FMA污水絮凝剂的研制与应用

针对吐哈温米油田采油污水的特点研制了一种多核无机聚合物污水絮凝剂FMA,其结构特征是分子中含有多种具有不同电化学特性的金属和非金属元素。本文探讨了反应机理,评价了FMA的絮凝特性。FMA与杀菌剂及地层水具有良好的配伍性。FMA具有一定的阻垢性,加量为50mg/L时对钙镁垢的阻垢率即达90％以上,用FMA处理过的污水不易结垢,也不会增加页岩的膨胀性。现场试验表明,FMA在50－400mg/L加量时使 温米油田污水浮物去除率达93％以上,含油去除率达99％。FMA生产工艺简单,成本低廉,是一种性能优良的新型采油污水絮凝剂。     

利用粉煤灰及氧化塘处理采油废水

1.概述 采油污水是油田的主要废水污染源,胜利油田每天外排采油污水约7×10~4t,具有温度高、矿化度高、COD高、氨氮高和DO值低的特点,这也是处理困难的主要原因。目前采油废水处理大多采用隔油、气浮等物化工艺处理,由于大部分污染物在水中以胶体或溶解状态存在,废水处理达标率很低。 针对胜利油田有一大型自备电厂,粉煤灰产生量大的特点,胜利油田技术检测中心以现河首站采油废水为例进行了大量利用粉煤灰及氧化塘处理采油废水的试验研究,     

生物法处理含聚污水

针对聚驱采油技术大规模应用后油田采出水普遍出现含聚、处理难度加大的现象,喇嘛甸油田开展了生物法处理含聚污水试验研究。其核心技术是针对油田含聚污水特点,通过筛选、配伍等方式培养出适应油田污水的高效生物菌群,通过生物降解,将污水中的油、有机杂质等降解成简单的无机物,从而有效地降低污水中油、悬浮物等的含量。     

采油污水余热利用探讨

本文针对采油污水温度较高的特点；探讨污水余热在采暖及生活热水供应方面的利用价值及其技术经济可行性，提出污水余热利用的工艺技术方案，并对其应用前景进行预测。     

中小油田集输站含油污水除油技术研究及应用

华东石油局的各中小油田分散于苏北河网地区，采油污水难以集中处理。根据这一特点，研制出了一套三级粗粒化油水分离处理装置。该装置实现了污水供给、废油回收、水温防冻电加热、水质含油浓度自检、达标排放自动化，形成了一套较适用于中、小油田的采油污水除油处理技术。     

水解酸化—膜生物反应器处理油田采油污水实验

针对采油污水成分复杂、化学需氧量高和可生化性差等特点,采用水解酸化—膜生物反应器处理油田采油污水,研究了水解酸化对污水可生化性的影响,考察了水解酸化—膜生物反应器对油田采油污水的处理效果.实验结果表明:当水力停留时间为8-10 h时,水解酸化可将污水生化需氧量与化学需氧量的比值提高至0.44,化学需氧量去除率达34％.水解酸化—膜生物反应器对油的去除率大于96％,对采油污水化学需氧量的去除率大于70％,对悬浮物去除率大于98％,出水水质好.采用扫描电镜能谱分析和荧光分析法对膜表面污染物进行分析后认为,生物粘泥及钙、铁等离子形成的硬垢是造成膜污染的主要因素.通过清洗方法对比研究,确定了水洗—碱洗—酸洗的清洗工艺,该方法使膜通量恢复率达99.2％.     

联合站污水处理技术分析

联合站是油田采出水的主要聚集地,对联合站采油污水的处理是油田开发的重要环节之一。采油污水在处理后常回注地下进行驱油,对采油污水的水质要求较高。因此,对联合站采油污水处理技术进行了分析。     

国内外采油污水软化技术研究进展

介绍了当前国内外采油污水软化技术的研究现状,及几种常用的软化技术的软化机理及其应用。提出各油田应根据采油污水水质情况,选择合适的污水软化处理工艺,研制新设备及药剂、开发新工艺、应用新技术是采油污水处理技术今后的重点。     

