂浓度和加药组合，是水质合格处理的关键：n技术管理部门不定期对药剂进行抽样化验，及适应性评价n基层单位派专人管理药剂，确保药剂质量达标，并根据生产实际及时进行加药浓度的调整，优化了污水药剂浓度，降低污水处理成本。污水处理剂现场管理 检查项目检查项目检查内容检查内容6000m3调储罐进、出口的水样中含油、悬浮物含量检测（含油量每日至少检测三次、悬浮物每日至少检测一次，查看记录）；油层厚度（小于0.8m，一周一测）；隔油/排泥记录（隔油/排泥周期、时间、隔油去向、隔油泵运转时率、隔油加药情况、负责人，依据稠油污水运行管理制度查看记录）；3000m3缓冲罐出口的水样中含油含量检测（每日至少检测三次，查看记录）；油层厚度（小于0.2m，一月一测）；隔油/排泥记录（隔油/排泥周期、时间、隔油去向、隔油泵运转时率、隔油加药情况、负责人，依据稠油污水运行管理制度查看记录）；清罐记录（至少每年1次，查看记录）污水反应罐出口的水样中含油、悬浮物含量检测（含油量每日至少检测三次、悬浮物每日至少检测一次，查看记录）；溢流/排泥记录（溢流/排泥周期、时间、负责人，依据稠油污水运行管理制度查看记录）；清罐记录（至少每年2次，查看记录）；波纹滤板检查记录（至少每年2次，查看记录）2000m3絮凝沉降罐出口的水样中含油检测（每日至少检测三次，查看记录）；油层厚度（小于0.1m，实测）；溢流/排泥记录（溢流/排泥周期、时间、负责人，依据稠油污水运行管理制度查看记录）；清罐记录（至少每年1次，查看记录）1000m3过滤缓冲罐出口的水样中含油、悬浮物含量检测（含油量每日至少检测三次、悬浮物每日至少检测一次，查看记录）；排泥记录（排泥周期、时间、负责人，查看记录）；清罐记录（至少每年1次，查看记录）一级、二级过滤器设备运行情况（进出口压力、反冲洗情况、维修保养情况，查看记录）；过滤罐备用情况（一级至少4个、二级至少3个）；滤料检查记录（至少每年1次，查看记录）；滤料更换记录（视具体情况）；二级出口的水样中含油、悬浮物含量检测（含油量每日至少检测三次、悬浮物每日至少检测一次，查看记录）污水加药系统配药浓度、加药浓度、加药量（查看记录）；加药工艺是否畅通、正常，无跑冒滴漏现象（现场查看）加药设备（正常运转、备用设备完好；现场查看）9000m3污水池收油/水情况（收油/水时间、收油加药情况、负责人，查看记录）；红浅稠油污水处理系统运行检查大表污水处理剂现场管理序号监测点监测内容水质要求1原水含油、悬浮物油1000-3000mg/L；悬浮物500mg/L26000m3除油罐出水含油、悬浮物油150mg/L；悬浮物150mg/L33000m3调储罐出水含油、悬浮物油100mg/L；悬浮物100mg/ L4反应罐出水含油、悬浮物油15mg/L；悬浮物15mg/ L5絮凝沉降罐出水含油、悬浮物油10mg/L；悬浮物10mg/ L6一级过滤器出水含油、悬浮物油5mg/L；悬浮物5mg/L7二级过滤器出水含油、悬浮物油油油油2mg/L2mg/L2mg/L2mg/L；悬浮物；悬浮物；悬浮物；悬浮物2mg/L2mg/L2mg/L2mg/L红浅稠油污水处理系统各节点控制参数污水处理剂现场管理污水处理剂的安全注意事项 使用过程中的安全注意事项：n加药间保持通风，加药过程中戴防护手套n严禁吸入、食入，若发生立即饮水催吐，并就医；正常皮肤接触可用清水清洗n储存于阴凉、通风的库房n防止泄露，避免环境污染。化学助剂化学助剂主要成分主要成分危险性危险性反相破乳剂聚季胺盐类有机高分子化合物非危化品、无刺激絮凝剂聚合硫酸铝复合聚季胺盐类混合物弱酸性助沉剂碱土金属碱类弱碱性助凝剂聚丙烯酰胺低毒性、皮肤无刺激概 述阻垢剂1、结垢是油田水水质控制中遇到的最严重问题之一。 