杏北油田含油污水水质提升面临形势及对策分析

杏北油田处于水驱、聚驱及三元复合驱三种开发方式并存的阶段,随着化学驱开发的不断推进,油田含油污水成分日益复杂,出现了工艺不适应、水量不平衡、负荷高低不均衡等问题,导致处理难度不断加大。为此,"十三五"期间结合杏北油田水质现状,提出杏北油田多元开发方式下"分质处理、平衡水量、均衡负荷、节点管理"的水质治理思路,制定了工艺管网完善、开源节流、能力互用、高效管控等含油污水水质改善措施,保证不同水质分质处理、产注平衡、负荷均衡,为含油污水处理系统优化运行奠定了基础。目前,杏北油田注化学驱尤其是三元规模进一步扩大,分析了三元污水无法达标、三元生产废液影响污水处理、水处理设备设施老化以及"三采产水过剩、深度水源不足"等形势和问题,坚持"十六字"治理思路,制定了三元污水处理投加水质稳定剂、降低三元污水站负荷、优化三元分质处理、调整废液处理流程等技术措施,提出加强三元污水及三元相关生产废液技术试验的建议,对未来一段时间水质提升具有较大指导意义。     

生物处理技术在聚驱污水站中的应用

常规聚驱污水深度处理工艺复杂,出水水质达标困难,原油回收率较低,不利于节能环保。对污水含聚高、且运行效果不稳定的聚驱污水站进行试验改造,采用“气浮+生物破乳除油+固液分离工艺+一级过滤”工艺开展聚驱污水深度处理设计,通过完善配套工艺,优化设计流程,确定适应于聚驱采出水处理的设备、工艺流程及操作参数,最终实现提高污水处理水质及原油回收率的目的,为今后聚驱污水深度处理站改造提供参考依据。     

采出水水质影响因素分析及治理措施探讨

随着三次采油开发逐年推进,含聚含剂污水进入水驱处理系统。由于工艺不适应性加剧,污水配制污水稀释的配注模式沿用等原因,导致大庆油田第三采油厂深度水需求量逐年增长且产注水量失衡,目前仅能通过已建连通管网实现区域性调水以维持各区污水站处理负荷平衡。根据水质化验数据,仍有部分污水站外输水质无法稳定达标。针对上游原水含剂浓度居高不下、处理工艺出现不适应性、下游污水处理工艺腐蚀老化、外来液进入系统导致处理难度增大等问题,分析总结出影响水质的主要因素,同步制定了分质处理、分质注入、分质达标,完善聚驱提温反冲洗工艺,平衡污水站处理负荷,以聚驱原水补充深度水源,逐年安排改造规划等技术管理措施,从而加强注水质量管理,为油藏精细开发提供水质保障。     

雅斯油田污水处理系统工艺改造

雅斯油田属于低孔、特低渗透油田,储层物性差,对回注水质要求高。随着油田开发的不断深入,产出污水水性变得越来越复杂,现有采出水处理能力不足,且污水处理工艺不能满足处理后水质要求。对此,雅斯油田开展了微生物污水处理工艺的探索、试验与应用实践工作,实现了微生物污水处理工艺技术的成功应用,保证了处理后污水水质稳定达标,为该油田污水处理工艺技术提升走出了一条新路。     

已建三元污水站滤前水常规处理和外输水深度处理现场试验研究

“十二五”初至“十三五”末,大庆油田三元污水处理站基本采用“来水→序批式沉降罐→一级石英砂-磁铁矿双层滤料压力过滤罐→二级海绿石-磁铁矿双层滤料压力过滤罐→外输”工艺流程。为了确定三元污水处理站滤前水水质控制指标对外输水的影响,对已建站序批式沉降罐出水开展常规达标处理试验,分析沉降罐出水不同水质经过“两级双层滤料过滤”工艺处理达标情况;为探索“已建站外输水+旋流气浮+两级双层滤料过滤”工艺处理效果,对已建站外输水开展深度达标处理试验研究。试验结果表明,已建站沉降罐出水水质控制指标宜为含油质量浓度≤70 mg/L、悬浮固体质量浓度≤70 mg/L;已建站外输水在满足常规水质达标的前提下,采用“旋流气浮+两级双层滤料过滤”的处理工艺技术,可以实现深度水达标处理。     

温西一区块氮气泡沫驱提高采收率技术研究

吐哈油田温西一区块油藏属于特低渗油藏,经过多年注水开发,已进入高含水期开发阶段。结合低渗油田水驱开发后期提高采收率技术需求,优选温西一区块开展氮气泡沫驱技术研究,通过对区块油藏地质概况研究,泡沫辅助气驱机理研究及可行性论证、注采工艺方案、地面工程方案等关键技术进行研究,开展了温西一泡沫辅助减氧空气驱矿场试验,本次矿场试验取得了一定的效果,累计增油2328t,增气1535.4万m~3,为吐哈油田在低渗透油藏的采收率技术上指明了新的方向。     

