陆上油田采出水回注管材的选择

水注入含油地层，是为了采出油层中的原油，提高产油量。陆上油田，通常用采出水做注入水。采出水常常含有高浓度的离子和溶解气体──氯化物、碳酸氢盐、硫化物、二氧化碳和硫化氢，这些都会增加水的腐蚀性。另外，可能存在的腐蚀介质，如溶解氧和微生物，常造成地面处理设备的污染。     

ZJF油田采出水达标处理回注技术探索与实践

ZJF油田采出水处理系统采用"大罐沉降+悬浮污泥过滤"工艺,处理后的水经注水泵集中增压后再进行回注.经分析,站内水处理系统水质合格率低的关键因素是系统暴氧,通过在装置顶部注入氮气的密闭方式,使得站内处理水质合格率提高至98.4％.注水井井口水质合格率低的主要原因是注水管道内结垢引起的沿程污染,通过在井口加装过滤装置的方...     

靖安油田采出水回注指标修订探讨

随着油田不断开发,注水水源紧缺与大量采出水未充分利用的矛盾日益突出,国家环保法规要求,采出水回注地层才是最佳去向。注入水水质的好坏直接影响储藏堵塞程度,回注水质控制指标是衡量水质合格的尺度,是水质管理和注水管理必须遵守的准则。油田开发中后期,油井见水程度差异较大,油井、水井措施力度大,储层结构发生变化,原有的水质回注控制指标已不能满足油田开发需求,因此,重新修订水质回注控制指标已势在必行。     

油田采出水腐蚀性动态模拟试验研究

介绍了一套腐蚀管路动态模拟试验系统,利用该系统较深入地研究了各种介质条件(温度、流速、矿化度、溶解氧含量)对油田采出水腐蚀性的影响。指出对于封闭集输系统,油田采出水腐蚀性较强的条件是较高温度、较高流速及较高矿化度;溶解氧含量的增加会显著加剧油田采出水的腐蚀性。     

油田采出水新型处理工艺技术应用及评价

随着油田开发进入中后期,采出水量逐年增加,采出水出路成为制约油田"可持续"发展的一项重大难题。而实现采出水合格处理后有效回注,不仅是解决油田采出水出路的根本途径,也是国家"节能减排、环保治理"工作的重点。     

油田采出水腐蚀性动态模拟试验研究

介绍了一套腐蚀管路动态模拟试验系统，利用该系统较深入地研究了各种介质条件（温度、流速、矿化度、溶解氧含量）对油田采出水腐蚀性的影响。指出对于封闭集输系统，油田采出水腐蚀性较强的条件是较高温度、较高流速及较高矿化度；溶解氧含量的增加会显著加剧油田采出水的腐蚀性。     

油田采出水新型高效杀菌工艺研究及应用

本文对电解食盐所产生的次氯酸钠(NaCl)用于油田采出水杀菌处理进行了研究探讨。     

油田采出水深度处理技术

华北油田已进入高含水开发期，油田采出水量和外排水量逐年增加，而环保对排放水质的要求日益严格，在某些情况下经常规处理工艺处理后的油田采出水达不到排放标准，必须进行深度处理，本文在国内外油田采出深度处理技术进行广泛调研的基础上，详细介绍了溶气气浮技术，新型精细过滤器和新型油田采出水净化剂－ＤＴＣ，并提出华北油田采出水深度处理应采取的对策和建议。     

油田采出水新型高效杀菌工艺研究及应用

本文对电解食盐所产生的次氯酸钠(NaCl)用于油田采出水杀菌处理进行了研究探讨。     

长庆油田高矿化度采出水生化处理可行性研究

长庆油田采出水含油量高,隔油除油-混凝沉降-过滤三段式处理效果差,水处理剂耗量大,处理费用高.为此筛选培养了对原油有较强降解作用的好氧菌CY21-21.在实验室生化处理流动实验装置上,在室温下用该菌处理含油81.08～507.45 mg/L的长庆7个站点采出水,平均除油率94.45%,处理后水含油小于10 mg/L;18～40℃除油效果相同.在长庆新5站现场,使用日处理量80m3的撬装式污水生化处理装置,在生化池和沉淀池停留时间均为6小时、处理温度15～30℃条件下,用该菌处理含油量变化很大(21.43～1004.8 mg/L)的采油污水,除油率在82.67%～96.31%范围(平均值88.60%),出口含油量在3.81～18.10 mg/L范围.CY21-21菌处理后的污水,矿化离子组成无变化,室内及现场挂片测试结果表明生化处理水腐蚀性大幅减小.生化处理不影响污水中有害菌SRB、TGB的生长繁殖.长庆油田高矿化度高含油采出水用CY21-21菌进行回注处理是可行的.     

