一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法技术

本发明专利技术属于油田聚合物驱油技术领域，具体涉及一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法。该方法具体包括以下步骤：首先油田配聚污水中初始硫化物的去除；进行油田配聚污水中反硝化脱硫菌的检测；其次，反硝化脱硫培养基初始加药浓度C0的确定；进行聚合物溶液输送过程中硫离子含量的在线检测；反硝化脱硫培养基加药浓度C的确定；最后，进行聚合物溶液输送过程中反硝化脱硫菌培养基的自动加入。本发明专利技术具有适应范围广、针对性强、抑制思路清晰、操作性好和效果好的特点，有效解决油田聚合物溶液输送过程中粘度受SRB产生硫化物造成的粘度损失问题。因此，本发明专利技术可广泛地应用于油田聚合物驱油技术领域中。

A method for maintaining viscosity stability of polymer solution during transportation

The invention belongs to the field of oil field polymer flooding technology, in particular to a method for maintaining the viscosity stability of polymer solution during the transportation process. The method includes the following steps: firstly, removal of initial sulfide in Oilfield Polymer wastewater; detection of denitrifying desulfurization bacteria in Oilfield Polymer wastewater; secondly, determination of initial concentration C0 of denitrifying desulfurization medium; on-line detection of sulfur ion content in polymer solution transportation process; denitrifying desulfurization culture The concentration of C was determined. Finally, the denitrifying desulfurization bacteria culture medium was added automatically in the process of polymer solution transportation. The invention has the characteristics of wide application range, strong pertinence, clear inhibition idea, good operability and good effect, and effectively solves the problem of viscosity loss caused by sulfide produced by SRB in oil field polymer solution transportation process. Therefore, the invention can be widely applied to the field of polymer flooding technology in oilfields.

