SOC型油田注水水质在线监测仪

SOC型油田注水水质在线监测仪的主要作用是实时检测注入水中油、悬浮物及铁离子的含量。主要测试原理是：以光吸收及散射原理检测水中的油和悬浮物，以离子选择性电极原理检测水中的铁离子。测试仪主要是由测量变送器和二次仪表组成。试验结果表明，该仪器可实时连续地监测注入水中油、悬浮物和铁离子的含量，检测误差为：油3％，悬浮物5％，铁离子5％。     

油田注水水质在线监测仪通过鉴定并获奖

由大庆油田设计院研制的“油田注水水质在线监测仪”于1992年10月通过了大庆石油管理局科技发展部的技术鉴定,并于1993年2月获大庆石油管理局优秀科研成果一等奖。该在线监测仪表主要用于油田注水站,对油田注入水中的油、悬浮物及铁离子三项物质含量进行实时检测。其检测范围分别为:含油1～1000mg/L;含悬浮物1～100mg/L;含铁离子0.1～10mg/L。该仪表将光电技术、电化学技术应用于在线浓度检测,使用光敏器件和离子选择     

优化注水系统 改善注水水质

针对塔里木油田某注水井注入水中悬浮物及油含量不达标的问题,分析了现场工况及注入水水质不达标的原因,据此对生产工艺进行了改进,对设备及生产制度进行了优化。工艺优化后的水质分析结果表明,注水泵进出口水中悬浮物含量及含油量大幅度下降,达到了该区块注入水悬浮物含量小于3 mg/L,含油量小于8 mg/L的要求。     

绥中36—1油田注入水水质对疏水缔合聚合物溶液粘度的影响

针对绥中36-1油田注入水水质状况,研究了注入水矿化度、主要金属离子含量、悬浮物含量、含油量、残留聚合物、水处理剂及pH值等因素对疏水缔合聚合物(AP-P4)驱油剂溶液粘度和热稳定性的影响。绥中36-1油田注入水矿化度、钙镁离子含量、铁离子含量、悬浮物含量及pH值比较有利于疏水缔合聚合物溶液粘度的保持;而残留聚合物、含油量、水处理剂中的反相破乳剂和浮选剂是影响疏水缔合聚合物溶液粘度的主要因素。     

海上A油田异常水质分析及配套工艺研究

南海东部A油田为边水驱岩性油藏,油井投产后地层压力下降迅速,产量递减明显,需要注水补充地层能量。注水水质是判断油田能否注水的前提,在水质异常分析基础上,提出“结垢量增加量”评价新方法和悬浮物含量分析新方法,确定了注入水可能引起的储层伤害,并提出了配套工艺,确保水质满足油田注水要求。研究表明：(1)J层水源水异常的主要原因是水中的亚铁离子氧化导致的;(2)通过地面水处理流程增加高纯度制氮设备、去除水中亚铁离子等工艺,能除铁或避免亚铁离子氧化,可确保注水水质。     

低渗透油藏回注污水的深度处理中试研究

为达到将油田采出水回注低渗透油藏的水质要求，在辽河油田进行含油污水处理试验：先在油田来水进入沉降罐前加入除油剂，使水中油的含量从20g／L降至约0．15g／L．悬浮物含量从10g／L降至3g／L左右；再采用气液多相泵气浮技术净水，使水中油的含量降至约0．005g／L。悬浮物含量降至约0．03g／L；进行初级过滤后，采用硅藻土动态膜超滤工艺精密过滤，最终使水中油和悬浮物含量均小于0．002g／L，悬浮物粒径控制在1μm左右。硅藻土动态膜超滤工艺集中了填充床过滤技术易再生和超滤膜过滤技术高水质的优点，运行费用低，应用前景很好。图6参11     

聚驱油田产出聚合物对注入水水质的影响实验研究

采用常规水质分析方法测定了产出聚合物对注入水主要水质指标产生的影响,结合原子力显微镜、环境扫描电镜等微观分析手段,直观地展示了滤膜悬浮物的形貌特征。研究表明：产出聚合物以絮凝或包裹水中细粒的悬浮物形成絮团的形式使注入水悬浮物含量显著增加,含聚污水乳化层的存在导致含油率测定值偏低,同时产出聚合物还导致注入水结垢速率与腐蚀率增加,且产出聚合物浓度越高,注入水水质变化趋势越明显。     