2、结垢会给生产带来严重危害：n降低了传热效果n引起设备和管道的局部腐蚀，在短期内穿孔而破坏n水垢还会降低水流截面积，增大了水流阻力和输送能量n增加了清洗费用和停产检修时间名称名称化学式化学式结垢的主要因素结垢的主要因素碳酸钙碳酸钙CaCOCaCO3 3二氧化碳分压、温度、二氧化碳分压、温度、含盐量、含盐量、pHpH值值硫酸钙CaSO42H2O(石膏)CaSO4(无水石膏)温度、压力、含盐量硫酸钡硫酸锶BaSO4SrSO4温度、含盐量碳酸亚铁硫化亚铁氢氧化亚铁氢氧化铁氧化铁FeCO3FeSFe(OH)2Fe(OH)3Fe2O3腐蚀、溶解气体、pH值概 述阻垢剂影响碳酸钙结垢因素n二氧化碳：分压降低，结垢倾向增大n温度、压力：温度溶解度，压力结垢npH值： pH 结垢n盐度：同离子效应、盐效应概 述阻垢剂碳酸钙1、机理：Ca2+ + CO32- CaCO3Ca2+ + 2HCO-CaCO3+CO2+H2O2、特点：n碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种垢n在25，溶解度0.053g/L概 述阻垢剂油田防垢技术结垢本质：油田水成为过饱和，其中一种盐不能再溶解时，则发生结垢。防垢的本质：n改变系统条件，以增大盐的溶解度n防止晶核化或抑止结晶变大n分离晶核n控制成垢阳离子，主要是螯合二价金属离子n防止沉积，保持固体颗粒在水中扩散并防止在金属表面沉积。概 述阻垢剂 阻垢技术防垢方法防垢方法防垢机理防垢机理物理法防垢超声波处理超声波频率震荡，促使微晶分散而难以长大沉淀，降低结垢速度磁处理外加强磁场可影响水中离子间吸引力，改变无机盐结晶，适用于含盐3000mg/L的水溶液化学法防垢加酸或注二氧化碳使PH值控制在6.57.2，防止碱性垢，但加酸量不易控制，过多会造成腐蚀加防垢剂加防垢剂防垢剂不仅可以螯合成垢离子，还能改变结垢状防垢剂不仅可以螯合成垢离子，还能改变结垢状态，使垢变软，对钡锶垢和钙垢都有效态，使垢变软，对钡锶垢和钙垢都有效工艺法防垢（1）选择与地层水配伍的注入水，选择性封堵地层产出水。（2）控制油气井投产流速和生产压差， 以免加快垢物生长。（3）提高管内油水液流速度使井中油水混合液形成紊流状态 阻垢机理分散作用：抑制沉淀螯合、络合作用：抑制阴阳离子结合絮凝作用：吸附晶体颗粒变形作用：破坏晶体生长阻垢机理阻垢剂的安全注意事项健康危害n眼睛接触：会造成眼睛流泪，有轻微的刺激。n皮肤接触：不会造成对皮肤的腐蚀伤害。n误饮、误食：少量误饮、误食不会造成药物中毒，大量饮入会造成胃粘膜受伤，甚至中毒事故。n吸入：呼吸不会成为阻垢剂对人体伤害的侵入途径。急救措施n眼睛接触：翻开眼皮用清水清洗15分钟，将阻垢剂液体彻底清洗干净。n皮肤接触：用大量的清水冲洗干净。n食入：误饮、误食阻垢剂后要多喝清水催吐，或去医院就医处理。n吸入：呼吸不会成为阻垢剂对人体伤害的侵入途径。主要组成成份含 量(%)危害性浓度(mg/kg)毒性试验LD50（mg/kg）毒性1-羟基次乙基-1,1-二膦酸（HEDP）1010000小鼠（口服）8700低毒葡萄糖酸钠15无无无乙二胺四亚基膦酸（EDTMP）108700小鼠（口服）1841低毒小白鼠皮下注射486.4低毒概 述缓蚀剂一类以适当浓度和形式投加在水中后，可以防止或减缓水对金属材料或设备腐蚀的化学品，具有效果好、用量少、使用方便等特点。缓蚀剂的类别和品种很多，按其化合物的种类，可分为无机缓蚀剂无机缓蚀剂和有机缓蚀剂有机缓蚀剂。