X联合站回注水中悬浮物含量偏高原因分析及治理

长庆油田为低渗透储层,目前仍处于注水开发的二次采油阶段,注水来源主要是油田采出液经过联合站处理后的污水,对注水水质要求严格。注入水中悬浮物(SS)超标将可能堵塞地层,严重影响采油效率。本研究针X联合站注水水质悬浮物达标困难的问题,从悬浮物含量及其组成分析入手,同时分析了污水中油含量和铁含量对悬浮物产生直接影响的因素,找出导致注水水质悬浮物达标难的主要原因,从而借助现场污水处理工艺,合理使用水处理药剂,使悬浮物含量达到注水指标要求。     

浅谈油田回注水

注水采油是国内外油气田普遍采用以提高采收率的主要措施。对油田进行注水,可弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力。油田注入水,除要求水量充足,经济合理外,还必须满足水质稳定、不携带大量悬浮物、对注水设施腐蚀性小、对油层无伤害等水质特点。油田现场水样水质分析表明,注入水水质呈弱碱性(pH值为7.5),具有高矿化度、总铁含量高、SS含量高的特点,利用油田现场的过滤介质,对处理后注入水进行了,水质检测结果表明,注入水SS为3mg/L,总铁为0.5mg/L,达到花土沟油田采出水回注水质标准要求。     

浅谈油田回注水

注水采油是国内外油气田普遍采用以提高采收率的主要措施。对油田进行注水,可弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力。油田注入水,除要求水量充足,经济合理外,还必须满足水质稳定、不携带大量悬浮物、对注水设施腐蚀性小、对油层无伤害等水质特点。油田现场水样水质分析表明,注入水水质呈弱碱性(pH值为7.5),具有高矿化度、总铁含量高、SS含量高的特点,利用油田现场的过滤介质,对处理后注入水进行了,水质检测结果表明,注入水SS为3mg/L,总铁为0.5mg/L,达到花土沟油田采出水回注水质标准要求。     

地层注入水悬浮物含量偏高原因分析与治理

海上M油田采用注水开发的方式生产,注水来源主要是油田采出液经过海上平台污水系统处理后的生产污水和水源井产出的地层水。地层注入水中的悬浮物超标将可能堵塞地层,严重影响最终的油田采油效率,并带来昂贵的油水井作业费用。本研究针对M油田注水水质悬浮物超标的问题,从悬浮物组成等方面着手,同时分析了影响悬浮物处理产生的因素,找出导致注水水质悬浮物超标的主要原因,从而借助现场污水处理流程,使得悬浮物含量降低,最终达到注水指标的要求。     

XX油田2井区注水水质对储层的影响及对策

XX油田2井区试注过程中,油层吸水能力普遍大幅度下降,注水井注入困难,因此有必要在分析注水水质对储层影响的基础上提出合理的应对措施。根据XX油田2井区的储层和流体特征,分析了注水水质对储层的伤害机理,并通过实验得到了各因素对储层伤害程度,同时给出了合理注水水质标准。通过对比试注水质与合理注水水质标准,表明XX油田注水水质不稳定,粒径中值、悬浮物含量、含油量指标超标是引起储层伤害的主要因素。因此有必要对水处理工艺进行改造,增设过滤系统和除油装置,使注入水水质稳定并保证水中含油量和悬浮物含量及粒径中值达到注水水质标准。     

功能陶瓷膜在低渗油田精细注水中应用示范

为满足低渗油田回注水的水质要求,采用自行设计并建造的功能陶瓷膜含油污水处理装置对油田回注水进行处理,试验研究了进水中悬浮物浓度、悬浮物粒径中值及含油量对功能陶瓷膜处理装置运行效果的影响,当进水中悬浮物质量浓度低于120 mg/L、悬浮物粒径中值小于5μm以及油质量浓度小于80 mg/L时,功能陶瓷膜装置的出水水质达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中低渗油田回注水水质"5.1.1"标准,并且装置已连续运行超过6个月,出水水质保持稳定。     

含铁油田采出水絮凝处理技术的研究

旬邑油田采出水属于低pH值、高含铁量、高细菌含量、高悬浮物量污水,处理后水用于回注。文章通过优选pH值调节剂和除铁剂,并与絮凝剂联合使用,对油田采出水进行室内絮凝处理研究。实验结果表明,最佳的工艺条件为:污水体系pH值7.5,无机絮凝剂PAC加量为90mg·L-1,有机絮凝剂PAM加量为5mg·L-1,除铁剂加量为50mg·L-1。此条件下,处理后水中悬浮物含量、含油量、总铁量分别可降低到1.0、4.3、0.4mg·L-1,腐蚀速率、细菌含量分别降低到0.045mm·a-1和10个·m L-1,水质满足回注水水质要求。     

大庆油田回注水中悬浮物组成和成因研究

针对油田回注水水质悬浮物严重超标问题,本文实验选择大庆油田回注水为样本,对其悬浮物组成进行了精细分析,研究了回注水中絮凝剂、原油组分及细菌等因素对悬浮物的影响,并对其成因进行了探讨。结果表明:悬浮物组成主要为有机物、硅酸盐、碳酸盐等。絮凝剂的"延迟絮凝"作用、原油组分的吸附作用、细菌的增殖等都是水质悬浮物的形成因素,会造成悬浮物含量的增加。     

冀东油田回注水处理药剂的评价与应用

针对冀东油田回注水处理所存在的水质悬浮物和细菌含量超标问题,评价研究了回注水处理用净水剂、絮凝剂和杀菌剂;优选的净水剂和絮凝剂配伍性好,在柳一联应用后,使得回注水的悬浮物去除率由72.7%增加到93.9%,杀菌剂在南堡应用后,可将SRB菌、FB菌及TGB菌全部杀死,达到油田回注水的水质标准。     

