海洋石油油田生产水处理工艺及技术研究

在油田开采过程中,关于污水处理相关技术人员已经总结出物理和化学的处理措施和工艺,并且已经得到了广泛的应用,但是在海上油田生产过程中进行水处理工作,面临着较大的难度,主要在于海上平台处理空间有限,海洋环境也会对作业提出严格的要求,无法从普通的水处理技术中进行借鉴,对此应当积极探索更加先进和高效的水处理技术。     

南海西部W12-1油田生产水处理系统结垢分析

针对南海西部W12-1油田生产水处理系统严重结垢影响生产的实际问题,在现场调查和实验分析的基础上,对结垢的原因和机理进行了分析研究。结果表明污垢的主要成分为钙和镁的碳酸盐,其中主要是碳酸钙。结垢的原因是由于油田生产水中的可溶性碳酸氢盐(钙盐、镁盐)在加热或压力降低的条件下发生分解,生成不溶性的碳酸盐沉淀,结晶生长成坚硬的水垢附着在管道及阀门内壁,从而影响生产。根据结垢特点和实际经验提出了相应对策。     

油田水处理系统的水质检测与分析

油田注水系统中经常存在这样或那样的问题。譬如：系统中管线和设备的腐蚀,由悬浮物或细菌引起的过滤罐或地层的堵塞等。本文介绍了通过对油田水处理系统的水质测试,判断系统存在的问题和解决问题的方法。     

老油田注水系统的节能改造

长庆油田是典型的低渗透油田,注水系统用电量占油田总用电量的30%,为油田能耗大户。文章针对这种情况,分析了长庆油田老油区注水效率低、能耗较高的影响因素和主要原因,并以安塞油田为例,制订了系统的调整改造方案,通过注水站的改造、局部井口增压、注水管道优化等方案的实施,提高了注水系统效率,使注水系统单耗平均值降低至5.29kW.h/m3。     

南海西部W12—1油田生产水处理系统结垢分析

针对南海西部W12—1油田生产水处理系统严重结垢影响生产的实际问题，在现场调查和实验分析的基础上，对结垢的原因和机理进行了分析研究。结果表明污垢的主要成分为钙和镁的碳酸盐，其中主要是碳酸钙。结垢的原因是由于油田生产水中的可溶性碳酸氢盐（钙盐、镁盐）在加热或压力降低的条件下发生分解，生成不溶性的碳酸盐沉淀，结晶生长成坚硬的水垢附着在管道及阀门内壁，从而影响生产。根据结垢特点和实际经验提出了相应对策。     

满足阿布扎比油田环境要求的注水系统

阿布扎比油田为了稳定其原油产量，提高油气采收率，专门对注水系统的设计进行了研究。本文着重对注水系统的一些细节问题如泵的选择，井口管道系统以及选材与腐蚀控制等方面问题做了详细介绍。     

岔河集油田地面注水系统整体改造技术

针对岔河集油田地面注水系统暴露出的效率低、能耗高、水质不稳定等问题,对全油田注水系统进行了调整改造,主要包括管网优化调整、选用高效注水设备、完善污水处理工艺等措施,改造后取得了如下成效:管网压力损失从3.1MPa下降到0.6 MPa,管网效率由46.2%上升到66.47%,地面注水系统效率由38.3%提高到55.96%,恒流配水技术实现了注水量随压力变化在线自动调节,降低了员工的劳动强度,消除了安全隐患。     

油田注水系统生产运行优化

通过建立基本单元和注水管网的数学模型,来描述注水系统的基本特征。以注水泵的排量为设计变量,建立起注水系统生产运行优化的数学模型。依据模型的特点,提出了约束条件转化策略和二层递阶迭代的优化方法,可以给出不同配注条件下注水系统优化的开泵方案和最佳的运行参数。此项技术在大庆杏南油田使用,表明实施注水系统生产运行优化,能够降低注水单耗,提高注水系统的运行效率,从而降低原油生产成本,提高了油田的经济效益。     

羊二庄油田注水管网的改造

羊二庄油田注水系统工艺流程由原来的注水单井→配水间→注水泵站两级布站方式简化为注水泵站直接对应注水单井的一级布站方式生产,简化掉注水系统中的配水间环节,注水井直接与注水干线相连,注水井水量的计量也由配水间转移到井口直接进行计量。与原运行方案比较,注水系统效率提高了7.13%,注水系统单耗降低了0.96 kW.h/m3,能够有效降低注水系统耗单耗。     

海水-干原油换热器故障分析和改进措施

对渤海曹妃甸油田海水-干原油换热器运行2 a来出现的几次故障进行了分析,并由此进行了相应改造,实施效果良好,可供今后类似换热器的安装、调试、操作与维修参考。     

渤海油田生产水处理技术进展

中国海洋油气田生产在我国油气田开采中占据重要地位,随着渤海油田平台进入生产中后期,油田在开采过程中面临采出液中第一副产物含水质量分数增大、成分愈加复杂和油水乳化加剧的问题.对渤海油田生产水处理工艺及设备进行总结,重点介绍适用于渤海稠油油田及轻质油田生产水处理工艺,并对斜板除油器、旋流除油器、气浮除油器、多介质过滤器和新...     