按其抑制的反应是阳极反阳极反应应、阴极反应阴极反应或两者兼而有之，可分为阳极型缓蚀剂阳极型缓蚀剂、阴极阴极型缓蚀剂型缓蚀剂或混合型缓蚀剂混合型缓蚀剂。缓蚀剂还可以按照在金属表面形成保护膜的机理而分成钝化膜型、沉淀膜型和吸附膜型等。在水处理中常用的钝化膜型缓蚀剂如铬酸盐、亚硝酸盐、钼酸盐等；常用的沉淀膜型缓蚀剂有聚合磷酸盐、锌盐等；常用的吸附膜型缓蚀剂如有机胺等。n现场使用的缓蚀剂（KL-KL-03080308）主要用于红山嘴联合站，投加浓度为30mg/L30mg/L。室内试验表明：在该浓度下，对腐蚀挂片的腐蚀率低于红山嘴油田注水水质标准规定的0.076mm/a0.076mm/a的标准。现场应用情况危险性概述n危险性类别：低毒，对人体无直接危害n侵入途径：皮肤接触n健康危害：对皮肤有一定刺激性n环境危害：对环境无危害n燃暴危险：不易燃，无燃爆危险急救措施n皮肤接触： 立即用流动清水冲洗干净，然后用2的苏打水清洗。接触控制/个人防护n工程控制：生产过程密封，加强通风、防止粉尘n呼吸系统防护： 佩带防护口罩n眼睛防护：戴防护眼镜n身体防护：穿防护服n手防护：戴防护手套n其他防护：工作现场禁止吸烟、进食安全注意事项概 述杀菌剂杀菌剂又称杀杀菌菌灭灭藻藻剂剂或污污泥泥剥剥离离剂剂、抗抗污污泥泥剂剂等，指一类用于抑制水中菌菌藻藻等等微微生生物物滋长，以防止形成微微生生物物粘粘泥泥的化学品。通常分为氧氧化化性性杀杀菌菌剂剂和非非氧氧化化性性杀杀菌菌剂剂两类。氧化性杀菌剂，如常用的氯气、次氯酸钠、漂白粉（主要成分次氯酸钙）、二氧化氯等；非氧化性杀菌剂中效果好、应用比较广泛的是能破坏细菌的细胞壁和细胞质的化学品，如季铵盐等。季铵盐中如氯化十二烷基二甲基苄基铵或溴化十二烷基二甲基苄基铵等，往往兼具杀菌、剥离、缓蚀等多种作用，有发展前途，现已应用于油田水、工业冷却水等方面。n现 场 使 用 的 杀 菌 剂 （ KL-204）主要用于红山嘴联合站，目的是将水源井中的硫酸盐还 原 菌 （ SRB） 、 铁 细 菌（FB）以及腐生菌（TGB）消灭或消除至满足注水标准的范围内，以免造成注水管线腐蚀、结垢、破漏，从而保障注水工作的顺利进行。现场应用情况n尽管室内评价认为在50mg/L50mg/L的加药浓度下，在用杀菌剂对三种细菌的消除率为100%。但实际上，考虑到水中微生物菌种长时间经历同一种型号助剂、同一使用浓度后，会产生抗药性抗药性。因此，有必要持续开展水质的监测工作，同时考虑不同型号、不同浓度的杀菌剂交替使用交替使用，或定期进行大大剂量脉冲剂量脉冲式投加方式，以达到更好的杀菌效果。现场应用情况n通过科力公司和厂化验室近期几个批次的跟踪监测，红联站过滤器出口水质的腐蚀率和细菌总数均在控制范围内，表明杀菌剂和缓蚀剂均起到了效果。腐蚀率监测结果腐蚀率监测结果水样名称腐蚀率（mm/a）红联站清水来水0.06591红联站过滤器出口水0.03223备注：温度为常温，试验时间为7天细菌监测结果细菌监测结果水样名称TGB（个/ml）SRB（个/ml）FB（个/ml）红联站清水来水25013060红联站过滤器出口水000备注：温度为35，试验时间为7天监测结果现场应用情况危险性概述n危险性类别：该产品有一定毒性，直接接触对人体有一定危害n侵入途径： 食入、吸入，皮肤接触n健康危害： 本品对眼睛有一定刺激性n环境危害： 该产品中对环境无危害n燃暴危险： 本品不易燃，无燃爆危险毒理学资料n急性毒性：本身低毒，但直接接触会对呼吸道、眼睛产生一定伤害生态学资料n该物质对环境有一定损害安全注意事项急救措施急救措施n眼眼睛睛接接触触：翻翻开开上上下下眼眼睑睑，用用流流动动清清水水或或生生理盐水冲洗干净理盐水冲洗干净n食入：误服者饮大量温水，催吐。