采油污水回注预处理实验研究

延长油田子长采油厂采油污水水质复杂,含油量和固体悬浮物含量变化幅度大,腐蚀结垢性强。采用絮凝沉降和缓蚀阻垢技术对采油污水进行回注预处理实验研究,实验结果表明:通过调节pH值和PAC、PAM加量对采油污水进行絮凝沉降加过滤处理,可以将采油污水中含油量和固体悬浮物含量分别降至3 mg/L和5 mg/L以下,HSZG-3缓蚀阻垢剂加量为30 mg/L时,腐蚀速率远小于0.076 mm/a,结垢量降至10 mg/L以下,满足注水处理要求。     

延长油田冯坪集输站采油污水回注处理工艺研究

为了保证冯坪集输站采油污水达标回注,针对其原处理流程处理后水含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高,腐蚀、结垢严重的特点,采用化学氧化/絮凝沉降处理工艺,通过对p H值、除硫剂、絮凝剂、助凝剂进行优选,确定适合该站污水回注达标的工艺参数。实验结果表明:当p H值为7.5、除硫剂加量15 mg/L、PAC加量80 mg/L、PAM(1 200万)加量1.0 mg/L,先加PAC后加PAM,加药间隔20 s~30 s时,处理后水悬浮物含量0.5 mg/L,含油量0.54 mg/L,平均腐蚀速率、结垢量、细菌含量分别为0.036 mm/a、2.6 mg/L、10个/毫升,达到油田回注水水质标准。     

含聚污水回注对油层伤害研究

利用萨南开发区处理后的含聚污水和萨葡差层、高台子层天然岩心,在室内测定了含聚污水的流变性及其与油层水的配伍性,并模拟油层流体条件,用含聚污水做了岩心驱替实验,对含聚污水注入后对油层造成的伤害程度给出了定量的评价,为确定含聚污水回注萨葡差层和高台子层的可行性提供依据。     

大牛地气田产出污水回注防垢技术研究

大牛地气田产出污水既不能注入生产层影响天然气开采,也不能排放地面污染环境,需打新井选非产层进行污水回注,为此对采气井产出污水和回注层的地层水进行了系统的水性分析及配伍性试验研究,依据混配水结垢研究结果进行了阻垢剂优选,提出了稳定地层吸水能力的有效途径。     

龙岗气田水异层回注可行性研究

目前对气田水最有效的处理方式是异层回注处理,但对不同气藏的气田水进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须进行配伍性实验。针对龙岗地区飞仙关组和长兴组气田水的水质特征,与回注层沙二段岩心进行了配伍性实验,研究了龙岗气田水异层回注的可行性,评价了影响回注的因素,并提出相应的解决措施。在岩心伤害实验的基础上,推荐了气田地层水回注的水质指标,确定了最佳混注比例。     

白音查干油田污水回注配伍性试验与评价

白音查干油田地层水具有高SO4^2-、Cl^-、高矿化度的特征,水型大都为Na2SO4型。试验表明：油井产出水混合、混合水注入油井后均会产生结垢现象,配伍性较差。但经净化、絮凝、过滤及阻垢处理后,能够达到混合回注对水质的要求。     

纯化油田回注污水改性处理可行性研究

纯化油田是典型的多层系、薄互层、中低渗透油田,油田开发方式主要以注水开发为主.自1992年回注污水以来,由于水质不合格,给油田开发带来了较大的危害.针对此种情况,在室内开展了改性水处理研究,主要从改性处理水处理工艺、改性水与地层水配伍性、不同含油量的改性水对地层损害程度及不同粒径中值、不同细菌含量、不同pH值的改性污水水质对地层伤害等几个方面进行了试验研究,试验结果表明,纯化油田回注污水进行改性处理是可行的,处理后的水对地层基本无伤害.     

