长庆油田创新工艺管柱延寿

由长庆油田研发的柔性复合油管注水工艺已在采出水回注区块的合注井上开展了34口井的现场试验。长庆油田采出水回注井管柱腐蚀严重,使用寿命一般为2年至3年。频繁更换注水管柱,既不利于油田稳产,又不利于油田高效开发。     

油田采出水水质二次污染成因分析

油田回注的含油污水成分较为复杂,与地下水相比,除含油外,采出水矿化度较高,而且,含有较多的微生物生长所需要的营养基,更适宜菌类的滋生,导致注水站至注水井沿程水质二次污染较为严重。以龙虎泡油田回注采出水系统为例,对注水站至注水井沿程注入水水体、水中悬浮物固体含量成分、菌类及干线冲洗水成分等的检测数据进行了分析,确定了影响水质二次污染的因素,并根据水质二次污染的成因分析,制定了今后水质二次污染的治理措施。     

某油田一体化水处理技术应用研究与效果评价

某油田原有油田采出水的处理工艺为物理沉淀进行回注，存在水质波动大、设备老化等问题。且为满足地层能量需求，原注水水源采用水源井单独供水。采用一体化水处理工艺技术，采出水悬浮固体含量、悬浮固体颗粒直径中值、含油量三项指标达标率提升至100%，且满足注水B1级指标，取消原有水源井注水流程，优化回注工艺，降低运行成本，经济效益明显。     

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。     

长庆油田创新工艺 管柱延寿

<正>由长庆油田研发的柔性复合油管注水工艺已在采出水回注区块的合注井上开展了34口井的现场试验。长庆油田采出水回注井管柱腐蚀严重,使用寿命一般为2年至3年。频繁更换注水管柱,既不利于油田稳产,又不利于油田高效开发。为此,长庆油田油气工艺研究院通过大量调研分析,认为目前广泛应用于油田地面集输系统的柔性复合管防腐性能良好,用于采出水回注井具有可行性。为验证室内研究结果,长庆油田油气工艺研究院     

震动膜处理油田采出水的试验研究

为了提高外围油田特低渗透油层的采收率,保证处理后的采出水全部回注特低渗透油层,要求处理后含油污水必须达到回注水水质指标,即满足SY/T 5329—2012 《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的相关要求：含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮固体质量浓度≤1 mg/L、悬浮固体颗粒粒径中值≤1μm。但目前油田常用的粒状滤料过滤器,由于过滤精度的限制,即使进行三级或四级过滤处理,其处理后水质也无法满足回注的要求。为此,迫切需要开展震动膜精细过滤含油污水的处理试验研究,以满足对回注水的严苛要求。经现场试验研究得出：震动膜精细过滤处理含油污水技术可行,处理后的水质指标能够满足油田开发的需要,是确保注入水水质达标的重要技术措施之一。     

油田采出水处理及回注过程中的水质在线监测系统研究

注水开发是目前我国陆上油田二次采油技术的主要手段,采出水回注这一过程中的水质监测尤为重要。实验室人工取样周期长、误差大、人工劳动强度大,且不能实时反映水质参数,无法适应当前数字化油田建设对过程控制和环保监测的双要求。从采出水水质特性、在线监测技术的原理、监测设备、材料的选型、流程设计、预处理技术手段、一体化正压式防爆结构、系统集成、自动化控制、实时检测分析、及系统自清洁免维护功能、主要监测参数、数据采集与远程通讯、后台监控等多个环节,阐述并图示采出水在线监测系统的设计、集成、施工与控制,为采出水处理与回注过程的在线监测提供清晰、完整、可靠的技术解决方案。     

渤南油田注采二次不完善状况分析及对策研究

渤南油田低渗透油藏注采井网二次不完善,削弱了油田稳产基础。通过注水井数及注采对应率变化规律研究,分析了造成水井停注的因素,指出水质不合格和套管损坏是注采井网二次不完善的主要原因,提出了水质精细处理、油层改造和油井转注等针对性的治理对策。实施后注入水水质明显改善,增加和恢复有效注水井点43个,开发效果显著好转。     

不同驱油条件下采出水水质变化分析

通过对萨北油田定点井采出水的资料分析,找出了注水、注聚、微生物等驱油条件下采出水的变化规律,并对采出水水质变化与油气性质变化的关系和特点做了探讨.指出了随着含水的变化,采出水的第一盐度、第一碱度的变化及水质矿化度对聚合物驱油效率的影响,以及利用采出水的矿化度组分分析确定微生物驱油的菌种等,为油田注水开发及三次采油过程中各种主剂与水的配伍性及油品变化特点提供了依据.     

气田采出水分析及防腐措施

随着气田开发的持续进行,气田采出水总量不断上升,回注水也随之增加,回注系统需要长期连续运行,但由于采出水成分复杂对回注系统造成腐蚀堵塞等影响。本文通过对子米气田采出水水质进行分析,筛选出适用于工艺系统的缓蚀剂,达到防止回注系统腐蚀的目的。     

气田水回注水质指标的研究

气田水回注是气田开发的一项重要基础工作,为使气田水回注有章可循,通过对四川气田地层资料和各矿气田水回注现状调查了解,借鉴国外注水水质标准和国内自五十年代以来各个时期设计规范、技术规定,以及各油田提出的注水指标,研究制定了“气田水回注水质推荐指标”,作为制定四川石油局气田水回注指标标准的依据,并为今后逐步修订和完善打下基础。     

不同驱油条件下采出水水质变化分析

通过对萨北油田定点井采出水的资料分析，找出了注水、注聚、微生物等驱油条件下采出水的变化规律，并对采出水水质变化与油气性质变化的关系和特点做了探讨。指出了随着含水的变化，采出水的第一盐度、第一碱度的变化及水质矿化度对聚合物驱油效率的影响，以及利用采出水的矿化度组分分析确定微生物驱油的菌种等，为油田注水开发及三次采油过程中各种主剂与水的配伍性及油品变化特点提供了依据。     