【技术实现步骤摘要】
一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法
本专利技术属于油田聚合物驱油
，特别涉及一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法。
技术介绍
聚合物溶液的粘度是影响聚驱开发效果的关键因素，而用油田回注污水配制的聚合物溶液在输送过程中会引起粘度大幅度下降，研究表明，其主要原因是配聚污水中含有硫酸盐还原菌(SRB)，其在聚合物溶液输送过程中生长代谢引起硫化物升高，从而影响了聚合物溶液粘度和聚合物驱油的效果。目前，控制SRB主要是在配聚前污水中投加杀菌剂，由于聚合物溶液中含有大量的阴离子聚合物，常用阳离子杀菌剂效果较差，无法控制聚合物溶液输送过程中硫化物的生成对粘度的降低，井口粘度较配聚站粘度仍有大幅下降。因此如果能够及时对聚合物溶液输送过程中硫化物含量进行检测并及时进行控制，就能够提高聚合物溶液的井口粘度，有利于油田注聚开发效果。
技术实现思路
本专利技术针对上述现有技术的不足而提供一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法。本专利技术首先对油田配聚污水进行曝气处理，去除污水中初始的硫化物；进行油田配聚污水中反硝化脱硫菌的检测；其次，反硝化脱硫培养基初始加药浓度C0的确定；进行聚合物溶液输送过程中硫离子含量的在线检测；反硝化脱硫培养基加药浓度C的确定；最后，进行聚合物溶液输送过程中反硝化脱硫菌培养基的自动加入，确保能有效地去除聚合物溶液输送过程中的硫化物，从而保持聚合物溶液粘度。本专利技术公开了一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法，该方法具体包括以下步骤：(1)油田配聚污水中初始硫化物的去除采用曝气罐曝气方式去除油田配聚污水中初始的硫化物，油田配聚污水在曝气罐有效停留时间为2-3h。(2)油田配聚污水中反硝化脱硫菌的检测取现场配聚污水1L，室内密闭隔氧加入反硝化脱硫培养基1g，每隔1d进行硫化物检测，如果3d内没有检测到硫化物的生成，则可以判断配聚污水中存在反硝化脱硫菌。(3)反硝化脱硫培养基初始加药浓度C0的确定C0＝x0q/37r2L，单位：g/L其中：L为曝气罐出口到注聚井井口的距离，单位m；q为注聚井日注聚量，单位m3/d；r为输送管线的半径，单位m；x0为未投加反硝化脱硫培养基时注聚井井口位置硫离子的浓度，单位mg/L。(4)聚合物溶液输送过程中硫离子含量的在线检测在聚合物溶液从配聚站到井口的输送管线井口位置设置硫离子在线检测仪，在线检测仪实时检测硫离子含量x，单位为mg/L。(5)反硝化脱硫培养基加药浓度C的确定反硝化脱硫培养基加药浓度C由下面公式确定：C＝C0[1+0.1int(x/0.05)](6)聚合物溶液输送过程中反硝化脱硫菌培养基的自动加入在聚合物溶液配聚站单井外输管线位置设置自动加药装置，自动加药装置根据上述步骤确定出的加药浓度C加入反硝化脱硫菌培养基。所述的曝气方式为采用间歇式或连续式空气吹脱的方式曝气，空气布气方式为穿孔管曝气，进气量与配聚污水量的体积比为5-8:1。所述的反硝化脱硫培养基为KNO34-6wt％、NH4Cl0.5-0.8wt％、MgCl2·6H2O0.5-1.0wt％、KH2PO40.2-0.5wt％。所述的在线检测仪检测硫离子含量的周期为2-4h。本专利技术与现有技术相比，具有如下优点和有益效果：(1)适应范围广，该专利技术适用于绝大多数油田污水，抑制思路清晰，操作性好。(2)针对性强，该专利技术提供的方案实时跟踪检测聚合物溶液中硫化物浓度，并根据检测结果控制反硝化脱硫菌培养基的自动加入量，提高了现场实施的针对性与经济性。(3)效果持续彻底，在输送过程中沿程跟踪硫离子含量与控制加药量，有效解决了其他物理化学方法不能长期有效控制硫化物的弊端，聚合物溶液输送到井口的粘度保留率达到80％以上，满足聚合物粘度要求，有效解决了油田聚合物溶液输送过程中粘度受SRB产生硫化物造成的粘度损失问题。具体实施方式下面结合具体实施例对本专利技术的技术方案做进一步的说明，但本专利技术的保护范围不限于此：实施例1胜利油田孤东采油厂某配聚站A，其中单井A12配聚量为100m3/d，单井管线半径为0.05m，管线长度为2km，利用本专利技术的方法保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定，具体步骤如下：(1)油田配聚污水中初始硫化物的去除经检测配聚站配聚污水中硫离子初始浓度为3.0mg/L，采用曝气罐曝气方式去除油田配聚污水中初始的硫化物，油田配聚污水在曝气罐有效停留时间为2h，曝气处理后配聚污水中硫化物浓度降至0mg/L，配聚站A聚合物溶液的粘度为60mPa.s。所述的曝气方式为采用间歇式空气吹脱的方式曝气，空气布气方式为穿孔管曝气，进气量与配聚污水量的体积比为5:1。(2)油田配聚污水中反硝化脱硫菌的检测取现场配聚污水1L，室内密闭隔氧加入反硝化脱硫培养基1g，每隔1d进行硫化物检测，3d内没有检测到硫化物的生成，则可以判断配聚污水中存在反硝化脱硫菌。所述的反硝化脱硫培养基为KNO34wt％、NH4Cl0.5wt％、MgCl2·6H2O0.5wt％、KH2PO40.2wt％。(3)反硝化脱硫培养基初始加药浓度C0的确定C0＝x0q/37r2L＝2.5×100/37/0.052/2000＝1.35(g/L)其中：L为曝气罐出口到注聚井井口的距离，2000m；q为注聚井日注聚量，100m3/d；r为输送管线的半径，0.05m；x0为未投加反硝化脱硫培养基时注聚井井口位置硫离子的浓度，2.5mg/L。(4)聚合物溶液输送过程中硫离子含量的在线检测在聚合物溶液从配聚站到井口的输送管线井口位置设置硫离子在线检测仪，在线检测仪实时检测硫离子含量x，单位为mg/L。所述的在线检测仪检测硫离子含量的周期为2h。(5)反硝化脱硫培养基加药浓度C的确定反硝化脱硫培养基加药浓度C由下面公式确定：C＝C0[1+0.1int(x/0.05)]A12注聚井口位置硫离子含量5个周期检测结果如下表1：表1A12注聚井口位置硫离子含量以及加药量等结果统计周期x，mg/LC，g/L井口聚合物溶液粘度，mPa.s初始2.51.3521.510.171.7638.020.081.4942.330.051.4948.640.021.3551.050.011.3552.3(6)聚合物溶液输送过程中反硝化脱硫菌培养基的自动加入在聚合物溶液配聚站单井外输管线位置设置自动加药装置，自动加药装置根据上述步骤确定出的加药浓度C加入反硝化脱硫菌培养基。利用上述方法处理5个周期(10h)后的聚合物溶液井口粘度稳定在50mPa.s以上，粘度保留率达到83.3％以上，满足聚合物溶液井口粘度为30mPa.s以上的要求，而未实施该方法的单井聚合物溶液井口粘度均低于22mPa.s，无法满足聚合物粘度要求。实施例2胜利油田孤东采油厂某配聚站B，其中单井B10配聚量为150m3/d，单井管线半径为0.05m，管线长度为3km。利用本专利技术的方法保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定，具体步骤如下：(1)油田配聚污水中初始硫化物的去除经检测配聚站配聚污水中硫化物初始含量为3.5mg/L，采用曝气罐曝气方式去除油田配聚污水中初始的硫化物，油田配聚污水在曝气罐有效停留时间为2h，曝气处理后配聚污水中硫化物浓度降至0mg/L，配聚站B聚合物溶液的粘度为65mPa.s。所述的曝气本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：(1)油田配聚污水中初始硫化物的去除采用曝气罐曝气方式去除油田配聚污水中初始的硫化物，油田配聚污水在曝气罐有效停留时间为2‑3h；(2)油田配聚污水中反硝化脱硫菌的检测取现场配聚污水1L，室内密闭隔氧加入反硝化脱硫培养基1g，每隔1d进行硫化物检测，如果3d内没有检测到硫化物的生成，则可以判断配聚污水中存在反硝化脱硫菌；(3)反硝化脱硫培养基初始加药浓度C0的确定C0＝x0q/37r2L，单位：g/L其中：L为曝气罐出口到注聚井井口的距离，单位m；q为注聚井日注聚量，单位m3/d；r为输送管线的半径，单位m；x0为未投加反硝化脱硫培养基时注聚井井口位置硫离子的浓度，单位mg/L；(4)聚合物溶液输送过程中硫离子含量的在线检测在聚合物溶液从配聚站到井口的输送管线井口位置设置硫离子在线检测仪，在线检测仪实时检测硫离子含量x，单位为mg/L；(5)反硝化脱硫培养基加药浓度C的确定反硝化脱硫培养基加药浓度C由下面公式确定：C＝C0[1+0.1int(x/0.05)](6)聚合物溶液输送过程中反硝化脱硫菌培养基的自动加入在聚合物溶液配聚站单井外输管线位置设置自动加药装置，自动加药装置根据上述步骤确定出的加药浓度C加入反硝化脱硫菌培养基。...

