红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发中,由于注入水水质不稳定,注水配伍性差,注水开发过程中注水系统结垢严重,注水井井况恶化,修井频繁,注水井测调合格率低。经过对红浅稠油污水可行性评价及论证,实现了红浅稠油净化污水回注红山嘴油田,污水回注后需对污水回注地层后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。通过对污水回注效果动态跟踪表明,污水回注后红山嘴油田水质得到明显改善,消除了注水系统结垢,污水回注地层后储层伤害得到有效控制,年可节约油田清水用量73万方。不仅如此,还在合理利用外排污水,减少环保压力方面,为稠油污水回注提供技术储备和技术示范奠定良好基础。     

旋流气浮-过滤工艺在稠油污水处理中的应用

为了实现秦皇岛33-1油田稠油污水就地处理回注,采用旋流气浮-过滤工艺对该油田稠油污水进行处理。结果表明,污水经旋流浮选器和双滤料过滤器处理后,出水水质稳定,油含量平均为7.8 mg/L,悬浮物含量平均为3.1 mg/L,悬浮物粒径中值平均为1.4μm,达到该油田注水水质指标,其中油和悬浮物的平均去除率分别达到99.3%与95.2%。污水就地处理回注可减排污水500 m~3/d,节约地下水500 m~3/d,节省污水处理费用为9 600元/d。旋流气浮-过滤工艺具有流程短、处理效率高、运行稳定、操作简单及占地面积小等特点,在海上小型边际油田极具优势。     

油田污水去除成垢离子处理技术研究

在高效气浮除油、多种新型过滤分离技术的基础上,利用特种阴离子交换树脂去除油田污水中成垢离子的方法,解决了油田在注水开发中管线、设备及地层存在的结垢问题,处理后水质达到油田回注要求。同时在污水处理过程中,对“三废”的有效处置和循环使用,也达到了绿色环保的要求,为油田企业做进一步的实验和推广,起到一定作用。     

塔中四油田注水管线结垢腐蚀影响因素分析

文章对塔中四油田注水管线结垢腐蚀影响因素进行分析，结果表明：影响结垢的主要因素为回注水中高浓度的钙离子、碳酸氢根离子形成的碳酸钙垢；影响腐蚀的主要因素为回注水质呈弱酸性，氯离子和硫化物含量高，氯离子和硫化氢的协同作用加剧了管道的腐蚀。另外，注水管线中井口流速慢，压力降低，注入水质不配伍等因素都会导致结垢腐蚀。因此，应主要选择针对碳酸钙类型的阻垢剂和防氯腐蚀缓蚀剂以减缓塔中四油田管道结垢腐蚀。     

延长油田某水处理系统改造及防垢剂筛选

延长油田某水处理系统滤后水质不达标,输水管线结垢严重,无法满足油田规定的低渗透油藏注水水质的标准,采出水无法有效回注。通过对污水站目前水处理现状进行分析,找出了水处理不能达标的原因,将目前工艺流程改造为"一级重力除油+一级气浮+双滤料过滤+多介质过滤+超滤",改造后滤后污水水质达到"含油≤3 mg/L,悬浮物≤2 mg/L,悬浮物中值粒径≤2μm"的注水要求。根据实验结果筛选出满足技术要求的防垢剂,投加量为60 mg/L,防垢率达到86%。     

浅析滤料反冲洗再生技术

随着油田开发的不断深入,含油污水的杂质含量和油含量较高,出水水质复杂,采出液处理已成为油田开发的重要工作之一。油田每年的采出液和运行污水,处理后全部回注地层,回注水质要求很高,水质不达标直接影响油田开发效果。文中针对油田污水在处理过程中对滤料的污染,出现滤料再生困难、更换周期短等问题,介绍了一种滤料反冲洗再生技术。该技术投入成本低,能够实现滤料的有效再生,延长滤料使用期,具有应用推广价值。     

金秋区块气田水回注增注措施

川中油气矿金秋区块气田水在回注过程中出现注水困难的现象,现阶段的回注污水仅经过自然沉降和普通过滤,需要对水质特征进行分析,针对性地提出增注措施。借助X射线荧光(XRF)、X射线衍射(XRD)、扫描电镜等手段对回注污水进行分析,发现金秋区块回注污水铁含量高,仅普通过滤不能除去污水中的Fe2+,Fe2+与氧接触后还会产生Fe3+沉淀。另外,该区块污水矿化度高、易结垢、腐蚀性强。建议金秋区块的气田水处理流程加设锰砂除铁装置,同时加入适量阻垢剂和缓蚀剂。岩心动态实验表明,锰砂除铁后污水的回注能力大幅提高。     