迅速就医食入：误服者饮大量温水，催吐。迅速就医n皮肤接触：立即用流动清水冲洗干净皮肤接触：立即用流动清水冲洗干净接触控制接触控制/ /个人防护个人防护n工工程程控控制制：生生产产过过程程密密封封，加加强强通通风风、防防止止粉尘粉尘n呼吸系统防护：呼吸系统防护： 佩带防护口罩佩带防护口罩n眼睛防护：戴防护眼镜眼睛防护：戴防护眼镜n身体防护：穿防护服身体防护：穿防护服n手防护：戴防护手套手防护：戴防护手套n其他防护：工作现场禁止吸烟、进食其他防护：工作现场禁止吸烟、进食n纵观2013年上半年（1-6月），红浅稠油污水共使用污水处理药剂约2537吨，药剂费用支出583.5万元。占全年计划的43.5%。其中：反相破乳剂用量124吨，费用支出123.2万元；絮凝剂用量1684吨，费用支出381万元；助沉剂用量711吨，费用支出50.0万元；助凝剂用量18吨，费用支出30.1万元。阻垢剂实际使用约13吨，费用约9.6万元。反相破乳剂反相破乳剂絮凝剂絮凝剂助沉剂助沉剂助凝剂助凝剂阻垢剂阻垢剂2013年1-6月加药量（吨）123.662123.6621683.7291683.729710.908710.90818.21318.21312.51912.5192012年1-6月加药量（吨）119.2351447.9341424.90314.0673.92加药量同期对比（吨）4.427235.795-713.9954.1468.5992013年1-6月加药浓度（mg/l）52.252.2214.4214.460.360.37.77.715.415.42012年1-6月加药浓度（mg/l）54.3197.4129.66.59.3加药浓度同期对比（mg/l）-2.117-69.31.26.1现场应用情况 粘土稳定剂的现场应用粘土稳定剂的现场应用概 述 1、选择油田注水水源的原则 选择油田注水水源主要有以下几个方面的考虑：有充足的水量；有良好的水质，与地层配伍，水处理工艺简单；考虑水的二次利用，特别是含油污水特别是含油污水特别是含油污水特别是含油污水。 2、注水过程中油层损害的因素 注水引起油层损害的主要原因有两个：一是与储层性质不相配伍的注入水水质；另一是不科学的水质处理及注水工艺。n注入水水质与储层特性不符、不配伍表现在对地层孔隙的堵塞，从而造成吸水能力下降，注水压力上升。n不溶物对地层的堵塞来源于以下因素：沉淀、粘土膨胀剂运移、腐蚀结垢、细菌、油及乳化物等。3、油田开发对水质的基本要求n严格控制水中的固相物质的浓度和粒径（回注水标准？）n严格控制水中腐蚀性介质（回注水标准？）n水敏性油藏的防水敏 n水中含油量控制n严格控制细菌含量（回注水标准？）n控制水垢的形成（回注水标准？）n严格控制总的腐蚀速度（回注水标准？）概 述 水敏：油气层中的粘土矿物在原始的地层条件下，一定矿化度的环境中处于稳定状态，当淡水进入地层时，有的粘土矿物就会发生膨胀、分散、运移，从而减少或者堵塞地层孔隙和喉道，造成渗透率降低。 粘土稳定剂（又叫：防膨剂防膨剂）能有效地吸附在粘土表面，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。 概 述n根据油田公司油新监字20124号文件，以及2012年效能监察工作和指示，并结合我厂年初制定的在用油田化学助剂重新评价计划，油田工艺研究所于2012年11月28日-2013年3月8日对我厂在用的3 3家供应商的5 5种粘土稳定剂进行了重新评价工作。