大牛地气田污水回注井回注压力过高原因及对策研究

针对大牛地气田W-4污水回注井回注压力急剧升高的问题,通过岩心环境扫描电镜(ESEM)和储层岩心敏感性评价实验对其进行分析研究。结果表明,该储层岩心内部含有绿泥石、绿/蒙混层和其他一些易引起储层岩心敏感性的黏土矿物;储层岩心具有弱速敏、强水敏,而且随着回注水累积孔隙体积倍数的增大,岩心渗透率不断下降。为此,提出在现场回注作业中,优化回注水水质,特别是水中悬浮固体含量小于1.0mg/L,防止回注水中悬浮固体含量过高,堵塞地层岩心微小裂缝孔隙和喉道,损害储层。要控制污水回注速度在临界流量之下。若是回注速度过大,岩心内部的黏土矿物或非黏土矿物在较大速度的回注流体冲刷之下,会发生松散、运移,最后堵塞储层岩心微小孔隙喉道,造成渗透率下降,回注压力升高。     

用油田回注污水配制水基压裂液的研究与应用

为了解决陕北油田压裂施工用水短缺的问题，研究应用油田回注污水配制水基压裂液。在分析陕北油田回注污水水质的基础上，进行了回注污水pH值对压裂液性能的影响试验、回注污水与压裂液添加剂的配伍性试验及用回注污水所配制压裂液性能的评价试验。试验结果表明：回注污水与压裂液添加剂配伍性较好；用回注污水配制压裂液时，回注污水的pH值应为7～8，稠化剂加量不小于0．5％，稠化剂与水混合时间不小于20min；用回注污水配压裂液的使用最佳时间在配制好后8h以内，回注污水压裂液与清水压裂液相比除破胶快外，其余性能指标基本相当。陕北油田应用油田回注污水配制的压裂液进行了20余井次的压裂施工，施工效果表明，该压裂液能满足陕北油田低温地层对压裂液性能的要求。     

延长油田长2与长6地层采出水混合结垢规律研究

采用静态模拟法对延长油田瓦窑堡采油厂长2与长6层位采油污水混合结垢规律进行了室内实验研究。结果表明,两种采油污水均属高矿化度污水,当长2与长6采油污水混合比例大于1.5:1,反应24小时后,会产生大量硫酸钙垢,结垢量均大于3000mg/L。当长2与长6采油污水混合比例小于1:4,反应8小时后,结垢量均小于250mg/L。长2与长6的高比例混合水中仍然残留有大量钙离子,与长2地层水混合时结垢量仍大于220mg/L,不适合回注。长2与长6的低比例混合水经絮凝处理、地面反应除去部分结垢离子后,与长6地层水混合时,结垢量小于40mg/L,可以部分回注长6地层。     

河水与长6地层水混合特征研究

为了降低河水与长6地层水混合水回注长6地层时因结垢造成的伤害,通过离子含量、结垢量及垢型、混合水失钙率分析等,研究了陕北油田某采油厂河水和长6层产出水的混合性质;运用岩心流动实验评价了混合水对长6地层岩心的伤害。结果表明：长6地层水的矿化度为80000 mg/L以上,河水矿化度为120 0 mg/L左右; 30℃下,河水、长6地层水的体积比为6:4时,混合水的失钙率及结垢量最高,分别为9.5%和36 mg/L;处理过的混合水与长6地层水以体积比7:3混合后的失钙率及结垢量最低,分别为0.59%和 21.5 mg/L;经过处理的混合水悬浮含量、含油量分别由处理前的68 mg/L、115 mg/L降低到处理后的2.6 mg/L、3.7 mg/L,且注入体积为1～15 PV时,岩心伤害率为14.29%,低于20%。     

