油田回注水水质劣化原因及机理分析

油田污水经处理后回注,既避免了环境污染,又达到了注水保压的目的。以龙虎泡油田回注水从水处理站至各注水井水质劣化为研究对象,通过对泵送到各注水井过程中的水体、悬浮物等进行细菌分析或元素分析,探讨了水质恶化的原因与机理,并且提出相应可行的水质稳定措施。     

二氧化氯用于油田污水处理

在中原油田水质改性技术的基础上，应用二氧化氯配套技术对油田污水进行预处理，在较低pH条件下即能有效去除污水中的Fe^2 ，杀灭和控制细菌，实现了减少污泥，水质长期稳定达标的目标。     

预氧化技术在油田污水处理中的研究与应用

在油田污水处理过程中,在投加传统污水处理剂之前,先加氧化剂(如次氯酸钠、双氧水等),可使水中的有害离子(如Fe~(2 ))转化为有用的离子(如Fe~(3 ),有絮凝净水作用),然后再通过絮凝剂和助凝剂的作用,可使污水得到进一步净化。由于氧化剂的作用,可大大减少石灰乳的用量,从而可使污泥产出量减少三分之二以上。实验表明,当污水中Fe~(2 )含量较低时,氧化剂可选用次氯酸钠；当Fe~(2 )含量超过5 mg/L时,选用双氧水氧化剂为宜。     

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。     

纯化油田回注污水处理技术

本文简介了流程两改造：在沉降罐上增设除油和排污系统,增设粗过滤器和精细过滤器;详尽介绍了阻垢,絮凝,缓蚀,杀菌四种污水处理剂的筛选和优选药剂的现场试验结果。     

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...     

稠油污水处理及回注技术的研究应用

通过对稠油污水完善改造,使处理后的新污水质含油≤１０ｍｇ／Ｌ、机杂≤１０ｍｇ／Ｌ,达到了污水回注的标准,实现了“南水（井楼污水）北调（古城）”,井楼油田Ｌ４井停注,古城油田田注清水改注污水,为稠油污水继续实现零排放创造了条件,从根本上解决了井楼一、二区水淹问题,解救一、二区Ⅳ１－３、Ⅲ８－９、Ⅲ５－６地质储量５０．２万吨ｔ,使井楼一、二区剩余３２０万ｔ地质储量避免水淹,且增加可采储量２０万ｔ以上,     

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。     

浅海污水处理及回注工艺技术应用研究

详细介绍了已应用于埕岛油田中心一号平台的原油污水处理回注工艺流程,及采用的新技术。应用实践表明该技术适用于海洋油田综合型平台。     

一种降低污水腐蚀性的油田污水处理技术

胜利东辛油田广利污水站处理后回注油田污水腐蚀性很强。注水井管柱和地面管线腐蚀极为严重。多次检测结果表明腐蚀速率高达0．24～0．28mm／a。腐蚀是由氢的去极化反应和硫化物引起的。污水在沉降罐停留时间长达15h，但沉降后污水中悬浮固体、含油、总铁仍大大高于行业标准的要求。使用已申请专利的一种电化学处理设备，在不同运行参数下在现场对未加水处理剂的污水进行预氧化处理，然后在pH=7．0进行混凝沉降1h，在运行参数（氧化程度）适宜时，砂滤后水质（悬浮固体、含油、Fe^3＋、∑Fe和滤膜因数MF）完全达到要求。预氧化后的污水容易混凝沉降，所用混凝剂（HPAM、HPAM＋硫酸铁、HPAM＋硫酸铝）效果相仿。预氧化使污水腐蚀速率增大。提高混凝沉降pH值（6.5-8．0）使水质普遍变好，腐蚀速率下降，但污泥生成量增多，合理的pH值为7．0。这时腐蚀速率为0．052mm／a。预氧化/混凝处理后污水矿化组成变化很小，Ca^2＋、HCO3^-浓度和结垢趋势减小。表7参5。     

广利油田污水改性研究

对用碱剂处理高腐蚀性的广利回注污水、进行水质改性及缓蚀、阻垢问题进行了室内实验研究。用单一碱剂(NaOH，Ca(OH)2，NaCO3，NaSiO3)处理后的广利污水(pH=8．5)，腐蚀速率达到注水要求，但悬浮物含量急剧上升。碱处理后加入筛选的二元复配絮凝剂沉淀30分钟的中层水样，腐蚀速率、总铁、悬浮物、含油、SRB数均符合注水要求，但残渣量很大，沉降4小时以后，湿渣率为6％～9％，干渣率为0．09％～0．46％。根据各碱剂的优缺点将碱剂复配，优选出了未报道其组成的3种复配碱剂，与絮凝剂结合使用，使湿渣率降至5％～8％，干渣率降至0．0647％～0．0709％。其中复碱F用量中等而pH值易调，干渣率0．0647％。与地层水相比，复碱改性污水及其与地层水的混合水更易结垢。根据理论预测(60℃)，复碱改性使广利污水的CaCO3结垢性由临界变为结垢，使CaS04结垢性由不结垢变为结垢或临界。筛选了供复碱改性广利污水使用的阻垢剂。以一种标准盐水测定的渗透率为基准，精细过滤广利站处理后回注污水和复碱处理广利污水先后流过3支地层岩心，使渗透率分别下降6．2％～7．8％和3．9％～4．7％。因此，复碱改性并作絮凝、阻垢处理的广利污水可用作注水。大量污泥的处理是待解决的问题．图1表11参5．     