含油污水处理在中原油田防腐中的作用

中原油田回注污水矿化度高(40～150g／L)，钙镁离子含量高(4～6g／L)，呈酸性，pH值6．0～6．5，腐蚀性很强，污水处理和注水管线、设备腐蚀严重。列表给出了中原油田12座污水处理站来水(油田产出水)的离子组成和2001～2002年5个季度腐蚀速率监测数据。介绍了1994年以来开发的使水质完全达标的两项注入水处理技术：将污水pH值提高至8．0～9．0，絮凝，稳定化的水质改性技术，1997年已全部在12座污水站应用，处理中产生大量污泥，高pH值下的结垢性是一个受到关注的问题；在pH=7．0条件下用过氧化物预处理、混凝的强氧化预处理技术，使污泥量减少50％以上，结垢倾向减轻。中原油田注入水的年平均腐蚀速率已由0.705mm/a(1994)降至0．0986mm／a(2001)。接近行业标准推荐值≤0．076mm／a。注入水引起的腐蚀已大大减轻。表6参3。     

油气田含硫污水处理技术研究进展

综述了国内外油气田含硫污水处理技术进展,内容如下.①国内油气田含硫污水分布及其中S的存在形式;②含硫污水物理化学处理方法,包括汽提法、各种氧化法、中和法、真空抽提法、化学沉淀法、电化学法;③含硫污水生物处理法,包括厌氧和好氧氧化法;④各种方法比较;⑤选用原则.     

纯化油田回注污水结垢性与配伍性研究

胜利纯化油田注水水源为纯梁（油气水集输处理），首站污水，碳酸钙结垢引起注水压力上升，影响油田生产，在室内通过加入助凝剂和混凝土剂进行化学混凝，静置沉降，过滤后加入稳定剂，将该污水转变成为符合注入水行业标准的净化水，该净化水pH=8.-8.3，成垢离子Ca^2 ,Mg^2 ,HCO3^-1等含量较高，但根据饱和指数SI和稳定指数SAI预测无CaCO3结垢倾向，配伍性实验结果表明；在油层温度（90℃），下密闭加热7天，首站污水，纯梁油田及其边缘井产出水均产生沉淀，不同比例的首站污水与纯梁，边缘井产出水混合水也产生沉淀，相互不配伍，处理后的首站污水仍保持清澈透明，按不同比例与纯化油田及其边缘井产出水混后后，水色清亮，浊度略上升，但无沉淀生成。     

江苏油田含油污水处理新工艺新技术

报道了近几年来江苏油田回注污水处理技术的改进.2005年以来,对真武、杨家坝污水处理系统进行了改造:为应对来水量和水质的大幅度波动,在系统前端增设了储水罐;除油和去除悬浮物在不同的罐内进行并改进了两罐内部结构;视对水质的要求采用二级或三级过滤,改进了全自动双室精细过滤技术;结果使处理后回注污水水质有了很大提高,改造后处理工艺的主要不足之有:流程偏长,立式储罐容积偏大,对药剂的依赖性加大等.完成了管式膜超滤器的现场试运行,考察并比较了各种气浮方法,确定了包括气浮的污水处理流程,推荐用于沙埝、高集污水处理系统.针对小断块油藏的特点,提出了包括气浮和二级或三级过滤的两个污水处理新工艺,其中推荐用于超低渗油藏的污水处理工艺中,第三级过滤为管式膜超过滤.图2表2参11.     

哈得4油田清污混注的结垢机理研究

对塔里木哈得4油田水驱所用的清水与污水混合结垢机理进行了室内实验研究。污水为典型的高矿化度(252.6 g/L)高含铁(Fe3+78 mg/L,Fe2+14 mg/L)CaCl2型水,清水为矿化度25.34 g/L、含SO42-5.52 g/L的Na2SO4型水,两种水相混时可产生硫酸钙垢和铁(Ⅲ)垢。污水、清水按4∶6和6∶4体积比混合后,30℃和90℃下72小时结垢量高达1.0-2.3 g/L;根据成垢离子浓度测定值,污水、清水按2∶8-8∶2体积比混合后,CaSO4成垢反应30℃时在0.5小时内基本完成,≤70℃时混合后2小时SO42-浓度保持稳定,90℃时浓度下降,仍会结垢。污水、清水体积比为2∶8、4∶6、8∶2的混合水,70时结垢量分别为3.8、3.6、4.23、.3 g/L,垢成分主要为CaSO4.2H2O和混合氢氧化铁。污水、清水、4∶6和6∶4混合水腐蚀性小,30℃、72小时腐蚀性测试中测得腐蚀速度分别为2.5×10-4、1.68×10-3、5.0×10-4、7.3×10-4mm/a。表8参14。     

