油田回注污水水质控制指标优化方法研究与应用

针对现有回注污水水质指标和水质标准研究方法存在的一些缺陷,以经济最优化为目标,建立了新的水质伤害预测与水质指标优化方法,通过不同水质条件下注水伤害率、污水处理成本、增注频次、注水综合成本预测,确定了代表低渗储层的沙埝油田回注污水合理水质指标。通过沙埝油田新旧水质指标对比,新水质指标兼顾了储层保护、污水处理工艺水平、处理成本和增注周期,更加符合现场实际,操作性更强。     

气田水回注水质指标的研究

气田水回注是气田开发的一项重要基础工作,为使气田水回注有章可循,通过对四川气田地层资料和各矿气田水回注现状调查了解,借鉴国外注水水质标准和国内自五十年代以来各个时期设计规范、技术规定,以及各油田提出的注水指标,研究制定了“气田水回注水质推荐指标”,作为制定四川石油局气田水回注指标标准的依据,并为今后逐步修订和完善打下基础。     

特低渗透油田水质处理及污水回注

大庆头台油田属于典型的特低渗透油田,根据地质部门岩芯分析资料统计结果显示,有效孔隙度一般分布在12％～19％之间,空气渗透率一般分布在1.0×10-3～12×10-3μm2,其中扶余油层为1.0×10-3～1.3×10-3 μ m2,葡萄花油层为12×10-3μm2.特低渗透油田由于孔隙度和渗透率较低,孔喉半径较小,因此比较容易产生油层堵塞、注水困难等问题.按照大庆油田对注水水质要求,特低渗透油田应为“5·1·1”标准,即含油量≤5 mg/L,悬浮物固体含量≤1 mg/L,悬浮物固体粒径中值≤1μm.如果采用普通过滤器过滤,很难达到以上标准.双层膨胀式精细过滤器自2003年就开始在头台油田应用,其中2009年在3号转油站水质站的应用,较好地解决了该站水质差以及头台联合站深度处理后污水不能完全回注的问题.     

岔河集油田污水配制弱凝胶的室内研制

根据岔河集油田产出污水的实际情况，用聚丙烯酰胺和无毒环保型交联剂柠檬酸铝进行弱凝胶的研制。通过对主剂、交联剂和添加剂浓度的筛选，研制出适用于该油田油藏的无毒环保型弱凝胶体系，并对最佳配方的稳定性、封堵性和提高采收率程度等方面进行了室内评价，在实际研制过程中有效地解决了铁离子降解的问题。     

油田污水回注缓蚀剂的研制及机理

本文研究合成了各种咪唑啉类缓蚀剂,并进一步季铵化得到一系列咪唑啉衍生物.通过挂片试验、线性极化、交流阻抗和极化曲线测试评定了缓蚀剂的性能并优选出HO-8缓蚀剂.同时研究了油田污水中H₂S等因素对缓蚀性能的影响,及温度、矿化度和其它水处理药剂对缓蚀剂成膜速度的影响.采用红外光诸、核磁共振、俄歇能谱等分析技术探讨了咪唑啉类缓蚀剂的作用机理:它在金属表面吸附成膜,当H₂S存在时,缓蚀剂分子与FeS形成表面络合物,因而增强了膜的保护性.HO-8缓蚀剂可作为多功能水处理药剂应用于油田污水回注处理.     

安塞油田污水回注防腐工艺研究

安塞油田污水具有严重的腐蚀性,对油田地面管线、污水处理设备等造成了极大的威胁。通过室内及现场试验对安塞油田污水腐蚀速度和类型进行了全面评价研究,认为其腐蚀类型主要为CO2腐蚀、细菌腐蚀和H2S腐蚀。在此基础上,确定了油田地面管线及污水处理设备的防腐措施,完善了加药系统。从而为安塞油田污水防腐工艺提供了有效的参考。     

岔河集油田污水配制弱凝胶的室内研制

根据岔河集油田产出污水的实际情况,用聚丙烯酰胺和无毒环保型交联剂柠檬酸铝进行弱凝胶的研制。通过对主剂、交联剂和添加剂浓度的筛选,研制出适用于该油田油藏的无毒环保型弱凝胶体系,并对最佳配方的稳定性、封堵性和提高采收率程度等方面进行了室内评价,在实际研制过程中有效地解决了铁离子降解的问题。     

油田污水回注改造工程环境影响案例分析

以某油田联合站含油污水回注改造工程为例,介绍了工程改造前的原有污染情况,主要污染为少量烃类的无组织挥发、生活污水、含油污泥、噪声等。通过调查环境质量现状,分别从工程施工期及运营期分析了在大气、水、噪声、固体废物、生态方面可能产生的环境影响,通过采取相应的污染防治措施和生态保护措施:生产污水全部回注地下、生活污水达标处理、避免夜间施工、含油污泥统一回收并委托有资质的单位处理、噪声排放控制等,工程对环境的影响控制在可接受的范围。     

油田回注污水处理技术探讨

在油田开发过程中,含油污水需要经过处理达到一定的水质指标方可进行回注,为了保证污水处理达标的效率和质量,从原来的重力式污水处理流程到现在的诱导悬浮—全自动双滤料过滤等方法,污水处理技术在不断的发展和进步,出现了许多新的技术和工艺.本文主要对油田回注过程中采用的污水处理技术进行探讨.     