低渗透油田注水水质优化研究

低渗透油田油层物性差,非均质性强,在注水开发过程中容易对储层造成堵塞,导致渗透率下降。注入水中悬浮物含量、悬浮固体粒径、含油量、细茵含量是诱发油层伤害的主要因素。针对低渗透油田注水水质要求及常规控制指标,结合油田实际生产情况,科学的对其水质进行优化。     

油田污水水质改性技术应用现状

油田污水有机物、悬浮物、细菌含量和成垢离子含量高,容易造成注水系统结垢、腐蚀严重和堵塞地层。对油田污水水质进行改性研究,降低了水中有机物、悬浮物、细菌含量,减轻水质结垢和腐蚀速率,防止注入水水质恶化,提高注入水的水质。水质改性技术在国内油田应用效果显著,可进一步推广应用。     

彩南油田产出水的处理

介绍了彩南油田的注水情况及简单的工艺流程,根据污水的基本水质情况及回注地下水的执行标准,研究了水中细菌、含油量、悬浮物、硫化物、腐蚀率等不达标项目,并将对应的药剂进行筛选,将合适、经济的药剂克市三达公司的PAC、JM-300、克市科力公司KL-0308、KL-0305运用于现场,结果表明,水质中细菌、总铁、油、悬浮物、硫化物、溶解氧等含量全面达标。     

宁东油田水质化验方法研究

介绍了二次采油对注水水质的基本要求,以宁东油田水样为研究对象,开展了水质控制指标的室内试验。对水样的粒径中值、悬浮物、平均腐蚀率、细菌含量进行了测定,形成了油田水质化验方法,并结合试验结果对宁东油田水质的改善提出建议。     

呼-联废液回收池拟废液处理站工艺效果

采用自然氧化沉降-破胶-絮凝沉淀法对油田作业废液进行处理,通过试验来检验混合废液经过预处理和SSF处理机处理后,水质能否达到油田注水水质要求。实验结果表明,与产出水混合处理后可使原水的悬浮物从144～258mg／L降至〈2mg／L、总铁〈0．5mg／L。预处理后的污水由处理前的黑浆状变为清澈透明,淡黄色,与污水混合后经絮凝处理对原水质无影响,基本达到了注水水质标准。该方法具有投资小、净化效果好、设备简单、占地面积小、操作方便、不产生二次污染等优点。     

油田废水处理工艺技术优化研究及应用

油田废水主要由油田采出水及处理系统产生,成分复杂,含油及悬浮物含量严重超标,直接回收会导致下游污水处理系统水质超标,从而影响油田正常注水作业。因此结合油田实际,利用油田停用设施,开展工艺改造,同时根据外排污水水质特征,研究出适宜的污水处理药剂,提高污水处理效率,减少污水外排量,防止了环境污染。     

低渗透油田采出水处理系统的技术改造

针对某油田低渗透复杂断块油藏回注水水质要求,以及采出水处理后水质不稳定,悬浮物超标等问题,依据"水质改性-吸附絮凝"理论,提出在"p H调整-混凝-絮凝"药剂体系基础上复配离子调整剂及水质稳定剂,并对工艺进行优化。结果表明,采用质量浓度分别为45 mg/L的离子调整剂、50 mg/L的p H调整剂、120 mg/L的絮凝剂、140 mg/L的水质稳定剂、4.0 mg/L的助凝剂的配方,可使悬浮物及含油量稳定控制在规定范围之内,最大限度满足了该油田的注水水质要求。     

文东油田污水降铁处理及现场效果评价

文东油田产出水中Fe^2 含量高，降铁及相关污水处理难度大，处理后水质指标低，对此，进行了室内降铁试验和现场应用。结果表明，污水指标较原来明显提高，能够满足油田注水和防腐要求。     

HH油田C8储层污水回注水质标准研究

目前国内对低孔特低渗储层注水开发中注入水水质标准的研究较少,具体指标没有系统的实验数据作为支撑。对HH油田C8储层以污水作为回注水源的注入水水质标准进行研究,主要采用岩心驱替实验及动态腐蚀实验得出注入水中的悬浮物粒径中值、悬浮物含量、含油量、细菌含量等主要控制指标。结果表明:悬浮物粒径中值指标2.0μm;悬浮物含量指标3 mg/L;含油量指标15 mg/L;细菌含量指标24个/mL。该结果为HH油田污水回注水质标准提供了具体依据,也为类似区块的注水水质研究提供了参考。     

杀菌剂的研究与现场应用

随着各个油田的开发,原油含水也在不断升高,注入水中SRB菌及TGB菌含量严重超标,在地层中形成硫细菌、抑氧菌,使水质变黑、硫化物及其他杂质增多,造成部分堵塞,还有铁细菌严重超标,产生Fe3+沉淀堵塞等问题,影响注水水质,因此回注污水必须投放杀菌剂进行处理,目前对于冀东油田高-联存在的主要问题是悬浮物超标、水色阶段性变黑、变蓝,硫酸盐还原菌超标等。针对这一问题,我们对各个联合站的污水进行细菌含量的测定,并筛选出有效杀菌剂,保证污水回注及外排达标的目的。     

膜技术在油田采出水处理中的应用研究

采用无机陶瓷膜处理设备处理宝浪油田采出水,研究结果表明:处理后的采出水完全能满足宝浪油田注水的水质要求。产出水中的悬浮物含量小于1mg/L。0.1μm膜处理后的采出水中悬浮物含量平均值为0.417mg/L,粒径中值小于1μm;0.2μm膜处理后的采出水中悬浮物含量平均值为0.57mg/L,粒径中值小于1.5μm;产出水中油含量低于检测限;膜清洗周期为85个小时;清洗方法简单;膜通量的恢复率为99.93%。