稠油采出水制备纳米颗粒及其泡沫驱油研究

针对油田采出液难处理、纳米颗粒制备成本高的问题,采用鲁克沁稠油采出液合成菱-球混合形纳米碳酸钙颗粒,通过泡沫稳定性实验及岩心驱替实验,研究纳米碳酸钙颗粒的稳泡性能及该泡沫体系的驱油效果。结果表明：合成的纳米碳酸钙颗粒可有效增强泡沫稳定性;当纳米颗粒质量分数为0.2%、体系矿化度为5 000 mg/L、温度为80℃时,纳米颗粒发泡体积为530 mL,析液半衰期达528 s;泡沫体系具有良好的耐盐、耐温及抗吸附性能;水驱油藏(含水率为达80%)转泡沫驱,纳米颗粒泡沫可形成3 MPa左右的稳定驱替压差,采出率由39.84%增至80.16%。利用油田采出液稳定合成出纳米碳酸钙颗粒,可作为泡沫稳定剂提高泡沫稳定性,并用于矿场驱替试验改善泡沫驱油效果。     

稠油油藏采出污水净化剂ZE01

辽河曙光采油厂采油污水含油量高,油水乳化严重,净化处理困难.为此研制了丙烯酰胺/丙烯酸/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵共聚物,作为净水剂,代号ZE01.在实验室条件下,按80 mg/L的量在稠油污水中加入净水剂ZE01,处理后污水的CODCr值由1095 mg/L降至120.5 mg/L,外观清澈透明,ZE01加量增加到120 mg/L时,CODCr 值进一步降到101.2 mg/L,透光率达到98%.在曙光第四联合站使用该净水剂处理采出污水,加量为40～50 mg/L,不加其他水处理剂,处理后水清澈透明,含油2.4～4.1 mg/L,含悬浮物1.2～2.3 mg/L,CODCr值85～108 mg/L.该净水剂已于2007年2月开始,在曙光第四、第五联合站投入现场应用,效果良好.     

中原油田采油污水腐蚀因素研究

根据中原油田水质分析和腐蚀监测结果,应用灰关联分析方法对影响中原油田采油污水腐蚀的众多因素进行了分析。根据灰关联度的计算结果可知：影响中原油田采油污水腐蚀的主要因素为HCO3^-浓度、pH值、SRB、TGB和∑Fe含量,探讨了这些因素对腐蚀的影响规律。通过对中原油田采油污水处理前、后的水质与腐蚀性比较可知：提高采油污水的pH值,控制SRB及TGB含量,降低∑Fe浓度,对于降低腐蚀速率意义重大。灰关联分析结果与实际情况较为吻合。     

桩西特低渗油田注水水质软化处理工艺

胜利桩西油田桩 74块油藏高温、高压、低渗 ,回注污水钙镁含量高 ,引起地层严重结垢 ,因此桩 74站采用了苛性钠软化回注污水工艺。讨论了NaOH软化水的原理。主要考虑NaOH与Ca(HCO3 ) 2 的沉淀反应 ,确定了NaOH加量以及中和需要的盐酸加量。在矿化度 984 8mg/L、含钙 2 84mg/L、含镁 2mg/L的桩 74站污水中加入4 70mg/L的NaOH ,30mg/L的助沉剂 ,使钙镁含量降至 16 .6mg/L ,pH值由 7.0升至 12 .0。污水在 pH =7.0、钙镁含量≤ 15 0mg/L及 pH =80、钙镁含量 <10 0mg/L时 ,175℃ (地层最高温度 )下的结垢率很低。软化并中和后的污水腐蚀率比原水略有增大 ,且随 pH值升高 (5 .5～ 9.5 )而增大。该污水软化工艺已在装备有三级精细过滤装置的桩 74站投入应用 ,前 3个月回注污水的 pH值为 5 .5～ 8.5 ,钙镁含量为 4 .1～ 4 0 .1mg/L ,含油量为 0～ 3.6mg/L ,悬浮物含量为 1.0～ 2 .0mg/L。图 1表 4参 1。     

稳定性二氧化氯杀菌剂在坪桥集中处理站的应用

长庆油田第一采油厂坪桥站回注污水处理工艺包括二级除油、气浮、三级过滤，加磷系缓蚀剂，来水细菌含量很高，在过滤前沿流程细菌繁殖。产生H2S，腐蚀性增大，处理后水发黑发臭，含S^2-160mg／L。Fe^2＋6．0mg／L，SRB〉10^6个／mL．TGB和IB均为100～10^7mg／L，腐蚀速率0．622mm／a。2004-07-08-2005-01-13期间进行了稳定性二氧化氯（ClO2质量分数8％）杀菌剂应用试验，通过三个阶段的加药量调整，在第三阶段后期达到每周加药2次，每次按当日处理水量加入二氧化氯杀菌剂商品8．0～10．0mg／L，处理后水清彻无异味，含S^2-4．8mg／L，Fe^2＋0．9mg/L，SRB10^1～10^2个／mL，TGB和IB均〈10个／mL，腐蚀速率0．08mm／8。详细发表了试验期间加药量变动、细菌数及有关水质数据。指出污水中硫化氢和二价铁离子消耗二氧化氯，使其杀菌效果降低．在这种情况下应相应加大二氩化氯加量．图1表5参1．     

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。