榆林某气田污水回注井堵塞原因分析

分析了榆林某气田污水回注井堵塞原因,为现场解堵施工的优化提供了实际和理论依据。通过对污水回注系统中回注罐沉积物组成分析和沉积物上清液水质分析来研究污水回注井堵塞原因和机理。回注罐罐底沉积物粒径大、含油量高、CaCO3和酸不溶物含量占其质量的50％以上,回注罐底部水中细菌含量远远高于回注污水水质指标。由此得出：污水回注井堵塞原因可能为悬浮固体或残油导致的孔隙通道堵塞、回注污水与地层水不配伍或自身引起的结垢堵塞和微生物繁殖造成的有机物堵塞。     

海上聚合物驱油田产出污水回注地层的结垢机理

为有效预防含聚合物(含聚)污水回注地层产生结垢,以海上聚合物驱示范油田绥中36-1油田含聚污水回注为例,通过室内配伍性实验及岩心动态损害评价,结合核磁共振、环境扫描电镜等仪器对比研究了含聚污水与常规水驱生产污水结垢机理的差异。结果表明,绥中36-1油田回注水均结碳酸钙垢,普通污水中碳酸钙垢自型程度高,呈立方体状,粒径20μm;含聚污水中的产出聚合物加剧了不配伍程度,并通过分子链上的—COO-与Ca2+匹配,调控碳酸钙多边晶型向球形纳米微晶方解石(5μm)形态转化,结垢晶体间相互黏连,并与悬浮物、地层微粒、残余聚合物等相互交联成团,形成复合堵塞物,对储层的伤害程度大于常规水驱生产污水,堵塞形式为复合堵塞物附着于骨架矿物表面、充填粒间孔或膜状物直接封堵孔隙喉道,且主要是对大、中型孔喉造成堵塞,加深了储层伤害深度及复杂程度。研究结果对聚合物驱油田水质指标体系的优化有重要参考价值,同时可为现场调控含聚污水水质提供理论依据。     

含聚合物污水回注对高台子组油层的污染研究

聚合物驱油提高了大庆油田原油采收率.但是,聚合物驱采出水的处理复杂、困难.通过将双15水和双30水以及含不同聚合物浓度的水样分别注入大庆油田高台子组油层模拟现场实验,根据对含聚合物污水回注前后的岩心分析和水质分析,研究了含聚合物污水的不同水样注入油层的污染情况.试验研究表明,双15水作为渗透率小于10×10-3～30×10-3μm2的油层注入水时,聚合物浓度应小于100 mg/L,作为渗透率大于60×10-3～90×10-3μm2的油层注入水时,聚合物浓度应小于200 mg/L.双30水不能作为渗透率小于10×10-3～30×10-3μm2的油层注入水,但可作为渗透率大于60×10-3～90×10-3μm2的油层注入水,聚合物浓度应小于50 mg/L.     

王27断块油藏污水回注对吸水层的损害研究

大港油田王27断块油藏自1992年全面投入经处理过的生产井污水回注工艺开发仅6个月就表现出严重的注采矛盾：注水量快速下降水注不进,泵压已接近地层破裂压力;生产井采油量迅速递减,严重影响了油田的正常生产。通过注水井井口水样分析、注入水与井下岩心在全模拟条件下的流动实验研究表明,注入水水质不达标以及注水工艺不合理是造成吸水层损害的根本原因,其中包括：注入水中含油量超标156倍,渗透率损害25％～52％, 损害深度13m;水中悬浮不溶固相颗粒粒径超标3．7倍,含量超标100倍,渗透率损害53％～66％,损害深度1．2m;腐蚀率超标;注水强度超过临界注水强度1倍。     

胜利油田东四联采油污水水质分析

随着油区储量的减少,原油开采难度逐步加大,通过注水驱油成为现在通行的采油方式。注水驱油虽然能够提高石油的采收量,但是导致采出液的含水比例越来越高。油水分离后,这部分含油水成为采油污水。部分采油污水可以经过处理后回注到地层,达到采油污水再次利用的目的,但是回注污水的处理也成为一个难题。而且随着二元甚至三元驱油技术的大量应用。添加的水溶性聚合物和表面活性剂导致了回注水的处理难度越来越大。采油污水水质的分析对采油污水的处理有着至关重要的作用,我们通过多种方法,利用质谱、红外、ICP电感耦合等离子体等检测方法对胜利油田东四联的回注污水进行了细致的检测,并且提出了采油回注污水的的优化处理建议。     