n2012年，采油一厂使用粘土稳定剂的注水区块总共有4 4个，分别为车2井区、车60井区、卡6井区和拐20井区。概 述n按照油田公司效能监察的精神，油田工艺研究所对上述五种粘土稳定剂进行现场取样后，经重新编号后，于2012年11月28日委托实验检测研究院对我厂卡6井区、拐20井区、车2井区和车60井区进行粘土稳定剂相关评价工作。主要针对各区块是否有必要添加粘土稳定剂，需要添加何种型号的粘土稳定剂，以及添加浓度的确定，最终筛选出适合该区块的一种粘土稳定剂。概 述卡卡6 6车车2 2车车6 60 0拐拐2020粘土稳定剂评价结果n根据评价结果：卡6井区在添加粘土稳定剂后对该区块的渗透率起了负作用，认为该区块不适宜添加粘土稳定剂。车2井区经评价后认为采用0.3%的1#粘土稳定剂进行日常添加较为合适。车60井区考虑采用0.5%的1#助剂，拐20井区适合使用1.0%的1#粘土稳定剂。粘土稳定剂评价结果n目前，我厂卡六井区已于2013年1月停止加药，现场已无助剂存货。车60井区由于注水调整，采用的车排子集中处理站处理后的污水进行回回注注，该污水自身具有一定防膨作用，不需要添加粘土稳定剂。因此，我厂已于2013年6月停止使用原车60的水源井水和粘土稳定剂。对于车2井区，由原来两家助剂供应商轮流供货改为现在的一家供货，现场采用0.3%的GY-2粘土稳定剂。另外，由于拐20井区，注水工作尚未开始，目前未进行加药。待注水工作开始后，将使用浓度为1.0%的GY-2粘土稳定剂。粘土稳定剂的现场调整及应用粘土稳定剂目前目前使用情况区块区块助剂助剂型号型号供应商供应商名称名称加药浓度加药浓度（% %）车2GY-2正诚公司0.3采油一厂目前粘土稳定剂的使用区块仅有使用区块仅有1 1个：车个：车2 2井区井区。采取连续注入的方式，将粘土稳定剂按照一定的浓度配入注入水中，然后随水注入地层。粘土稳定剂的现场调整及应用n2013年上半年使用量约406吨，约合成本306万元。由于年初物资供应处对该药剂的价格进行了整体下调，同时除去卡6井区停加所节约药剂270吨，以及车60井区停加350吨，因此，预计2013年粘土稳定剂成本不会超过700万元，较年初预计减少300万元，较2012年节约500万元（2012年为1224万元）粘土稳定剂的现场调整及应用粘土稳定剂的安全注意事项主要化学成分主要化学成分含量含量CAS NOCAS NO阳离子聚合物（聚季胺盐）10-25%无氯化铵10-15%无粘土稳定剂剂主要成分 使用过程中的安全注意事项：n加药间保持通风，加药过程中戴防护手套；n严禁吸入、食入，若发生立即饮水催吐，并就医；正常皮肤接触可用清水清洗；n储存于阴凉、通风的库房；n防止泄露，避免环境污染。 清防蜡剂的现场应用清防蜡剂的现场应用油田在开发之前，原油埋藏在地层中，这是原油中的蜡处于高温高压的条件下，是完全溶解在原油中的。原油在开采的过程中，压力、温度随之降低，当压力降低至一定的程度时，破坏了石蜡在原油中的溶解平衡，致使石蜡结晶析出并粘附于油井设施的金属表面，这就是油井结蜡。 概 述概 述结蜡是采油过程中经常遇到的问题。由于石蜡析出并不断沉积于油管管壁、抽油杆、抽油泵及其他井底设备、地面集输管线、阀门等金属表面，增加了原油的流动阻力，导致油井减产，集输管线压力上升。结蜡严重时，导致杆卡、杆不下等问题，需要修井作业；堵塞集输管线，导致停产。