渤南低渗透油田注水井欠注层损害研究

研究了渤南油田注入水对储层的损害机理 ,评价了注入水水质、悬浮物、游离油和乳化油滴、结垢及细菌等因素对储层造成的损害程度。研究表明 ,渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层受损的内在因素 ,注入水中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标、水质不合格是外在因素 ;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高 ,易形成盐酸不溶垢和有机垢 ,细菌和油质的共同作用增加了管路的腐蚀 ,形成铁垢 ,逐渐降低了地层的渗透率 ,严重时可堵塞地层     

高渗含砾砂岩储层敏感性及注入水伤害研究

本文以西部某油田含砾砂岩储层为例,通过X衍射射线分析、物性测试、扫描电镜及岩心流动实验,从内因和外因两方面对油田注水开发过程中产生的储层伤害进行了研究。研究结果表明,研究区块具有较高临界盐度、中等偏弱水敏和弱速敏特征。在经过不同处理程度的注入水伤害评价实验中,将注入水驱替实验前后岩心的扫描电镜照片进行对比,发现储层中敏感性矿物的形态和分布变化不大,对渗流通道影响较小,认为储层伤害主要是来自注入水中的较高的悬浮物含量。建议该油藏在注水开发过程中,应提高注入水处理工艺水平,严格控制注入水中的悬浮物含量,从而减小储层伤害,改善注水开发效果。     

绥中36-1油田注入水悬浮物特征及控制措施

对绥中36-1油田注入水悬浮物化学组分及悬浮物含量沿流程变化特征进行了分析。该油田注入水悬浮物含量沿流程明显增加,悬浮物主要为有机物及非晶质无机组分,无机组分以腐蚀产物、碳酸盐垢及地层细小泥砂为主。在此基础上,提出了加强防腐研究工作、对水处理系统进行调整、实施清污分注和改进加药系统等控制措施。     

生屑灰岩油藏颗粒伤害与孔喉结构配伍性

中东H油田Mishrif组属于典型的孔隙型生物碎屑灰岩储层,水驱是目前主要的开发方式,但注入水中固相颗粒的质量浓度及粒径严重影响其开发效果。为了弄清注入水对储层物性的影响,并为后期注水开发的水质要求及调整方案设计提供依据,文中基于恒速压汞实验及颗粒运移实验,研究了影响H油田Mishrif组储层渗流能力的主要微观因素以及注入水中悬浮物颗粒质量浓度与粒径的上限,并且分析了悬浮物颗粒粒径与喉道的配伍性。研究结果表明,喉道半径及分布是影响储层渗流能力的主要微观因素。当注入水中悬浮物颗粒粒径为5μm时,颗粒质量浓度的上限为5 mg/L;当悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L时,颗粒粒径的上限为10μm,接近于渗透率贡献峰值处的喉道半径。     

油田注入水的悬浮物控制

主要介绍如何根据地层的渗透率大小来选择注入水的过滤精度,控制注入水中的悬浮物以防止注入层渗透率和吸水能力的下降,注入水悬浮物深度处理用的一些新型微孔膜过滤介质。为最后保障注水水质,也讨论了设置注水井口精滤器的必要性。     

胜利油田SNSH100区块注入水固相悬浮物适配标准研究

注水是油气田开发过程中补充地层能量的有效方式,但是注入水中的固相悬浮物会堵塞地层,降低地层渗透率,造成注水困难。以胜利油田SNSH100区块为例,通过室内试验确定该区块对固相悬浮物的水质适配标准,并形成图版。通过CT扫描的手段研究注入水中固相悬浮物使岩心渗透率下降的机理。CT扫描结果显示,注入水中固相悬浮物降低岩心孔隙连通性,使得岩心渗透率降低。     

