中海油天津化工研究設(shè)計(jì)院有限公司擁有包括油田水處理化學(xué)品研發(fā)、生產(chǎn)、應(yīng)用，油品分析、油田水質(zhì)分析及水質(zhì)問題預(yù)測、油田水處理技術(shù)方案開發(fā)及現(xiàn)場水處理技術(shù)服務(wù)為一體的綜合油田水處理技術(shù)服務(wù)能力。
系列油田水處理 化學(xué)品
l 緩蝕殺菌劑、低乳化性緩蝕劑、抗H2S緩蝕劑、高溫CO2緩蝕劑
l 有機(jī)硫殺菌劑、有機(jī)胍殺菌劑、兩性殺菌劑
l CaCO3阻垢劑、CaSO4阻垢劑、鍶鋇阻垢劑、換熱器專用高溫阻垢劑
l 原油預(yù)處理劑、高溫破乳劑、破乳凈水一體劑、反相破乳劑、反相破乳凈水劑、稠油熱采專用破乳劑/反相破乳劑、凈水劑等。
總計(jì)30余種產(chǎn)品，獲授權(quán)專利20余件。
產(chǎn)品特點(diǎn)：
產(chǎn)品具有穩(wěn)定性好、配伍性強(qiáng)、使用濃度低、毒性低等特點(diǎn)，可配套應(yīng)用在海上及陸上油田的采出液、采出水、回注水處理中，能有效解決油田生產(chǎn)系統(tǒng)、注水系統(tǒng)存在的水處理問題，保證油田生產(chǎn)水達(dá)標(biāo)處理，減少污染物排放，保障油田生產(chǎn)安全，經(jīng)天津高新技術(shù)成果轉(zhuǎn)化中心鑒定其綜合技術(shù)指標(biāo)達(dá)到國際先進(jìn)水平。
油田水處理化學(xué)品樣品 油田水處理化學(xué)品生產(chǎn)裝置 油田水處理化學(xué)品產(chǎn)品
油田水處理技術(shù)與服務(wù)
可為客戶提供以下技術(shù)服務(wù)：
l 油品分析、水質(zhì)分析、垢樣分析、腐蝕產(chǎn)物分析
l 水質(zhì)問題預(yù)測、成套油田水處理技術(shù)方案
l 油田水處理藥劑性能評價(jià)、藥劑配伍性評價(jià)、高溫高壓動(dòng)態(tài)模擬實(shí)驗(yàn)
l 油田現(xiàn)場加藥管理、水處理效果評估、水處理問題分析、油田水處理總包
采油污水中懸浮物成分分析 垢樣分析 結(jié)垢趨勢分析
油田水處理動(dòng)態(tài)評價(jià)裝置 油田采出水處理中試評價(jià)裝置 油田水處理藥劑評價(jià)
為國內(nèi)外30余家油田提供水處理技術(shù)服務(wù)，受到客戶一致好評。
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服務(wù)項(xiàng)目 |
應(yīng)用效果 |
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抑制鹽類、CO2、H2S、硫酸鹽還原菌引起的復(fù)雜腐蝕 |
控制系統(tǒng)腐蝕率＜0.075mm/a，緩蝕率＞95%，且無點(diǎn)蝕 |
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硫酸鹽還原菌、腐生菌和鐵細(xì)菌等細(xì)菌的控制 |
殺菌率達(dá)＞99.9%以上，無泡，解決抗藥性問題 |
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CaCO3、懸浮物、腐蝕產(chǎn)物FeS等無機(jī)鹽垢的阻垢 |
碳酸鈣阻垢率≥98%，磷酸鈣阻垢率≥90%，28天生物降解率≥70% |
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采出液快速破乳、采油污水的除油凈水處理 |
海上油田采油污水油含量＜25mg/l(近海＜20mg/l)，陸上油田采油污水油含量＜5mg/l |
南海油田緩蝕阻垢掛片 潿洲平臺(tái)技術(shù)服務(wù) 陸豐油田技術(shù)服務(wù)
服務(wù)海上油田 伊拉克技術(shù)服務(wù) 加拿大技術(shù)服務(wù)
典型應(yīng)用案例
l 高硫化氫油田緩蝕殺菌凈水一體化控制技術(shù)
南海某油田采出液中硫化氫含量高達(dá)0.153%，鹽含量高達(dá)5%，硫酸鹽菌滋生嚴(yán)重，系統(tǒng)腐蝕趨勢大；原油比重高達(dá)0.93 g/cm3，粘度103cSt（50℃）,屬高比重、高黏度的重質(zhì)油，油水密度差小、乳化嚴(yán)重，現(xiàn)場只有水力旋流分離器一級污水處理單元，污水停留時(shí)間僅10分鐘左右，采油污水凈化處理難度大。
自2001年應(yīng)用我院高硫化氫油田腐蝕控制技術(shù)以后，腐蝕問題得到有效解決，系統(tǒng)腐蝕率基本保持在0.05mm/a以下，掛片的表面狀況良好，沒有之前一直存在的硫化氫及硫酸鹽還原菌引起的點(diǎn)蝕。2009年配套應(yīng)用我院高效反相破乳劑后外排水油含量＜20mg/l。