结蜡因素：n原油性质（1）原油的组成（2）原油的蜡含量（3）原油中的含水量（4）原油中的机型杂质含量（5）原油中的含盐量n压力n温度n流速油井结蜡规律：（1）原油中含蜡量越高，油井结蜡越严重（2）油井开采后期较开采前期结蜡严重（3）高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡（4）低含水阶段结蜡严重，含水量升高到一定程度后结蜡减轻（5）表面粗糙或不干净的设备和油管易结蜡（6）出砂井容易结蜡（7）油层、井底和油管下部不易结蜡（8）井口附近很少结蜡概 述化学清防蜡剂清防蜡剂的作用过程是将已沉积的蜡溶解或分散开使其在油井原油中处于溶解后小颗粒悬浮状态而随油井液流出，中间涉及到渗透、溶解和分散等过程。同时，助剂中的表面活性剂可在管壁上形成活性水膜，使蜡晶不宜粘附。水基清防蜡剂n水n表面活性剂n互溶剂：增加油水溶解度n碱性物质化学清防蜡剂适用于含水较高的油井清防蜡，性质较温和溶蜡能力强、溶蜡速率快，但芳烃具有一定毒性油基清防蜡剂n馏分油n芳烃n表面活性剂n有机溶剂n根据近年来对在用的几种清防蜡剂室内评价效果来看，不论是水机还是油基，在加药浓度较大的情况下，防蜡率几乎都不足60%60%。而现场所用的清防蜡剂使用量已远超过室内试验的浓度，因此，限于清防蜡剂本身的效果，盲目使用或是加大使用量，盲目使用或是加大使用量，盲目使用或是加大使用量，盲目使用或是加大使用量，都不会产生更好的效果。都不会产生更好的效果。都不会产生更好的效果。都不会产生更好的效果。清防蜡剂室内评价清防蜡剂的现场应用采油一厂目前清防蜡剂主要适用于红五和车排子作业区的部分结蜡井上，现场采用套管加药的方式，根据油井的结蜡情况，按一定周期加入清防蜡剂。其中加药周期主要在1515- -3030天天，周期加药量在3 30000- -600kg600kg。 上半年清防蜡剂实际用量与计划用量差距较大，主要差别在于：n红五作业区积极进行清防蜡剂套加井加药周期及加药量的摸索。部分井由去年加药周期30天，延长为40天；同时部分井的实际加药量有进一步降低，因此，实际加药量较计划的低。n红山嘴由于多数井要上修或检泵，时间正好与加药周期接近或冲突，因此这类井并未进行清防蜡剂的套管加药措施。清防蜡剂的现场应用n红山嘴和五一区去年共有12口井进行电磁油管加热技术的应用，同时今年红五作业区和生产技术科在这两处尝试使用新型的防蜡技术，因此，一些井就未采用化防的措施。n2013年油田工艺研究所在车排子作业区进行10口井的微生物清防蜡项目的试验，因此，该10口井在6月上旬便停止套加清防蜡剂。清防蜡剂的现场应用n2013年清防蜡剂计划量虽较大，但实际使用量却可以控制。上半年费用约为180.6万元，全年预计该项费用400万元（2011年、2012年该项费用均超过400万元）。清防蜡剂的现场应用清防蜡剂的安全注意事项 使用过程中的安全注意事项：n加药过程中戴防护耐油手套及相关的防护工具（防护面罩、防护镜等），最好站在上风口；n严禁吸入、食入，若发生立即饮水催吐，并就医；避免皮肤接触，若接触，用肥皂水彻底清洗；n远离火种、热源，避免与氧化剂接触；n严禁泄露，避免环境污染。除硫剂的现场应用除硫剂的现场应用标识中文名硫化氢英文名Hydrogen sulfide化学式H2S分子量34.08毒性及健康危害接触限值阈限值 15mg/m15mg/m15mg/m15mg/m3 3 3 3(10ppm) (10ppm) (10ppm) (10ppm) 安全临界浓度30mg/m30mg/m30mg/m30mg/m3 3 3 3(20ppm) (20ppm) (20ppm) (20ppm) 危险临界浓度150mg/m150mg/m150mg/m150mg/m3 3 3 3(100ppm) (100ppm) (100ppm) (100ppm) 