渤西油田污水回注储层损害评价研究及化学保护措施

在储层特征分析和污水水质评价的基础上,开展了渤西油田污水回注的室内评价研究。通过计算机预测、静态结垢实验和动态结垢实验对污水与地层水相容性进行了研究,结果表明污水与地层水都存在不同程度的结垢。污水与储层岩石配伍性实验结果表明,污水对储层渗透率存在一定的损害。损害的机理可归结为水敏、固相颗粒堵塞等。进行储层保护的化学方法研究,通过室内评价实验,优选了黏土稳定剂和防垢剂,并推荐了加药浓度。     

涠洲油田群生产污水作为注入水可行性研究

根据涠洲油田群生产污水的来源情况,对各油田不同区块代表性油井的产出水进行了水质分析,明确了不同油田不同层位地层水的性质,并根据各油田不同年份产水量预测及注水量需求,确定不同时期生产污水水样中各油田产出水的混合比例,模拟配制代表性水样。在对代表性水样水质分析的基础上,重点对生产污水的结垢、腐蚀进行了系统评价。研究结果表明:涠洲油田群不同时期代表性生产污水自身和与地层水混合后均具有结碳酸钙垢和硫酸钡垢的趋势;代表性的生产水样自身结垢量均在310mg/L以上,与地层水混合后,结垢量明显增加;腐蚀以氧腐蚀和细菌腐蚀为主。若进一步增加污水处理设备,优选防垢和防腐剂,使处理后的生产污水水质达到合适的指标,作为储层注入水水源是可行的;生产污水作为注入水水源既能满足节能减排的要求,又有利于保护海洋环境。     

新疆油田污水处理后净化水回注跟踪

离子调整旋流反应法处理技术是对油田污水的离子进行调整从而实现水质净化和稳定,因此处理前污水和处理后净化水中的离子成分和浓度发生了较大的变化,为了考察处理水回注油田对地层的影响、管道的结垢、腐蚀趋势,我们开展了处理水回注油田的水质跟踪评价工作。鉴于六九区稠油污水处理厂、81#原油污水处理站是目前新疆油田最大的两个污水处理站,六九区厂约2/5处理水和81#站全部处理水供采油二厂油田注水,且采油二厂油田辖区有34个开发油藏,其地层特性基本涵盖了新疆油田所有开发油藏的地层特性,因此将采油二厂油田辖区油田的回注作为跟踪评价对象。     

桩西油田回注污水对储层损害的室内实验研究

桩西油田回注污水水质多项测定值超过行业标准B3级指标。结合桩西油田实际情况讨论了5种因素对地层渗透率的伤害:悬浮固体颗粒;含油量;污水腐蚀;细菌(腐生菌和硫酸盐还原菌)及其代谢和腐蚀产物;污水结垢(预测及注水井油管、地面管线结垢物组成)。在模拟油藏温度(120℃)、压力(30MPa)下,用4组油藏岩心(用2%KCl溶液测定的基准渗透率在0.05×10-3～2.0×10-3μm2范围)分别考察了含不同粒径(<0.45,<0.2,<4.0μm)固体颗粒、不同乳化原油含量(10和20mg/L)、不同铁含量(10和15mg/L,以Fe(OH)3计)的模拟实验污水及现场回注污水对岩心渗透率的伤害程度,结果表明:在本实验条件下,悬浮固体颗粒的伤害程度随渗透率减小和颗粒粒径增大而增大;乳化油滴的伤害十分严重;胶态铁在高浓度(15mg/L)才造成伤害;现场回注污水对基准渗透率～1.0×10-3和～0.05×10-3μm2的2个岩心的伤害程度相当高,渗透率较低时伤害较严重。图11表3参1。