渤海SZ36-1油田清水污水混配产生沉淀原因分析

研究了渤海SZ36-1海上油田采油污水和注入水(浅层地下水,清水)混配时产生黑色絮状悬浮物的原因。污水和清水矿化度不高(8988和5915mg/L),腐蚀性强,腐蚀速率分别为0.746和0.786mm/a,SRB和TGB菌含量很高,在25∶75~80∶20体积比范围混合时产生黑色悬浮物,50∶50时生成量最高。该悬浮物含8?S,2?2S3及90%有机物,是析出的FeS(及Fe2S3)吸附水中大量油性杂质形成的。污水含大量S2-和少量Fe2 Fe3 ,S2-来自储层(酸性油藏)流体中的H2S和SRB菌的代谢过程。清水含CO2等,腐蚀性强,金属腐蚀产生Fe2 及Fe3 。利用OLI公司的腐蚀分析软件求得该系统的的主要腐蚀因素是H ,H 来自HCO3-和H2O的电离,主要腐蚀产物为FeCO3,清水中的Fe2 即来自FeCO3。表3参3。     

浅谈崖城气田降压后生产水工艺系统改造

针对崖城气田生产后期气井压力和生产分离器的控制压力下降导致生产水在生产分离器内沉降时间变短使排海生产水中含油质量浓度升高的问题,通过增加1台撇油罐并对工艺系统进行改造,配合现有的污水处理设施,将排海生产水中含油质量浓度降至15 mg/L以下,达到了GB 9414—2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》中的三级海域排放标准,效果较好。     

绥中36-1油田整体开发将首次大规模采用生产污水回注

分析并说明了绥中36-1油田整体开发将采用的生产污水回注方案,以及该方案对工程投资的影响和对环境保护的意义。     

已建水驱原油处理系统对含聚采出液的适应性研究

针对油田长垣老区已建水驱原油处理系统来液中已经普遍含聚,导致系统处理难度增大的问题,进行了室内测试和现场负荷调整处理试验,确定了已建水驱系统对不同含聚浓度采出液的处理负荷,并据此提出了水驱见聚后游离水脱除器设计指标。当聚合物质量浓度为150~250 mg/L时,普通区块原油沉降时间为17 min可以达标;当聚合物质量浓度为250~350 mg/L时,普通区块原油沉降时间为20 min可以达标;当聚合物质量浓度为350~450 mg/L时,普通区块原油沉降时间达到27 min可以达标。在新建产能开发方案中应用该成果,可有效利用已建水驱采出液处理系统,降低聚驱处理站场建设投资。     

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．     

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。     

缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价

涠洲12．1海上油田生产污水温度高（85--90℃）、Cl^-浓度高（12．5～17．8g／L）、矿化度高（30--40g／L），因而具有较大腐蚀性，且成垢离子HCO3^-、Ca2^＋、Mg^2＋等浓度高，SI值为1．96--2．00，结垢性也较强。针对此状况研制了咪唑啉类缓蚀阻垢荆NY-HGA。80℃下在该污水中加入40mg／L的NY-HGA，使A3、N80、K0—95钢的腐蚀速率分别由0．084、0．080、0．068mm／a降至0．059、0．064、0．063mm／a（同时加入20mg／L脱氧荆），使污水结垢率降低96．2％。在涠洲12—1油田生产系统进行NY-HGA应用试验，用美国Corrpro公司的旁通式腐蚀仪在线监测排海污水的腐蚀速率，在原处理工艺条件下（48mg／L缓蚀剂IMC-80-N＋56mg／L阻垢剂V402＋67mg／L清水剂JPA-Ⅱ）腐蚀速率为0．08806mm／a，只加清水荆时腐蚀速率高达0．8663mm／a，不加阻垢荆而改加37mg／L NY-HGA时腐蚀速率为0．02475mm／a，只加清水剂和NY-HGA时腐蚀速率为0．03162mm／a。因此，在涠洲12．1油田用NY-HGA代替IMC-80-N和V402可满足油田腐蚀控制要求．图5表4参5．     

渤海边际油田远程遥控无人注水工艺设计与实践

为提高远距离依托注水开发的边际油田经济效益,降低开发门槛,提出远程遥控无人就地注水开发方案.在远程注水方案的基础上,利用平台设置水源井提供注水水源,并设置水源井水处理设施和注水处理设施,通过自动化升级和可靠的远程监控实现就地无人注水,进而简化工艺流程,便于无人常态化操作,日常人员登平台频率可达7?10 d.不必敷设长距...