滨南油田一区回注污水的实验研究

滨南油田一区油井含水率已高达９０％以上，采出的大量地层水（污水）回注地层，但由于污水的水质不能满足储层的要求，回注后在１５～２０ｄ的时间内回注井的吸水能力就大幅度下降，通过综合研究及模拟实验表明，回注污水对该区储层的伤害机理是污水中的４３．７６％的固相颗粒与储层喉不匹配，对储层产生了严重的堵塞，有端面堵塞也有孔喉内的深部堵塞，对储层的伤害率平均为９３．８５％，从减轻对储层伤害的角度出发，通过流动实     

油田水缓蚀剂YZHS-1的研制与应用

水质分析数据表明,长庆第三采油厂各区块采出水矿化度高,含大量H2S及SRB菌。典型区块5口采油井油管内腐蚀产物主要成分为铁氧化物、硫化物、碳酸盐及其他无机垢物,由此判定主要腐蚀因素为H2S、CO2、SRB及不均匀结垢。为此研制了缓释剂YZHS-1,其组分有具有成膜和杀菌作用的季铵盐化咪唑啉衍生物,具有缓蚀、阻垢作用的一种膦酸盐及分散剂。YZHS-1加量为100 mg/L时,A3钢55℃时在各典型区块采出水中的腐蚀速率为0.018~0.037 mm/a,缓蚀率>80%。在腐蚀严重的120口油井使用YZHS-1,首次从油套环空加入150 kg YZHS-1,以后每隔5天加剂一次,加量视产液量大小(<10,10~20,>20 m3/d)分别为5、10、15 kg。加剂后39口井的平均检泵周期由83 d延长到158 d,81口井由164 d延长到256 d以上,最长达到488 d,井下管柱和地面集输系统的腐蚀明显减轻。表4参6。     

油田采出水处理专家系统

我国各大油田大多采用注水开发方式,为节约能源和保护环境,采出污水一般经过处理后回注油井。为适应油田需求,开发出了一套油田采出水处理的专家系统,系统主要采用正向推理机制,并将知识库和推理机分离,增强了系统的灵活性和可维护性。     

一种降低污水腐蚀性的油田污水处理技术

胜利东辛油田广利污水站处理后回注油田污水腐蚀性很强。注水井管柱和地面管线腐蚀极为严重。多次检测结果表明腐蚀速率高达0．24～0．28mm／a。腐蚀是由氢的去极化反应和硫化物引起的。污水在沉降罐停留时间长达15h，但沉降后污水中悬浮固体、含油、总铁仍大大高于行业标准的要求。使用已申请专利的一种电化学处理设备，在不同运行参数下在现场对未加水处理剂的污水进行预氧化处理，然后在pH=7．0进行混凝沉降1h，在运行参数（氧化程度）适宜时，砂滤后水质（悬浮固体、含油、Fe^3＋、∑Fe和滤膜因数MF）完全达到要求。预氧化后的污水容易混凝沉降，所用混凝剂（HPAM、HPAM＋硫酸铁、HPAM＋硫酸铝）效果相仿。预氧化使污水腐蚀速率增大。提高混凝沉降pH值（6.5-8．0）使水质普遍变好，腐蚀速率下降，但污泥生成量增多，合理的pH值为7．0。这时腐蚀速率为0．052mm／a。预氧化/混凝处理后污水矿化组成变化很小，Ca^2＋、HCO3^-浓度和结垢趋势减小。表7参5。     

油田回注污水三项水质指标检测方法研究

胜利油田按照行业标准SY／T5329-1994检测油田回注污水特别是精细过滤水水质时，发现某些指标测定值误差较大或不能反映水质好坏。悬浮固体含量测定误差来源于水质的不稳定性，通过避氧取样、水样密闭及添加稳定剂可得到准确的测定结果。含油量测定中，汽油萃取法只适用于含油量大于10mg／L的污水，精细过滤水含油量低，建议用石油醚萃取，在波长225nm处测紫外光的透光度，求得含油量。粒径中值反映水质好坏有局限性，建议增加水样中固体颗粒总数和颗粒直径数量分布两项指标，并根据注水地层物性参数判定水质是否合格。图2表3。     

污水降解聚合物因素分析及控制方法

聚合物AT-420在大港港东油田新鲜回注污水中的溶液粘度很低,浓度4 g/L时仅为20 mPa.s,为放置20小时的该污水所配同浓度溶液粘度的1/6。AT-420污水溶液的粘度随污水放置时间的延长而增大,前80分钟增速很快,此后增速大大减小。用抗盐聚合物(一种AM共聚物)所作的研究表明,引起溶液粘度降低的主要因素,在港西油田为Fe2 ,在羊三木油田为Fe2 和H2S;聚合物盐水溶液粘度随Fe2 Fe3 加入量的变化,证实Fe2 是引起溶液粘度下降即引起聚合物降解的主要因素,配制聚合物溶液用的污水中Fe2 浓度宜低于0.2 mg/L。硫脲和硫代硫酸钠均可减轻污水溶液中聚合物的降解。在港东、港西、羊三木三个注聚站的污水储罐上安装了喷淋装置,使曝气污水中Fe2 浓度大大降低,但曝气污水和用曝气污水配制的聚合物溶液储存12天后,Fe2 浓度又升高。建立了污水通气曝氧—过滤除三价铁化合物—除氧三段处理工艺,建成了包括前两段的处理装置,处理后现场污水中Fe2 浓度稳定地降至0.2 mg/L以下。图6表2。     