埕东油田泡沫复合驱先导试验污水对聚合物溶液黏度影响因素研究

油田污水配制聚合物易导致聚合物溶液黏度大幅度降低，严重影响了聚合物的应用效率和采油效果。以埕东油田泡沫复合驱先导试验区为基础，通过对油藏地质、地面流程及污水水质等系统的测试分析，开展了油田污水配制聚合物导致黏度损失严重的影响因素的研究。研究结果表明，聚合物溶液黏度损失主要发生在聚合物母液（清水配制）与污水混合处，主要原因是污水中的还原性物质与溶解氧在痕量金属离子的作用下发生氧化还原反应导致聚合物断链，黏度急剧下降。使用在污水与聚合物母液接触之前消除或最大程度减小污水中还原性物质及痕量金属离子的方法，可以降低对聚合物溶液的降黏影响。研究结果对于保证现场矿场的注聚质量和效果具有指导作用。     

油田采出水COD影响因素实验研究

针对江汉油田采油污水的主要成分 ,分析讨论了影响江汉油田采油污水COD超标的各种因素 ,对常用的化学水处理剂对COD的影响作了定量与定性的分析 ,其结论对于采油污水最终达标排放提供了环境科学依据     

牛圈湖油田水淹层测井评价方法

牛圈湖油田西山窑组属于低孔、低渗、低压的“三低”油藏。由于注入水为淡水,且原始含油饱和度较低,使水淹层的电阻率较高。利用常规测井解释方法,易把水淹层解释为油层,导致射孔投产后的生产井高含水。文中利用常规测井资料,结合试油试采、岩心分析等资料,研究了水淹层地球物理变化特征与定量解释模型,建立了适合牛圈湖油田的水淹层解释方法,现场应用也取得了较好效果。     

储层非均质性所形成的非常规油藏

介绍了三种非常规的特殊油藏类型和现象:“水包油”的特殊岩性油藏、高部位低产高含水、低部位高产低含水的低渗透油藏、油水界面不一致的高渗透油藏。这几个油藏的形成与储层非均质性有着密切的关系。通过对储层沉积环境、油气向圈闭运移、排替水的过程等多方面的综合分析,重点阐述了这几个非常规油藏的形成过程中储层非均质性对成藏形式、油水分布、生产状况等方面的影响。     

低渗油藏水驱油室内物理模拟实验方法研究

运用水驱油室内物理模拟实验方法,针对辽河油区低渗、稠油区块奈1块岩心及流体特点,进行室内水驱油实验研究,测试结果与现场其他方法测试结果相差很大,表明高、中渗岩心的水驱油实验方法对低渗岩心不适用,同时总结出了适宜低渗油藏驱油实验的饱和油方法,保证了低渗岩心水驱油室内物理模拟实验的合理性,为同类研究提供了参考。     

龙虎泡油田活性水驱油室内实验研究

针对大庆外围低渗透油田注水压力高、吸水能力差以及水驱采收率低等问题,选取龙虎泡油田进行活性水驱油室内物理模拟实验研究。表面活性剂筛选实验结果表明,十二烷基苯磺酸钠配制的活性水溶液/原油体系界面张力可达0.2041 mN/m,且与地层水配伍性良好,比水驱采收率提高16.6%。驱油实验结果表明,水驱速度、活性水浓度、活性水注入量、注入时机均对驱油效果产生一定的影响,当水驱速度为1.0 mL/min、活性水浓度为0.3%、活性水注入量为0.3 PV 时驱油效果最佳。现场实验应选取低含水井进行活性水驱油,当含水率较高时,适当提高活性水浓度以保持开发效果。     

特低渗透油层含油饱和度的一种校正方法

松辽盆地北部扶杨油层属特低渗透油层，即使采用油基泥浆取心或密闭取心样品，束缚水饱和度也难以测准。蒸馏法试验表明，若试验温度低，则束缚水蒸发不彻底，实测含水饱和度偏低；若试验温度高，则容易造成岩样粘土矿物晶间水脱水，实测含水饱和度偏高，影响了储量计算精度。为搞清特低渗透油层流体蒸发特征，开展了蒸发率试验，试验过程是：将岩样洗油后重新饱和水，再在与蒸馏法试验相同的试验条件下测定蒸发的水量。试验结果表明，有效孔隙度越小，蒸发率越低。由于两个试验过程的蒸发率近似相等，用蒸发率试验可以模拟蒸馏法试验，由此推导出束缚水饱和度计算公式。应用该公式对榆树林油田进行测算，校正前后原始含油饱和度相差１２％以上，储量相差２０×１０６ｔ以上。图２（郭海莉摘）     