低渗透油田储层连通关系动静态综合评价方法

葡西油田G137区块水驱控制程度达79%,而油田却有50%以上油井因注水不受效关井,说明仅用水驱控制程度评价注采系统的适应性已经不能满足油田开发的需求。将注采系统研究中连通关系细分为静态连通和动态连通,并提出有效连通系数概念,即注水受效厚度与砂体静态连通厚度的比值;将常用的真水驱控制程度定义为视水驱控制程度和有效连通系数的乘积。该方法实现了静态连通和动态连通的分阶段评价。应用该方法分析了葡西油田试验区和G137区块注水受效差的本质区别,前者是由于砂体规模小、静态不连通所致,后者则是因为储层物性差、动态不连通所致。因此,对于低渗透油田,将油田开发的水驱控制程度考核指标分解为视水驱控制程度和有效连通系数进行考核更为合理。     

长庆C致密油层采出水水质改性处理小型试验

长庆致密油层逐渐实现规模开发,受开发特点限制,仅少量采出水用于注水吞吐,其他富余采出水需回注其他地层。不同层系之间采出水多存在不同程度的结垢情况,因此致密油层采出水需经过改性处理后方可安全有效回注。选择该区域侏罗系作为目的回注层,开展致密油层采出水物性分析及水质改性小试试验。经小试试验验证,采用"化学沉淀法+二级过滤+离子交换法"工艺,采出水中的钙、镁、锶成垢阳离子得到了有效去除。通过Scalechem软件模拟,改性后采出水与侏罗系采出水混合比例为6∶4时,模拟结垢量降至146 mg/L,为改性前最大结垢量617 mg/L的28.5%;悬浮物、含油浓度分别由来水的78 mg/L、45 mg/L降至1 mg/L以下,水质改性工艺有效。     

全密闭短流程采出水处理工艺在南堡油田的应用及效果

传统采出水处理工艺的水质主控指标虽满足注水需求,但仍存在细菌数量超标、溶解氧腐蚀等问题,对注水系统产生不利影响,并且存在着VOCs超标排放的潜在环保风险。因此采用隔绝空气的方法来控制溶解氧腐蚀,压缩系统停留时间的方法来控制细菌数量,从而确保出水水质、保证注水效果,是未来油田采油水处理的重要方向。通过对全密闭短流程工艺核心设备的技术原理、采出水处理方案优选、工艺流程三个方面进行研究,形成了一套满足不同水质需求的采出水处理工艺体系。目前全密闭短流程采出水处理工艺已在南堡油田NP2-3LP采出水处理站中应用,不仅满足了注水开发需求,也为该工艺在其他区块的推广应用起到了良好的示范作用。     

油田注入水水质调控决策方法研究

针对油田注水开发中、后期,随综合含水率的不断上升的问题,提出了注入水水质调控技术这一新的概念.该方法综合考虑了油田注入水水质的配伍性、水质处理工艺、注水井吸水能力、增注措施、油田配注要求以及注入水综合成本等各方面的要求;以经济评价为手段,寻求达到降低注水成本、提高注水开发效益的合理水质控制指标.利用正交实验原理及大量实验获得了水质控制指标与地层伤害的关系,建立了水处理成本分析与优化决策目标模型.实例应用表明,该方法是可行的,其结果是合理的.     

西古尔纳Ⅱ油田高硬度高矿化度采出水回注处理工艺

油田采出水回注处理技术与油田采出水中所含杂质的种类及性质、油藏性质、原油性质等因素密切相关。伊拉克西古尔纳Ⅱ油田的采出水具有高硬度、高矿化度、低pH值的特点,为了使其在处理后达到要求较高的回注水水质指标,通过对原水水质的分析,以及综合考虑经济、环保和社会效益,确定了水力旋流→诱导气浮→核桃壳过滤→精细过滤的处理工艺方案,并对设备、管线的选材给出了明确规定。该方案不仅能满足处理水质指标要求,达到安全、稳定运行的目的,而且在节省投资和占地方面效果也非常突出。     

QK18-1 油田注水开发储层损害研究

QK18-1油田沙河街组油藏注水开发近20年,目前75%以上的油井欠注,油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法,通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果,结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征,分析了该油田注水困难的原因。结果表明,储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30μm的CaCO_3垢,在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO_3垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低;混合污水矿化度低,回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题,提出了预防措施和建议,以提高注水井吸水能力,保证油田注采平衡。     

高含水老油田采出水处理技术研究

为解决吴起老油田因混采、混输、混合处理而导致的地面集输系统水体严重结垢、回注油层导致岩心伤害等问题。通过对吴起老油田各站点采出水进行分析,提出分流处理、就地回注技术方案,即让占吴起老油田采出水总量40 %的侏罗系采出水就地建站处理、然后就近回注侏罗系,其它水体仍然输往原刘坪站集中处理、回注三叠系长2。方案实施后水体配伍性改善,地面集输系统不再结垢,处理后采出水回注油层对岩心伤害小,注水效果改善明显。分流处理、就地回注是解决吴起老油田采出水结垢、回注伤害油层问题的最佳方法。     

百色油田油层套管变形原因初探

百49块是百色油田套管变形最多的一个区块,注水开发以后二三年时间内就出现大批的套管变形井。在查明套管变形情况,总结套管变形规律后,指出套管变形原因与油田生产管理、注采开发技术、频繁的井下作业等有关。其中,高压注水,不平稳注水,油井出砂,注入水水质长期不合格等是套管变形的主要原因。并从实际出发提出套管变形的预防措施。