气田采出水回用技术研究

气田采出水深度处理后回用到循环冷却水系统,针对回用带来的管道腐蚀、循环冷却水水质变化、浓缩倍数计算偏差等问题进行了研究和实践,使气田采出水成功回用到循环冷却水系统,不仅综合利用了水资源,且减少了环境污染,实现了气田采出水零排放的目标.     

气田采出水资源化利用有效途径

气田采出水伴随天然气采出到地面,受缓蚀剂、甲醇、起泡剂等加注药剂的影响,使气田采出水组分更加复杂,处理难度较大。国内气田采出水常采用简单处理后回注或达标处理后排放两种方式,气田采出水资源没有得到有效地利用,同时,增加了气田开发投资和成本,降低了气田的开发效益。根据庆深气田采出水水质情况和油、气田交错分布的地域特点,在室内实验和现场中试的基础上,提出了利用气田采出水驱油的技术思路,既可实现气田采出水的有效回注,同时,又可减少油田的清水补充量,节省了地下水资源,为气田采出水资源化利用探索了有效途径。     

Fenton氧化法深度处理元坝气田低温蒸馏站成品水试验

元坝气田采出水经低温蒸馏站处理后的成品水CODcr指标超出了回用标准,对成品水中有机污染物采用荧光光谱和GC/MS两种方法进行分析表明,元坝气田采出水及低温蒸馏站成品水中有机污染物均为苯胺。为此,采用Fenton氧化法对成品水进行深度处理,现场试验结果表明:pH值、H_2O_2与CODcr质量比、H_2O_2与Fe~(2+)摩尔比是影响Fenton氧化效果的主要因素;在进水CODcr质量浓度为840 mg/L时,控制反应条件pH值在2.5～3之间;H_2O_2与CODcr质量比为7∶1,H_2O_2与Fe~(2+)摩尔比为10∶1,出水CODcr质量浓度为60 mg/L以下,达到回用标准。工程实施后,元坝气田采出水完全实现回用,Fenton氧化工艺效果稳定,每天可节约清水600 m3,节水及环保效益显著。     

苏里格气田典型区块采出水乳化特征及乳化影响因素分析

苏里格上古气藏普遍含有凝析油,部分集气站的凝析油采出液乳化严重,对集气站的正常生产影响较大。 以苏里格气田凝析油采出液为研究对象,开展典型区块采出液乳化特征分析及乳化影响因素研究。结果表明,5 个站点采出水凝析油乳状液的组成差异较大,乳状液的稳定与Zeta电位和矿化度呈现良好的对应关系,Zeta电 位的绝对值越大,乳状液越稳定,水相矿化度越高,乳状液的稳定性越低。5个采出水乳状液中醇类质量分数为 1.48%～4.80%,酯类质量分数为2.08%～6.34%,醇类和酯类极性有机物会在界面上与亲水性的表面活性剂形 成复合界面膜,有利于形成凝析油乳状液。苏里格气田乳状液总体上是以水相为连续相、油为分散相（O/W）; 对于部分油滴,油为连续相,水为分散相（W/O）,最终形成复杂的水包油包水（W/O/W）型。随着泡排剂、固体 悬浮物用量的增加,凝析油模拟乳状液体积分数均呈现先增大后减小的趋势。当泡排剂质量分数为0.6%、悬 浮物质量分数在0.4%时,凝析油模拟乳状液体积分数最大,而缓蚀剂浓度对凝析油模拟乳状液形成体积无明 显影响。     

三元复合驱采出水除硅技术研究

以大庆油田三元复合驱采出水为研究对象,采用化学混凝法对三元复合驱采出水除硅技术进行了实验研究。研究结果表明,化学混凝法除硅的最佳反应温度为45℃,最佳反应时间为20min,混凝剂氧化镁的最佳加药量为5.0g/L。聚丙烯酰胺浓度对除硅有一定影响,且体系中硅离子浓度越高,混凝剂用量越大。     

油田采出水达标外排处理技术

胜利油田已处于“三高”采油阶段 ,目前 ,采出液的综合含水率达 89 7%以上 ,日产污水量约 70〔10 4 m3,其中回注6 4 5〔10 4 m3,综合回注率为 92 %以上 ;日排污水近 8〔10 4 m3,仅为油田日产采油污水的九分之一 ,却占油田污染负荷的 91 6 % ,是油田主要废水污染源。文章对油田主要的污水处理技术及其在生产中的应用情况进行分析评价 ,并在此基础上提出切实可行的采油污水达标外排处理技术。调研表明 ,国外采出水外排处理主要采用生物法处理、化学氧化、植物湿地处理方法。生物降解石油碳氢化合物是通过直接接触或通过碳氢化合物的溶解技术实现的。土壤植物系统被看成是一种高效“活过滤器”。我国东部油田采出水达标外排以采用生物法、植物法或两种处理方法相结合为宜。     