渤南油田高温注水井欠注层伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层；油藏为轻质油—稀油油藏，原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点，组分含硫量低；地层水总矿化废较高．一般为l100—19900mg／L，水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水并伤害机理，从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损害及损害程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透特性是注水井损害的内在因素，注入水中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标，水质不合格是注水井损害的外在因素；注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高，易形成盐酸不溶垢和有机垢；细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀．形成铁垢，逐渐降低地层的渗透率．严重时堵塞地层。     

双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土，悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉，在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14．5％、11．1％及0．02％；注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7％和4％、9％和7％。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降，粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大，则渗透率越低。在粒径2．1μm或颗粒浓度3mg／L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降，含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小，注入含菌50个／L的水100PV使岩心渗透率下降7％。岩心对注水合油量敏感，注入含油量20mg／L的水50PV使岩心渗透率下降20％。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心，其次是双河北岩心．江河岩心较轻，注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少．说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞，研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液，与南阳油田使用的低伤害酸液一起，用于1口注水井的解堵，效果良好。图7表4参5。     

大庆油田低渗透油层注水伤害实验研究

通过天然岩心的注水伤害实验,总结出了低渗透率油层条件下,注入水中悬浮物粒径、悬浮物含量、含油量、硫酸还原菌含量与岩心渗透率下降幅度的关系.分析实验结果得出:①对于空气渗透率低于50×10-3μm2油层,要使注入水不对油层产生较大伤害,注入水中的悬浮物粒径应小于1.6μm,悬浮物含量低于3mg/L,含油量低于8mg/L,硫酸还原菌含量少于100个/mL;②按照注水标准严格控制注水水质,注入水对地层的伤害程度不明显,注25倍孔隙体积的注入水后,油层渗透率的下降率一般不会超过30%;③超标注水将会对油层造成伤害,伤害后的油层再注入达到水质标准的合格水,油层渗透率无法恢复.     

塔中11油田志留系注入水水质标准研究

针对塔中ll油田开发的实际情况,室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响;评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3^＋对岩心渗透率的影响程度。确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明：注入水中含氧量应≤O.5mg／L,CO2含量应≤2.5mg／L;腐生菌TGB含量应≤104^个／ml,铁细菌IB含量应≤103^个／ml,硫酸盐还原菌含量应≤104^个／m1;悬浮物粒径应≤5μm,悬浮物含量应〈7.5mg／L,Fe3^＋含量应≤5mg／L。回注污水含油量应〈10mg／L。     

注水过程中悬浮颗粒在油层中滞留状况的研究

应用TA-Ⅱ型库尔特粒子计数器测定油田注入水和采出水中悬浮物的颗粒分布,研究注入水在油层渗流过程中,悬浮物颗粒的滞留状况和影响因素。文中介绍了测定过程中的样品处理、测定结果和计算方法。得到大庆油田注入水中大于13μm的悬浮物颗粒将被滞留在油层中。     

油田注入水的深度过滤技术

美国 PALL WELL TECHNOLOGYPWT 公司的深度过滤技术在化工处理、水力发电、航空工业和生物医学方面早有发展和利用。近年来又发展用于石油工业,改善油田注入水水质,对油层保护有一定意义。该公司的过滤技术可使水中的悬浮物颗粒过滤到0.5μm,并研制出一套配套过滤系统(SABER系统),这一系统可完成所需最小颗粒粒径的过滤需要。众所周知,油田注水所造成的地层损害是来自悬浮物、油、腐蚀、水垢和细菌等,其净化方法主要是依靠机械过滤、分离和化学处理等。本文所介绍的主要是防止悬浮物堵塞油层孔道的过滤技术。因为油层堵塞可引起注入压力的上升,注水量的减少,修井次数的增加,设备使用寿命的缩短,最终会导致油井产量的下降。所以,把好注入水过滤净化这一关是至关重要的。     

苏北油田注入水腐蚀套管分析

苏北地区草舍、储家楼、洲城三油田目前均采用浅层地下水作注入水水源。通过对三油田注入水水质的现场监测及室内试验，发现注入水中游离ＣＯ２、溶解氧、腐生菌（ＴＧＢ）含量超标及硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）繁殖是引起地面注水管线及井下油（套）管腐蚀的主要因素。针对三油田现场水质状况和注水方式，提出了具体的注水防腐工作建议