侵入途径吸入，经皮肤吸收健康危害nH2S为强烈的神经性毒物，对粘膜有强烈的刺激作用n高浓度时可直接抑制呼吸中枢，引起迅速窒息而死亡n长期接触低浓度硫化氢，引起神经紊乱症状硫化氢的有害特性及预防燃烧爆炸危险性燃烧性易燃建规火险等级甲闪点（）-50爆炸下限（v%）4.0自然温度（）260爆炸上限（v%）46.0危险特性n空气混合能形成爆炸性混合物，当在爆炸极限范围内遇明火、高温热能引起燃烧爆炸n若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险稳定性稳定聚合危害不会出现聚合危害禁忌物强氧化剂，碱类灭火方法n立即切断气源n若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体n喷水冷却容器，如果可能应将容器从火场移至空旷处n采用雾状水、泡沫灭火器和二氧化碳灭火器等。硫化氢的有害特性及预防急救皮肤接触脱去污染的衣着，立即用流动的清水彻底冲洗吸入n迅速脱离现场至空气新鲜处n保持呼吸道通畅，呼吸困难时给输氧n呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按压术，并就医治疗。防护措施工程控制全面通风。呼吸系统防护n空气中浓度超标时，必须佩带空气呼吸器n紧急事态抢救或逃生时，应佩带正压自给式呼吸器。眼睛防护戴化学安全防护眼镜。手防护戴化学品防护手套。其它n工作现场严禁吸烟、进食和饮水n工作后，淋浴更衣n保持良好的卫生习惯n进入罐区或其它高浓度区作业时须有人监护。硫化氢的有害特性及预防泄漏处理n切断气源，喷雾状水稀释、溶解，注意收集并处理废水，抽排（室内）或强力通风（室外）n迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并隔离直至气体散尽，切断火源n应急处理人员应戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服n如有可能，应将残余气或漏出气用排风机送至水洗塔或与塔相连的通风橱内或使其通过三氯化铁水溶液，管路装止回装置以防溶吸回n漏气容器不能再用，且要经过技术处理以清除可能剩下的气体硫化氢的有害特性及预防概 述新疆油田车车车车89898989井区是该油田发现的第一个高含硫稀油区块，随后车排子油田陆续投入开发的车车车车95959595、车车车车峰峰峰峰13131313、车车车车峰峰峰峰15151515、车车车车510510510510（稠油）等井区均检测出含有硫化氢。高的硫化氢含量给油田的生产运行带来了巨大的安全隐患，并且这些井区地处克拉玛依市小拐乡、新疆生产建设兵团农七师129团所辖农田地，属于环境敏感区域，因此，必须对该井区的原油进行除硫化氢处理，做到了高含硫化氢区块的安全生产，杜绝污染。车车8989井气样井气样组分名称体积百分数，%组分名称体积百分数，%甲烷90.951790.951790.951790.95172-甲基戊烷未检出乙烷0.273-甲基戊烷未检出丙烷0.2174正己烷0.0902异丁烷2.4452甲基环戊烷未检出正丁烷0.4223环己烷未检出2,2二甲基丙烷未检出2-甲基己烷未检出异戊烷0.11283-甲基己烷未检出正戊烷0.2785正庚烷0.00792,2二甲基丁烷未检出甲基环己烷未检出环戊烷/2,3二甲基丁烷未检出2-甲基庚烷未检出氮气2.21633-甲基庚烷未检出二氧化碳2.7515正辛烷未检出氧气0.2361正壬烷未检出计算分子量=18.59真实密度=0.8341真实高位发热量=41246.93真实相对密度=0.6454真实低位发热量=37193.46压缩因子=0.997硫化氢含量，mg/m31043.221043.221043.221043.22概 