石西油田集输系统防垢研究

石西油田集输系统出现结垢问题 ,在详细分析采出水水质和结垢物组分的基础上 ,对结垢原因进行了分析。结果表明采出水有两种水型 ,这两种水为不相容水 ,混合后易结垢 ;石南油田采出水与石西采出水混合后结垢量增加 ;提出的防垢措施在现场得到应用     

吴起油田清污混注工艺技术

根据吴起油田低孔、特低渗油藏特性,分析了该油区采出水及浅层地下水的水质特征,并通过清、污水配伍性试验,探讨了清、污混配水的腐蚀结垢机理,提出通过清、污混合的方法去除注入水中成垢离子,实现注入水与地层水的配伍.实践应用表明,清污混注工艺技术,可使不同性质的水源经过混合处理后,达到油藏注入水指标要求,有效缓解了吴起油田水资源短缺问题,取得了良好的经济和社会效益.     

陶瓷膜过滤油田采出水时的膜污染研究

膜污染是陶瓷膜过滤技术在梁山水处理中应用的主要障碍。膜污染分为膜面污染和膜孔堵塞两种，其中膜污染结垢主要发生在膜面，膜面污染物由污垢层和凝胶层组成。分析了油田采出水及膜特性及膜污染之间的关系。指出造成膜污染的主要原因是膜面形成了有机物和无机物的混和污垢层，导致这一变化的根本原因是膜面电性质和亲水性的变化。由于提出了两点膜污染的防治措施：（1）对采出水预处理，脱除水中的硫化物；（2）对陶瓷膜预处理，降低膜面原表面活性，减小陶瓷膜表面对采出水中污染物的吸附作用。     

HYC-Ⅱ型高效除油器的研制

1 概述目前全国各油田基本上都采用注水开发方式 ,即注入高压水驱动原油使其从油井中开采出来。据了解 ,国内陆上多数油田目前原油综合含水率达 80 %以上。原油在外输或外运之前要求必须将水脱出 ,合格原油允许含水率为0 5 %以下。脱出的水中主要污染物为原油 ,此污水又是在油田开发过程中产生的 ,因此称为油田采出水。油田采出水除含油外 ,还含有其它多种成份 ,把油田采出水进行处理达到注水水质标准后注入地下 ,是油田采出水最好的出路 ,一方面解决了注水水源 ,另一方面又避免了污水外排所造成的环境污染。油田采出水处理是一个庞大的系…     

生物化学降解处理采出水

在哥伦比亚东部卡萨纳雷牧区，具有集水区众多、地下水位高和对被污染水敏感等特‘点。凯尔特石油公司利用该地区丛生芦苇粮带过滤系统滤除油田采出水中的污染物，芦苇根系可吸收污染物，处理过的水用于农业。建造了三个水洼地的控制排水地下水流处理湿地，约277m‘，用以除去水中的酚醛化合物，日处理生产分离器排放水高达1200m’，处理过的水灌溉7公顷稻田地。这套系统运行1年多，可除去叨％酚醛化合物，预计3年时间达到最高效率。生物化学降解处理采出水@孙伯英     

冀东油田南堡1-5区注入水相容性研究

在油田注水开发过程中,随着注水量的不断增加,部分井存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、不能达到配注要求等问题,严重影响油田开发效果。通过对冀东油田南堡1-5区注入水、地层产出水进行水质分析,并采用室内模拟实验与结垢趋势预测相结合的方式,分析评价注入水与采出水、储层的相容性。静态相容性实验结果表明,南堡油田1-5区注入水和采出水按任意比例混配后,在20℃下不会生成垢,但在90℃下均有碳酸钙垢产生。通过动态相容性实验发现,注入水与储层、采出水不相容,注入水中固相颗粒堵塞,均会导致岩心渗透率不同程度的下降。针对冀东油田南堡1-5区注入水的相容性情况,提出改善措施,以提高注水能力,保持油田注采平衡。     