氧化法处理含硫气田水

川南矿区有气水同产井60多口,日产水最多可达100～200m~3。到1985年回注率达31％,而大量气田水直接外排。气田水中含S~(-2)量为20mg/L以上占5.2％,4～20％mg/L占34.8％,而排放标准规定为S~(-2)<4mg/L。通过室验室试验证明,用KMnO_4,H_2O_2和CaCl(OCl)等三种强氧化剂来处理气田水的效率较好。现场试验表明,推荐的三种氧化剂的投加浓度为KMnO_4 30mg/L、H_2O_2 15mg/L、CaCL(OCl)300mg/L。处理成本每m~3分别为0.195、0.175、0.105元     

采出水的电絮凝浮选法处理实验研究

对江汉油田王一站采出水进行电絮凝浮选法处理试验，确定了影响处理效果的各参数，包括电流密度，电絮凝浮选时间，电极极板数，ｐＨ值，极板间距，静止沉降时间以及处理污水量与极板面积比等。用各影响参数进行了电絮凝浮选法处理的综合试验。     

絮凝法处理华北油田采出水

配合华北油田高效污水处理项目,研究了絮凝法对油田采出水处理效果的影响,得出油田水体的pH值不仅是影响结垢离子结垢的因素,还是影响水体中是否存在胶体、悬浮物大小的主要因素。实验结果表明,华北油田高矿化度特别是HCO3-含量高的水体在适宜的加药量和适宜的pH值条件下,经过絮凝及过滤处理后含油量、悬浮物能达到油田回注水A1级标准。     

采出水新型处理工艺技术研究及应用评价

近年来,随着油田开发步入中后期,采出水逐年增加,采油三厂对采出水处理系统进行全面配套完善,形成了几种采出水处理工艺模式。处理后的水质虽然有了一定的改善,但是仍然存在着含油量高、悬浮物多等问题,采出水处理技术面临严峻的挑战。同时国家对环保工作的重视,给回注水质又提出了更高的要求。因此,寻求一种新型的采出水处理技术就显得尤为重要。本文针对采油三厂目前的采出水处理现状,开展了生化法处理采出水技术,同时对这种技术进行了充分的论证,从而开辟了本厂采出水处理工艺技术的新途径。     

CQS1.2/0.6型采气废水处理装置

针对油田采气废水COD、BOD5浓度高 ,采气站点分散 ,单个站点采气废水量小 ,原有处理工艺复杂、成本高等问题 ,研制了CQS 1 2 / 0 6型采气废水处理装置。装置由电凝反应器、溶气气浮系统、过滤系统和电气控制系统 4部分组成 ,这种装置以电凝聚处理为主体 ,辅以溶气气浮和机械过滤处理工艺 ,采用整体橇装型式 ,可车载运移。现场采气废水的处理试验表明 ,装置在去除采气废水中的油、悬浮物、色度及COD等方面都具有较好的效果     

元坝气田超深高产气井产能评价探讨

元坝气田长兴组气藏是高含硫气藏,单井测试产量高,传统的产能评价方法需足够的放空测试时间,不利于安全环保,为此,在二项式产能方程的基础上,通过统计分析长兴组气藏9口井的系统试井资料总结得到经验公式,即一点法产能快速评价公式,可用于快速评价元坝长兴组气藏的产能,提高了评价效率,同时也减轻了环保的压力。     

元坝气田油气输导体系及其对成藏的控制作用

元坝气田位于超深层负向构造弱变形区,断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上,建立输导体系模型,分析油气输导过程,并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝(层间缝、节理缝等)构成的网状复合输导体系,具有立体输导、近源聚集的优势,从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模;裂缝的发育程度控制油气富集的层位。     

内蒙古膨润土处理氨氮废水的研究

采用内蒙古某地产膨润土处理氨氮模拟废水,在废水体积为100 mL,膨润土用量为5 g的条件下,利用静态吸附试验考察了吸附时间、溶液pH值、溶液中Ca2+,Mg2+浓度及氨氮初始浓度对氨氮去除率的影响,并采用改性液对膨润土进行了盐改性。结果表明,最佳吸附时间为60 min,溶液pH值为7.92,此时氨氮去除率最大,为63.38%;随着Ca2+,Mg2+浓度的增大,氨氮去除率降低,且Mg2+比Ca2+的影响程度大;当氨氮初始浓度为0～200 mg/L时,Langmuir等温线的相关系数达0.996 2;在改性液质量分数为4%时,盐改性膨润土的氨氮去除率最高,为90.18%。     

电催化氧化复合磁分离处理页岩气压裂返排液室内研究

通过对页岩气开采用滑溜水压裂返排液组成、特性及处理现状分析,结合页岩气开采现场及国家对水资源的资源化利用、环保要求,提出了采用电催化氧化技术及磁分离处理滑溜水压裂返排液研究思路。实验研究了影响电催化氧化技术及磁分离处理的主要影响因素,讨论了电催化氧化作用机理,研究得到处理优化工艺条件。电极板选择铝板电极,极板间距为4cm;催化剂选择二氧化钛,加量为3.0(w)%;处理时间为40min;电催化氧化处理电流为0.06A,电流频率为1 800Hz;磁铁粉加量为0.3%(w),絮凝剂HPAM加量为20mg/L。研究表明,采用上述技术及优化工艺条件处理滑溜水压裂返排液,处理后水质COD值、SS、油含量、色度、pH值等指标均达到GB 8978-1996的一级排放要求。     