述序号序号井号井号硫化氢含量，硫化氢含量，mg/m3mg/m3（总）硫（总）硫含量含量，% %1车8902井174.41 0.182车89井1043.22 0.113车8907井0.124车8908井0.125车8903井0.236车510443.28 7车513528.64 8车5113187.55 3187.55 3187.55 3187.55 9车512119.53 10车509234.89 11车峰152193.98 12CH13024067.76 4067.76 4067.76 4067.76 13车峰13436.36 14CH95022544.0915车峰19502.6716车952598.6817CH95044804.394804.394804.394804.3918CHHW04858.1419CHHW08502.08车排子硫化氢含量测定（2012年）无机转化机理如: 2CaSO4+4C+2H2O 4CO2+Ca(OH)2+ Ca(SH)2 Ca(SH)2 CO2 CaCO3+ H2S或 CaSO4+4H2 Ca(OH)2+ H2S +2H2O或 硫酸盐 硫酸盐还原菌 S2-地层中无机盐类地层中无机盐类H2S硫化氢成因有机转化机理硫醇硫醇硫醚硫醚H2S硫醇：RSH+ H2 加热或催化 RH+ H2S 硫醚：C9H19S C9H19 300 C9H19SH+ C9H18 C9H19SH H2S + C9H18 硫化氢成因除硫剂的评价筛选针对车排子含硫化氢原油的，最初筛选了HCS-4高效除硫剂，该助剂为一种有机胺有机胺类，强碱性强碱性，并进行了相关加药参数评价0.60.650.70.750.80.850.90.9511.05203040506070温度（）用量 通 过 现 场 的 试 验 最 终 验 证 ： 加 药 浓 度 为10000mg/L（即1.0%）左右时，HCS-4除硫剂的除硫率可达到100，药剂作用80秒后能够有效解决车89井区原油中硫化氢超标问题。除硫剂的采用单井加药工艺。除硫剂的评价筛选n但考虑到该型号的除硫剂对地面管线设备具有很大的腐蚀性，且对后端的污水处理有严重的影响，因此经过再评价，筛选了RD-5型除硫剂用于现场生产。除硫剂的现场应用序号序号井号井号加药浓度范围（加药浓度范围（ppmppm）1车953321-117982车891581-123413CHHW043569-99824车50915658-397655CHD89024169-109876CHD89034763-116427CH89075251-112518CH89084578-103659CH95043861-1169810CHHW083345-1098511车峰1314765-2869712车峰1516549-3876313CH13028976-2536914车峰195658-19765n根据2013年上半年除硫剂送药情况来看，14口含硫化氢井使用总量为702吨，合计成本约553万元。通过计算，上半年除硫剂平均加药浓度为1.48%。n根据上半年推算，2013年车排子全年除硫剂用量约为1500吨，按市场价7873.38元/吨计算，此项费用约为1181万元，较年初预报量减少1000吨，费用减少约790万元。除硫剂的现场应用除硫剂的安全注意事项 使用过程中的安全注意事项：n加药过程中戴防护手套及相关的防护工具（防护面罩、防护镜等）；n严禁吸入、食入，若发生立即饮水催吐，并就医；避免皮肤接触，若接触，用清水彻底清洗；n严禁泄露，避免环境污染。谢谢各位谢谢各位！