旅大27-2油田水源水与E3dⅢ地层水配伍性研究

对旅大27-2油田E3dⅢ地层水和注水源井水的组成及配伍性进行了实验研究,结果表明:旅大27-2油田E3dⅢ地层水和水源水均为CaCl2型,在E3dⅢ地层温度(82℃)下,水源水与地层水存在不配伍,两者以任何比例混合后均会产生悬浮物,随着E3dⅢ地层水比例的增加,悬浮物含量越高,旅大27-2油田E3dⅢ地层水和水源水混合后产生的碳酸钙垢会对储层造成严重伤害,在以后的注水时应注意加强防垢措施,可在注入水中加入阻垢剂进行防垢处理。     

杏北油田多元开发方式下采出水平衡探讨

随着油田化学驱油技术的应用推广,油田采出水中普遍出现聚合物,现有的采出水深度处理工艺难以满足深度水质指标,而三次采油(简称三采,包括聚合物驱和三元复合驱)井网和加密井网对深度水的需求不断增多,导致"三采产水过剩、深度水源不足"的矛盾日益突出。分析了杏北油田开发现状及水量平衡存在的问题,论述了油田开发后期水量平衡的基本规划思路,即,分阶段调水、分水质处理、同水质互用,对各油田含油采出水处理系统的优化运行具有一定的借鉴意义。     

热泵余热利用技术在油田的应用

油田在生产过程中产出大量采出水,温度一般在35～ 45℃,稠油油田采出水温度在55～65℃,蕴藏着大量热能.目前大部分油田采出水经过处理后回注或者外排,造成了能量的浪费.热泵技术根据逆卡诺循环原理,可将油田采出水中的低品位热能转化为高品位热能,用于油田生产过程中的供暖、外输原油加热维温、进站液加热等方面,实现了油田采出水中热能的二次利用,既节省了大量的宝贵的油气资源,又减少了由于燃料燃烧所造成的环境污染.     

海上稠油油田水驱开发时效采出比计算方法及评价

由于海洋钻井平台寿命有限,且海上油田相比陆上油田投资成本巨大,一般海上油田开发追求较短的开发周期和较高的采油速度,因此,在海上油田水驱开发效果评价中提出了体现时效性的新指标——时效采出比。基于不同油水黏度比下的含水率与采出程度关系,并利用收支平衡原理确定不同产量级别下的单井经济极限含水界限,进而建立了时效采出比理论值计算方法。以海上稠油油田某2个典型油藏进行了实例计算,得到典型油藏时效采出比理论值及其评价分级标准。通过评价时效采出比指标,可体现海上油田水驱开发时效性的强弱与水驱效果的好坏。时效采出比计算及评价方法的建立,可作为海上油田水驱开发效果评价指标体系的重要补充。     

预处理工艺对膜法处理油田采出水的影响

低渗透、特低渗透油田对注入水水质要求高,膜过滤技术满足了低渗油田对注入水水质的要求,然而由于污染问题没能得到有效解决而影响了推广应用。本文从预处理工艺对膜法处理油采出水的影响角度,介绍了不同预处理工艺对膜法处理油田采出水的影响。     

油田采出水中CaSO4·2H2O溶解度预测

二水硫酸钙是油田产出水中常见的一种成垢物质,但对高矿化度油田产出水还缺乏必要的溶解度基础数据,影响了硫酸钙结垢预测的准确性。实验考察了油田采出水常见成分NaCl、KCl、Mg2 等浓度变化对CaSO4·2H2O溶解度的影响,总结了其对CaSO4·2H2O溶解度的影响规律,在此基础上依据NaCl-KCl-MgCl2混合溶液中CaSO4·2H2O溶解度数据,对25℃下油田采出水中CaSO4·2H2O的溶解度建立经验预测公式。该公式适用于以NaCl、KCl、MgCl2为主要成分、最大浓度不超过300g NaCl/L、120g KCl/L、800mg MgCl2/L的电解质溶液,涵盖了常见油田采出水。     

南海西部低渗油田注入水源选择配伍性研究

南海西部RX-1油田因衰竭开发导致压力系数下降,急需注水补充地层能量。此文在RX-1油田地层水分析基础上,通过静态配伍性实验、动态配伍性试验及岩心配伍性实验,对4种拟注入水源配伍性进行研究。实验结果表明:地层水自身具有结垢趋势;地层水与海水、生产污水及水源井水配伍性差,混合比例7∶3结垢量最大;纳滤水与地层水混合后几乎无沉淀,岩心驱替100 PV渗透率下降20%以内,能够有效降低结垢风险。     