元坝气田污泥来源分析及减量化对策

元坝气田气井产水特征日趋明显,深入分析污水来源,做好污泥减量化对策研究对高效开发气田至关重要。以元坝气田含硫污水与批处理残液两种介质为研究对象,针对污水处理过程中脱硫率低,以及压滤污泥含水率高等难题,通过优化药剂选型、反应条件、反应时间及药剂配比,并优选污泥压滤设备和合理配置污泥比例。实验结果表明,元坝气田污泥主要分为含硫污水处理后产生的普通污泥与批处理残液处理后的含油污泥两大类,含硫污水采用汽提法初步脱硫,双氧水+氯化锌深度脱硫,普通污泥经板框式压滤机压滤后含水率可达到50%以下,批处理残液在碱性环境中采用复合破乳剂EEA能够完全实验破乳,且“含油污泥”与“普通污泥”以体积比低于1∶2的配比经板框压滤机压滤后含水率保持为50%~55%。该研究可为元坝气田污水处理及污泥减量化研究提供实验论证及现场指导。     

凝析气田注氮气解水锁工艺探讨

注氮气解水锁工艺是目前塔北地区凝析气田增产的一项创新试用措施。通过对注氮气解水锁工艺的原理进行阐述,结合工程实际中已施工4口井的概况和效果,对该工艺过程中常见的注入气量的确定、选井标准、施工压力曲线特征和何时结束施工等问题进行了分析和探讨。得出了有油气、有能量、有隔夹层、是水锁、是低孔低渗、无堵塞和无漏失的凝析气井适宜进行注氮气解水锁作业,突破阶段后泵压上升至高于地层压力可结束施工等结论。     

元坝气田成藏条件及勘探开发关键技术

梳理元坝超深层生物礁大气田的勘探开发历程可以发现，"开江-梁平陆棚"的厘定奠定了元坝台地边缘生物礁滩发现的基础。通过对油气成藏关键地质条件进行系统解剖，元坝地区礁滩发育具有沿"开江-梁平陆棚"成排成带分布、早滩晚礁、前礁后滩的特点，以侧积、前积迁移生长为主，飞仙关组不发育滩相优质储层，长兴组是主要勘探目的层；三期破裂、三期溶蚀作用和白云石化作用控制了优质储集层的发育；二叠系大隆组与吴家坪组两套烃源岩的有效叠加为大气田的形成提供了充足的气源；微小断层、微裂缝及层间缝共同构成的"三微"立体输导体系能够满足油气运聚的需要；元坝气田的成藏模式为：近凹富集、"三微"输导、岩性控藏、构造控富。针对元坝气田超深层、多压力系统等复杂地质条件，在勘探开发过程中形成了超深层生物礁滩储层精细预测与气水识别、复杂小礁体气藏精细描述和薄储层精细刻画、超深水平井优快钻井技术、复杂礁滩体超深水平井地质导向等关键技术，实现了元坝气田的高效勘探开发，推动了超深层油气勘探领域理论技术与方法的创新。     

元坝超深高含硫大斜度气井射孔技术

元坝气田主力气藏埋深在7 000 m左右,温度最高达157 ℃,射孔时面临高温带来的射孔器材性能不稳定等一系列难题。通过采用钻井液中射孔、及时上提射孔管柱、分单元延时起爆、增设定位销等措施避免了卡枪、管柱脱落等问题;耐高温射孔弹、导爆索、传爆管、延时装置等一系列工具的灵活使用保证了射孔成功率和气层打开程度。采用以上措施对井底温度150 ℃、井斜79.14°的元坝YB10-C1井162 m射孔段成功实施了射孔作业,发射率99.7%,有效地沟通了地层,为同类井的射孔作业提供了借鉴。     

元坝气田长兴组—飞仙关组礁滩相储层特征和形成机理

借鉴普光气田勘探发现的成功经验,2006年中国石油化工股份有限公司在川东北巴中地区钻探以长兴组—飞仙关组生物礁、滩岩性圈闭为目标的元坝1井,获得50.3×104 m3/d高产工业气流,发现了元坝气田。元坝气田为常压高含硫化氢岩性气藏,具有构造变形弱、整体埋藏深的特点,气藏中部平均埋深6 600 m,是四川盆地埋藏最深的海相气田。元坝气田以长兴组礁滩储层为主,其规模大、储集性良好,储层的形成主要受早期大气淡水溶蚀、白云石化作用控制,深埋溶蚀、构造作用影响相对较弱。对元坝、普光等气田深层礁滩相储层特征进行对比,探讨其储层形成机理,认为早期沉积-成岩环境控制了储层的规模与早期孔隙发育,构造-流体耦合控制了裂缝与溶蚀,流体-岩石相互作用控制了孔隙的保存与改造。