新疆油田高含盐稠油污水蒸发除盐试验研究

为实现新疆油田高含盐稠油污水资源化利用,减少稠油热采开发过程中的高含盐稠油污水排放量及清水资源消耗量,根据该油田污水水质高矿化度、高盐的特点,提出了机械蒸汽压缩MVC污水蒸发除盐回用处理技术。针对燃煤注汽锅炉排放的高含盐稠油污水开展了机械蒸汽压缩蒸发除盐的现场先导试验,阐述了机械蒸汽压缩的主体工艺流程、工艺技术特点、进出水水质、运行成本、产水率、结垢情况以及试验中存在的问题及改进措施。结果表明,该技术水回收率≥90％,出水矿化度＜50 mg/L,实现了污水的资源化利用。最后针对该工艺应用现状及存在的高投资、高成本等问题,提出相应建议。     

海上采油水处理技术的研究进展

由于海上采油平台寿命短,风险高,因此必须提前采用注水开发方式.介绍了基于海上油田采出水处理后回注和直接注入海水等技术存在的问题,以及国内外最新的采出水超滤除油技术和纳滤软化海水注水技术的研究与应用进展.结果表明,采用超滤/微滤膜特别是陶瓷膜处理采出水,出水水质可达油田回注水A1标准;纳滤软化海水作为注入水的海上采油注水技术,可大幅度降低含油储层的结垢,已在国外得到长期应用,而国内对此研究与应用报道较少.膜技术在海上采油水处理技术中的应用对于提高国内海上采油过程水处理技术水平具有重要的借鉴意义.     

新场气田须家河组地层水回注可行性研究

新场气田开发过程中的地层水产出问题日益凸显， 处理后达到外排标准的成本高。文章从气藏地质特征、采出水水质分析、 与地层水的配伍性分析、回注层储集能力等方面研究了新场气田须五段产出地层水回注的可行性， 并在室内开展了回注水对储层岩心的伤害试验。结果表明：须五段巨厚的泥页岩砂岩互层及层内水平缝发育特征，有着较大的储水能力；采出水成分复杂， 但经预处理后与地层水的配伍性好；对岩心的伤害小，回注后储层渗透率 仅下降1.23％； 储层中的砂岩层具有中等偏强水敏、弱碱敏特征，泥页岩层具有中等偏弱水敏、弱碱敏特征。     

尕斯库勒油田酸化工艺优化研究

尕斯库勒油田为砂岩油藏,在注水开发过程中,因地质因素、储层潜在伤害因素、外来诱导伤害等因素,导致注水井欠注严重,影响开发效果。本文通过酸化工艺的研究,分析出影响酸化效果的四种因素,并从施工工艺、施工前准备工作、施工后水井工作制度几个方面相应研究出了解决办法有效的解决尕斯油田注水井的欠注问题,酸化增注有效率85%,大部分水井酸化增注有效期超过6个月。     

吉林油田乾安采油厂注水系统现状及提升措施

随着吉林油田开发速度的加快,周边小区块低渗透油田所占比例不断上升,对于偏远、零散区块合理高效的开发,对油田稳产、增产具有十分重要意义。根据2015年厂注水系统节能监测成果,通过数据对注水系统作了初步评价,分析影响注水系统效率因素并提出改进措施,采取改善水质、应用变频控制技术、合理调整配注压力、加强设备维修保养、提高在线仪表准确度等措施,对吉林油田分公司乾安采油厂注水系统改造提供了有力的技术支撑。     

油田聚合物含油污泥无害化处理工艺及技术探讨

油田实施聚合物驱三次采油．由于产出污水中聚合物含量高．污水处理系统中含油污泥处理只能靠原始的、落后的处理工艺进行处理。这种落后的处理方法对油田开发造成的危害是原始的含油污泥处理方法造成了各联合站在污水处理工艺过程中．沉降在污水沉降罐、注水罐、污水池中的含油污泥不能有效排出，在系统中形成恶性循环．导致；争化污水中含油、悬浮物和各类细菌严重超标，堵塞地层．使油层吸水能力下降，注水压力不断升高，影响油田开发。统计资料表明，注水井增注措施（主要是酸化）有效期由6—8个月下降到2—4个月，且增加费用和工作量。由于聚丙烯酰胺、弱酸胶联剂、硫化物等具有较强的黏附性．它们在沉降罐、净化污水罐、污水池中不断沉积．造成油田联合站或污水处理站污水处理能力下降，各类罐具的有效处理空间减少，污水水质恶化．不得不打开入孔人工清除罐内聚合物污泥，使清罐周期缩短。外排污水因水质难以达到国家规定的排放水质标准．制约着油田的生产发展和环境保护，同时清出的含油污泥到雨季将造成二次污染。     