改性注入水对储层保护及注水状况的影响与分析

注入水改性技术是通过离子调整的方法 ,去除水中的CO2 和HCO-3 ,使水质由弱酸性变为碱性。改性处理后的水不仅提高了水质 ,减缓了腐蚀和结垢 ,降低了污水处理成本 ,减少了对环境的污染 ,而且还改善了注水井的吸水状况 ,增加了油田水驱动用储量。该文简要介绍了中原油田注入水质改性技术的现场应用情况 ,研究了改性注入水对油田注水开发的影响 ,对今后进一步提高和完善污水处理工艺 ,改善油田开发效果 ,具有重要意义。     

高尚堡作业区聚合物驱采出液油水分离试验

聚合物驱采油技术的大规模推广在原油上产中发挥了重要作用,但油田采出水中聚合物含量不断增加,黏度也随之增高,水中油滴及固体悬浮物的乳化稳定性加强,污水处理难度加大.分析了冀东油田高尚堡作业区的水质状况,掌握了水中聚合物的浓度范围,模拟该区采出液中聚合物的浓度进行室内试验,总结出该区采出液中含不同浓度聚合物时油水沉降特性和变化规律,提出油田水处理系统适宜的聚合物浓度范围,评价了破乳剂的效果,为油田生产提供参考.     

改性注入水对储层保护及注水状况的影响与分析

注入水改性技术是通过离子调整的方法,去除水中的ＣＯ２和ＨＣＯ＾３,使水质由弱酸性变为碱性,改性处理后的水不仅提高水质,减缓了腐蚀和结垢,降低了污水处理成本,减少了对环境的污染,而且改善了注水井的吸水状况,增加了油田水驱动用储量。     

油田采出水中成垢物质CaSO4·2H2O、CaCO3的溶解度

CaSO4·2H2O、CaCO3是油田采出水中的主要成垢物质,但对高矿化度油田采出水还缺乏以上两种物质的溶解度基础数据,影响了油田采出水结垢预测的准确性。实验测定了油田采出水常见成分NaCl、KCl、Mg2 等浓度变化对CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)溶解度的影响,总结了其对CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)溶解度的影响规律。以期为预测CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)在油田采出水中的溶解度和探索高矿化度油田采出水成垢机理提供基础数据。     

陆上油田采出水回注管材的选择

水注入含油地层，是为了采出油层中的原油，提高产油量。陆上油田，通常用采出水做注入水。采出水常常含有高浓度的离子和溶解气体──氯化物、碳酸氢盐、硫化物、二氧化碳和硫化氢，这些都会增加水的腐蚀性。另外，可能存在的腐蚀介质，如溶解氧和微生物，常造成地面处理设备的污染。     

固体缓蚀棒技术在王官屯油田的应用

王官屯油田部分油井井筒腐蚀严重.地层水矿化度高,采出液中富含H2S、CO2等酸性气体是腐蚀的主要原因.针对王官屯油田采出液特性,研制了一种具有缓慢释放特点的缓蚀剂,并制成固体缓蚀棒.在温度为60℃、缓蚀剂浓度为30 mg/L时,N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为78.91%,综合考虑后确定固体缓蚀棒中缓蚀成分的含量为40%.现场应用10口井,平均检泵周期由2个月延长至4个月.该技术工艺简单,缓蚀效率高,对地层无伤害,有效期长,可为油田井筒防腐提供借鉴.     

热采技术在扶余油田稠油油藏开发中的应用

热采技术在改善扶余油田难采区块(利用常规注水不见效或注不进水且原油粘度较大区块)及水平井能量补充的一些有效做法。从热采区块的筛选、热采方案的制定、配合热采所形成的一些技术、水平井蒸汽吞吐等都作了较为详尽的总结。热采技术在扶余油田大规模的应用,为扶余油田难采区块的开发及水平井能量补充开辟了新的途径,为扶余油田重上100万t奠定了坚实的基础,并为吉林油田其它类似区块的开发提供了宝贵的经验。