复合驱油菌株提高安塞低渗透油田采收率实验

从安塞油藏环境中分离到两种高产生物表面活性剂的优良驱油菌株,经鉴定为铜绿假单胞菌DN001和枯草芽孢杆菌DN002. 通过室内和现场试验评价了驱油微生物及其复合菌株降低表面张力和界面张力的能力、对原油的乳化性能以及对当地油藏的环境适应性。结果表明,复合菌株发酵液可将水的表面张力从72 mN/m降低到25.1 mN/m,并且发酵液的油水界面活性较高,平衡界面张力为0.954 3 mN/m.筛选的微生物菌体在安塞油田油藏环境中可大量繁殖。室内驱油模拟实验表明,经复合微生物驱替作用后,采收率可提高17.38%,说明筛选的菌株驱油性能较强,微生物驱油室内评价结果为其在安塞油藏现场应用提供了可靠的试验依据。     

渤南油田采油污水处理方法研究

在室内实验研究的基础上提出了处理渤南油田结垢性含油污水的方法，在45－50℃下在渤南首站污水中依次加入以活性Ca(OH）2为主要成分的助凝剂CH－2和等量PAC，PAM组成的复合如凝剂JPM－1，短时间搅拌后静置沉降50－60min，上清水经砂滤后清澈透明，浊度＜0．5NTU，pH值上升至8．0－8．5，各项水质测定值（含油量，悬浮物，腐蚀速率，粒度中值，SRB和TGB菌数）均符合石油天然气行业标准的A3级指标，CH－2加量为280－400mg/Ln,JPM-1加量为150－200mg/L，随污水含油量（39－112mg/L)增加而增加，未处理污水失钙镁率为17．7％，有结垢性，处理后水及其与未处理水的2：3和3：2混合水失钙镁率＜1％，无结垢性，此方法工艺简单，可利用原有设备，经济性好。     

喇嘛甸油田污水配制高分子高浓度聚合物驱油试验研究

大庆喇嘛甸油田聚合物驱过程中暴露出四个突出矛盾：一是采出污水外排污染环境,同时带来清水供应紧张：二是聚合物驱油成本较高,需进一步提高效益;三是超高相对分子质量聚合物能否成为高效驱油剂：四是调驱结合能否解决聚合物突进问题。通过几年来污水有效利用技术攻关,提出了采用高浓度、超高分子聚合物驱油技术方法。该技术与调剖方法相结合解决了聚合物突进问题,试验达到阶段采收率增加15．28％的好效果。矿场试验表明,清水配制母液、污水稀释高浓度超高分子聚合物驱,不仅可以实现污水利用,而且还可以提高原油采收率。     

可用油田污水配液的MTS和TS系列驱油用聚合物

以大庆北四联采油污水为例,指出造成污水配制的驱油聚合物溶液粘度低下的主要因素为污水中金属离子特别是高价金属离子Fe3+、Ca2+、Mg2+和各种还原性化学、生物物质。介绍了所研制的可用油田污水配液的两个系列驱油聚合物:丙烯酰胺与支型含—SO3H基单体的二元共聚物MTS,分子量1.8×107左右;丙烯酰胺、支型含—SO3H基单体及少量疏水性单体的三元共聚物TS,分子量8.0×106左右。两个系列聚合物的组成可作适当调节以满足不同油田的需要。粘度曲线表明:用大庆采油二厂污水配制的1000mg/LMTS 45和TS 45溶液的粘度达到或超过大庆油田的要求(>50mPa·s,45℃,7.34s-1);用胜利孤东采油厂污水配制的1500mg/LMTS 85和TS 85溶液的粘度高于胜利油田的要求(>12mPa·s,85℃,36.7s-1);M=2.8×107的HPAM的相应溶液的粘度均达不到油田要求。用大庆采油九厂污水配制的1000mg/LMTS 45、TS 45和HPAM(M=2.8×107)溶液粘度(45℃,7.34s-1)分别为76.0、56.6和42.3mPa·s,高速剪切1min后粘度保留率分别为83.4%、58.0%和52.7%,在45℃隔氧密闭老化90d后保留的粘度分别为>70、45.7和25.7mPa·s。图3表3参3。     

哈得4东河砂岩油藏注水水质标准研究

塔里木哈得4东河砂岩油藏将由注矿化度25g／L的地表水（清水）转为注矿化度240g／L的采油污水。清水与污水配伍性差，应分注，注清水时需采取防垢措施。实验考察了与注入水腐蚀性、地层伤害性有关的诸因素，推荐了清水和污水水质控制指标。要将A3钢在清水和污水中的腐蚀率控制在0．076mm．／a以内，溶解氧浓度均应小于0．89mg／L（尽管污水对溶解氧的耐受性强），TGB、IB、SRB茵数应分别小于100、102、100个／mL。根据储层岩心注模拟水伤害实验结果并考虑油田生产情况，为了使储层岩心渗透率的伤害率低于15％，注入水（清水、污水）中悬浮物粒径应控制在5pan以下，悬浮物含量小于7．5mg／L，TGB、IB、SRB茵数应分别小于100、100、102个／mL，Fe^3＋浓度应小于2mg／L，含油量应小于10mg／L。图11参6。