稳定性二氧化氯的生产工艺及在油田回注污水中的应用研究

扼要介绍了在酸性介质中用H2O2还原NaClO3制备稳定性二氧化氯的工艺,在该工艺中气态ClO2收率>90%,纯度>98%,吸收率>99%,所得液态稳定性二氧化氯产品有效浓度2%～5%,在40±2℃下6个月内有效浓度几乎不降低,在25℃以下存放期为1.5～2.0年。讨论了用ClO2处理油田回注污水时的杀菌、除硫(H2S,FeS等)、清洗管道、疏通地层作用。在含油28.6mg/L、含硫(S2-)26.2mg/L、含悬浮物28.0mg/L、SRB菌数2500个/mL的纯梁首站污水中,加入稳定性二氧化氯产品使ClO2浓度为12.5mg/L可杀灭全部SRB,使ClO2浓度为5.0mg/L可使SRB菌数降至102个/mL以下,达到行业标准要求。N80钢片在该污水中的腐蚀速率(0.1507mm/a)随ClO2浓度增大而降低,浓度12.5mg/L时最低(0.0251mm/a),浓度再增大时则上升。稳定性二氧化氯产品用作油田回注污水杀菌剂时,其适宜用量视水质等情况而定。图1表3参11。     

广利油田污水改性研究

对用碱剂处理高腐蚀性的广利回注污水、进行水质改性及缓蚀、阻垢问题进行了室内实验研究。用单一碱剂(NaOH，Ca(OH)2，NaCO3，NaSiO3)处理后的广利污水(pH=8．5)，腐蚀速率达到注水要求，但悬浮物含量急剧上升。碱处理后加入筛选的二元复配絮凝剂沉淀30分钟的中层水样，腐蚀速率、总铁、悬浮物、含油、SRB数均符合注水要求，但残渣量很大，沉降4小时以后，湿渣率为6％～9％，干渣率为0．09％～0．46％。根据各碱剂的优缺点将碱剂复配，优选出了未报道其组成的3种复配碱剂，与絮凝剂结合使用，使湿渣率降至5％～8％，干渣率降至0．0647％～0．0709％。其中复碱F用量中等而pH值易调，干渣率0．0647％。与地层水相比，复碱改性污水及其与地层水的混合水更易结垢。根据理论预测(60℃)，复碱改性使广利污水的CaCO3结垢性由临界变为结垢，使CaS04结垢性由不结垢变为结垢或临界。筛选了供复碱改性广利污水使用的阻垢剂。以一种标准盐水测定的渗透率为基准，精细过滤广利站处理后回注污水和复碱处理广利污水先后流过3支地层岩心，使渗透率分别下降6．2％～7．8％和3．9％～4．7％。因此，复碱改性并作絮凝、阻垢处理的广利污水可用作注水。大量污泥的处理是待解决的问题．图1表11参5．     

污水配制的Al3+交联聚合物凝胶性能特征

用大庆采油二厂的污水(矿化度4013mg/L)配制不同HPAM浓度的Al3 交联聚合物凝胶,在气测渗透率1 25μm2的人造岩心上,按清水(矿化度729mg/L)—凝胶—污水或清水的注入程序,注入量>5PV,测得凝胶中HPAM浓度为0 6、0 5、0 4g/L时,残余阻力系数FRR(368 6～277 4)大于阻力系数FR(266 7～246 0),二者均随HPAM浓度减小而减小;后续注入清水时FRR较低;凝胶中HPAM浓度为0 3g/L时FRRFR;聚合物溶液的粘度略低,在放置过程中FR和FRR大体不变,FR和FRR值很小且FRR相似文献   

稠油采出水深度处理除硅工艺技术

本文对国内外稠油采出水深度处理回用热采锅炉给水除硅工艺技术和生产运行进行分析总结。对不同水质的除硅工艺进行了比选,提出了选择除硅工艺应注意的主要问题。     

国外油田处理采出水的精细过滤装置

对油田采出水进行深度处理，是为防止水中机杂质堵塞地层，这是低渗透油田采出水回注的关键。而水质深度处理主要依靠精细滤芯过滤器来实现。本文通过对国外新开发的处理采出水的精细过滤装置的调研，着重介绍了陶瓷膜滤器、金属网滤器、膨胀床纤维滤器、聚酰胺滤芯过滤器、针形聚酯纤维精细滤芯过滤器和双层滤芯过滤器。这几种过滤器构思新颖、设计先进、选用范围宽，且代表着90年代初期的国际先进水平。