【技术特征摘要】
1.一种保持沿程输送过程中聚合物溶液粘度稳定的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：(1)油田配聚污水中初始硫化物的去除采用曝气罐曝气方式去除油田配聚污水中初始的硫化物，油田配聚污水在曝气罐有效停留时间为2-3h；(2)油田配聚污水中反硝化脱硫菌的检测取现场配聚污水1L，室内密闭隔氧加入反硝化脱硫培养基1g，每隔1d进行硫化物检测，如果3d内没有检测到硫化物的生成，则可以判断配聚污水中存在反硝化脱硫菌；(3)反硝化脱硫培养基初始加药浓度C0的确定C0＝x0q/37r2L，单位：g/L其中：L为曝气罐出口到注聚井井口的距离，单位m；q为注聚井日注聚量，单位m3/d；r为输送管线的半径，单位m；x0为未投加反硝化脱硫培养基时注聚井井口位置硫离子的浓度，单位mg/L；(4)聚合物溶液输送过程中硫离子含量的在线检测在聚合物溶液从配聚站到井口的输送管线井口位置设置硫离子在线检测仪，在线检测仪实时检测硫离子含量x，单位为mg/...

【专利技术属性】
技术研发人员：钱钦，徐鹏，张守献，曹嫣镔，徐闯，潘永强，袁长忠，冯逸茹，宋永亭，林军章，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：山东,37