大老爷府油田低阻油气藏储层及流体分布特征

对吉林油田分公司低阻、低渗、高饱和油藏的储层油气水分布特征,进行了深入研究.本区构造平缓,属保康水系所形成的三角洲前缘相和前三角洲相.砂体类型以三角洲前缘席状砂体和远砂坝砂体为主,砂岩以粉砂岩、泥质粉砂岩为主,泥质含量较高.砂体横向上连通性好,纵向上砂层较多,属层状构造油气藏.该区青一段储层层内非均质性较强,属低-特低渗孔隙性储层,而且具有亲水性.以上诸特点使得各储层内均表现油气水混相存在特征,油气水平面展布特征表现了受构造控制的明显因素,高部位高产气,低含水,产油中等;低部位高含水,低产气,产油低;腰部位产油高.产能状况与沉积微相及储层物性参数之间关系明显.     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长2低阻油层成因机理

根据大量铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞曲线、含油饱和度及矿化度等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长2低阻油层的形成机理进行了详细研究。长2油层组低阻油层形成的主要原因有3个方面,即:高束缚水饱和度、低含油饱和度及高矿化度地层水。孔隙结构复杂、高岭石晶间微孔发育及细粒岩石骨架,造成喉道偏细、孔喉半径小,形成高束缚水饱和度;低幅度构造背景、低油柱高度及低油气充注程度,是造成油层低含油饱和度、油水分异差的主因;高矿化度的地层水,降低了油层与水层的电阻率对比度。根据研究区长2地化热解参数统计,结合试油资料及测井孔隙度数据,建立了热解参数轻质油含量与孔隙度的关系图版,以此判断油层、油水同层、水层和干层。      

低黏度原油自适应控水装置设计及试验研究

海上油田多采用长水平井开发,其“趾端效应”突出、边底水锥进现象明显,制约了油田的高效开发。对于目前南海西部油田再生产井低黏度原油高含水的问题,常规自适应流入控制装置存在局限性,创新地提出了一种适用于低黏度油的新型自适应控水装置。新型自适应控水装置设计基于流体力学沿程摩阻理论与流体旋涡理论,其结构由择流器和旋流器组成,放大油水性质差异。采用软件对控水装置进行仿真模拟,将油水压差比作为性能指标,并搭建试验设备进行试验验证。根据仿真模拟及试验结果表明,水通过控水装置的压降远高于油的压降;且随着含水率增加,产生的过阀压降增加,证明新型自适应控水装置对低黏度油具有很好的控水稳油效果。     

水驱油效率可达到 100%

水驱油之后地层中还存在大量剩余油,如何将其经济而有效地开采出来是老油田挖潜调整要解决的主要问题。 注入水的波及系数低和驱油效率低都会导致地层中存在剩余油。 残余油的存在是驱油效率低的主要表现,其往往由快速注水驱替过程中的 Jamin 效应所致。 提高注水速度可以克服 Jamin 效 应并提高驱油效率,但该方式很费水,工程条件一般不允许。 长期水洗也可以提高注入水的驱油效率,但该方式也较费水,经济效益较差。 浮力驱油也可以消除 Jamin 效应,并大幅度提高驱油效率,甚至可将驱油效率提高至 100% 。 对于中高渗透储层,可采用周期注水的方式,充分利用浮力的作用来提高驱 油效率,节省注水成本,提高油田开发效益。     

酸化增注和精细过滤工艺提高孤南131断块开发水平

孤岛油田孤南131断块油藏的主要特征是埋藏深,渗透率低,注水困难,采出程度低,采收率低,2000年采用酸化解堵增注措施和精细过滤注水装置,改善了注入水水质,增加了注水量,取得了较好的解堵增注效果,其原油产量比治理前翻了一番。