烟道气回收利用一体化技术研究

随着世界范围工业化程度的发展,控制二氧化碳的排放量已成为各国关注的问题。烟道气在稠油热采开发中,能够发挥蒸汽和二氧化碳、氮气的协同作用,起到改善注蒸汽的开发效果,提高稠油开发的采收率。通过对烟道气回收利用一体化技术的研究,在实现烟气协同蒸汽提高稠油采收率的同时,可完成对油田污水净化处理并实现烟气余热的回收利用,达到节能减排的双重效果。     

油田产出污水回注对储层伤害评价

在油气田生产过程中会产生大量的污水,为了维持生产和减少环境污染,需要对产出的污水进行处理回注到储层中,这种方式被各油田普遍采用。文章对某联合站处理后水质进行分析,证明油田产出污水得到了较好的处理。对处理后污水开展速敏性和水敏性评价试验,结果表明：注入水和模拟油速敏程度以及模拟地层条件水敏试验结果均为中等偏弱,可满足油田生产需要。     

生化处理技术在含油污水处理中的应用

文章阐述了油田含油污水生化处理技术概况、主要制约因素以及生物降解机理；论述了温度、pH值及溶解氧等主要因素对生化处理效果的影响，并给出了对应的最适宜运行参数；经过与传统重力沉降处理工艺比较，总结污水生化处理的技术特点及适用范围；另外介绍了吐哈油田分公司雁木西油田含油污水生化处理技术的工艺流程、主要构筑物及运行参数。运行结果表明，处理后的水质达到行业回注标准SY/T 5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》中的A2标准。     

浙江油田管5井区块注水处理研究

浙江油田管5井区块属于低渗透区块，油田开发过程中产出水悬浮物（SS）、溶解氧（DO）、硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）等指标严重超标。未经处理的油田污水如果直接注入到地层中，注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率，导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降，从而影响开发效果。因而，对其油田产出水采用内压式中空纤维超滤工艺处理。文章介绍了注水处理工艺及流程，结果表明：超滤工艺出水水质:SS为0.25 mg/L,SRB菌数为0,铁细菌数为17个/mL,腐生菌数0，相关水质指标符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T 5329-94)的要求。     

注水井酸液体系的研究

随着国内油田注水开发的深入,注水井污染堵塞和欠注现象越来越严重,注水井酸化增注越来越被重视。如何解除注水井伤害,以及延长注水井酸化周期是目前国内油田开发生产亟待解决的问题。分析了注水井伤害的主要原因,通过室内实验结果提出了适用于注水井酸化增注的酸液体系。     

海上L油田污水回注层位优选及方案优化

随着海上油田开采进行,产出污水不断增加,限于平台污水处理能力,迫切需要将污水回注到地层中,以满足环保要求。文章以海上L油田为例,提出海上油田污水回注层位优选及方案优化方法,即通过静 态分析、油藏工程、数值模拟等方法,优选L8层作为回注层位,并确定其吸水能力,同时综合考虑工艺方面因素 确定回注井数为4口。根据L油田储层特点及目前生产井位确定了回注井位,预测出不同深度的压力和注水量,最终推荐1口定向井、3口大斜度井、2MPa注水压差的回注方案。该方法为海上污水回注提供了层位优选依据,对海上油田污水处理具有借鉴意义。     

我国油田产出水再利用技术现状及展望

随着我国油气田勘探开发力度加大和新环保法的实施,油田开采过程中耗水量大和污水处理问题是我国油气田企业面临的共同难题。从污水余热回收、污水回注、压裂液重复利用、钻井废水再利用四个方面,介绍了国内油田产出水再利用技术研究进展与应用现状,指出目前存在的污水余热再利用应用范围不广、回注污水利用不合理、化工原料未回收利用等主要问题。并通过文献调研,展望了油田污水再利用技术的发展方向,指出需从污染源头防控入手,研发更加经济环保的液体配方,并深入研究从污水中取热、取水及取化工原料的循环再利用技术,因地制宜制定相应的水质及污水配伍性实验评价标准,实现从源头至末端治理相结合的油田污水清洁生产。