腐蝕掛片監(jiān)測結(jié)果 系統(tǒng)中的腐蝕掛片 電阻探針
海上油田采出水處理回用流程圖
運(yùn)行期間實(shí)現(xiàn)的注水水質(zhì)
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項(xiàng)目 |
單位 |
控制指標(biāo) |
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溶解氧含量 |
mg/L |
＜0.1 |
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含油量 |
mg/L |
≤15 |
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硫化物含量 |
mg/L |
≤2.0 |
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總鐵含量 |
mg/L |
≤0.5 |
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亞鐵含量 |
mg/L |
≤0.2 |
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懸浮固態(tài)含量 |
mg/L |
≤5 |
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懸浮顆粒直徑 |
μm |
≤3.0 |
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含SRB菌 |
個(gè)/mL |
≤25 |
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含鐵細(xì)菌 |
個(gè)/mL |
≤n×103 |
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含腐生菌 |
個(gè)/mL |
≤n×103 |
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平均腐蝕率 |
mm/n |
≤0.076 |
l SAGD 油砂采出液一體化處理技術(shù)
蒸汽輔助重力驅(qū)油技術(shù)（SAGD）是油砂資源開采的主要技術(shù)，采出液溫度高達(dá)到130～235℃，比重0.97～1.015g/cm3,粘度＞10000mPa·S，化學(xué)組成復(fù)雜，油水乳狀液能穩(wěn)定存在數(shù)月，較常規(guī)油田采出液處理難度大。
我院針對SAGD采出液處理開發(fā)了成套處理技術(shù)，包括專用破乳劑、反相破乳劑、絮凝劑等藥劑及其加藥方案，在加拿大北部某油田SAGD采出液處理中得到應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)采出液處理系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行：滿足一級分離器出油含水＜2%，閃蒸罐出油含水＜0.3%，油品外輸油含水＜0.3%；一級分離器出水含油＜500mg/L，并能減少一級分離器乳化油層的產(chǎn)生量。
2017年6月30切換該技術(shù)前、后現(xiàn)場運(yùn)行數(shù)據(jù)如下。
閃蒸罐原油含水及密度 一級分離器水中含油 過濾單元出水
l 高CO2油氣田防腐處理技術(shù)
CO2腐蝕是油氣田中一種典型的腐蝕類型，其典型的局部點(diǎn)蝕、輪癬狀腐蝕和臺(tái)面狀坑蝕，對油氣田設(shè)備的安全性危害更大。南海西部某油氣田采出液伴生氣中含70%以上的二氧化碳，二氧化碳分壓高達(dá)0.8~1.2Mpa，且流速較高，存在嚴(yán)重的二氧化碳酸性腐蝕和沖刷腐蝕。多年來，該油田陸續(xù)使用多家廠商提供的緩蝕技術(shù)，但均不能有效控制系統(tǒng)的腐蝕。
2016年以后，該油氣田開始使用我院開發(fā)的高CO2油氣田防腐處理技術(shù)，在平臺(tái)生產(chǎn)管匯處加注該技術(shù)專利緩蝕劑產(chǎn)品，現(xiàn)場檢測表明系統(tǒng)腐蝕率＜0.06mm/a，困擾該油氣田的二氧化碳腐蝕問題得到有效解決，有效保證了油氣田的安全生產(chǎn)。
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