水驱污水站水质影响因素分析及治理建议

2013年对A水驱污水站所属区块进行强碱三元复合驱开发,2016年A水驱污水站含油达标率、含悬浮物达标率开始显著下降,2017年下游5座深度污水处理站出水水质无法稳定达标。针对A水驱污水站出水水质逐渐恶化的现象,分别对系统工艺、节点管理进行分析,发现影响水质的主要原因有:A脱水站未实现水驱、三元分质运行,导致A污水站聚合物、表面活性剂浓度升高;油田已建水驱、三采调水管网互有联通,部分三采污水进入水驱污水系统;A水驱污水站上游的A脱水站所辖8座水驱转油站全面见剂;部分污水站处理设备老化较为严重,处理效果较差,去除率较低。通过影响因素分析,系统运行时采取分质处理、优化污水调运管道、完善设备设施,使处理工艺与水质相适应,同时加强各节点管理,实现污水站水质稳定达标。     

提高聚驱采出水处理效果的改进措施及建议

由于聚合物驱采出水中聚合物含量的变化,造成已建含油污水处理系统中的沉降部分处理效率和效果降低,过滤部分阻力增大、运行周期缩短,处理后水质不能够稳定达标。针对这些生产实际问题,从聚合物驱含油污水水质特性研究入手,通过采取气浮技术、增加排泥设施、调整过滤罐的滤料级配、在滤罐过滤前投加少量絮凝剂,以及定期投加滤料清洗剂的方法,提升了污水处理的效果,达到了提升滤后出水水质的目的。建议今后新建聚合物驱含油污水处理站采用"来水→自然沉降→混凝沉降→石英砂-磁铁矿双层滤料过滤→净化水"的处理工艺。     

化学助剂对含油污水处理效果的影响研究

油田开发中投加的化学助剂加剧了回注含油污水的乳化程度,使污水处理工艺很难适应水质的变化,处理后的水质难以达标。文章论述了油田在钻井、射孔、作业、采油、集输等过程中投加的各种化学助剂及化学助剂中的多种添加剂对含油污水处理工艺的影响程度,并分析了各种化学助剂对水处理系统影响的主要因素。     

联合站污水处理的运行分析

针对压力过滤式污水处理工艺流程实际运行中影响污水处理水质因素进行了分析,对日常生产运行中出现的典型问题提出了解决办法:完善日常运行制度;污水处理分段控制分段达标管理;改善加药工艺和优化污水油处理方案,实现污水水质达标.     

胜利油田回注污水处理技术新进展

结合胜利油田分公司油田污水处理现状,介绍了胜利油田污水处理技术进展情况,针对胜利油田污水处理特点形成了污水处理技术系列。同时详细介绍了3项单项技术试验应用情况:①二级气浮除油工艺,提高了除油效果,减少了管网及设备的腐蚀;②针对强腐蚀回注污水实施了电化学预氧化技术,详细介绍了电化学预氧化处理污水技术实施情况;③针对化学驱回注污水,研究、实验了高梯度聚结气浮技术,介绍了高梯度聚结气浮现场试验情况。最后,对今后油田污水处理技术的发展进行了展望。     

油田水处理新工艺应用与效果评价

随着油田开发时间的延长,产出的污水也随之增多,污水逐渐成为油田开发中晚期注水的重要水源,污水处理达标问题已引起企业的高度重视。针对油田污水处理的实际情况,试验了简便、高效、节能的油田污水专用处理设备(水处理一体机、专用水处理剂)。该设备占地面积小,在运行中无需对设备进行反冲洗,解决了油田核桃壳及纤维球水处理设施反冲洗带来的二次污染与更换滤料的问题。     

低渗透稀油油藏水驱后氮气泡沫驱适应性

吐哈油田低渗透稀油油藏注水开发进入高含水期后,水淹程度高,水驱调整措施效果较差,亟需寻找后续提高采收率方法。针对低渗透油藏注入能力差、不适合注聚合物等高黏度流体的特点,利用水驱、氮气泡沫驱和水驱后氮气泡沫驱开展室内实验研究,探讨驱油效率及其影响因素。结果表明,水驱驱油效率随渗透率的增加而升高,与渗透率呈较好的对数关系;氮气泡沫驱驱油效率为67.66%,较水驱驱油效率提高10.62%;氮气泡沫驱可在水驱的基础上提高驱油效率约9.63%。实验用泡沫的残余阻力系数大于1,表明氮气泡沫驱通过堵水调剖,提高了水驱后油藏的采收率,从机理和实验提高驱油效率程度判断,氮气泡沫驱适用于吐哈油田低渗透稀油油藏。     

海上聚驱油田硫酸盐还原菌治理研究

某渤海聚驱油田污水处理系统硫酸盐还原菌(SRB)问题日趋严重,本文对该油田SRB超标原因进行了分析,发现含聚污水与油田在用杀菌剂不配伍、SRB在流程中大量滋生、SRB对杀菌剂产生抗药性是导致油田SRB超标的主要原因。四羟甲基硫酸磷与渤海某聚驱油田含聚污水配伍性好,投加浓度30 mg/L可将含聚污水SRB含量控制在25个/毫升,为海上聚驱油田污水处理提供了技术支持和实践经验。     

三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

吐哈油田三塘湖马56区块条湖组为致密灰岩储层,在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上,利用滑溜水+弱交联液体系实施大排量、低砂比、沟通天然裂缝的分段压裂技术路线,通过采用前置酸预处理技术、多段塞降阻降滤技术、快速破胶技术、小粒径组合陶粒技术及井下微地震测试技术,三塘湖马56区块致密油藏的水平井多段压裂改造取得突破,为油田的高效开发奠定了基础。     

油田污水处理新技术新装备述评

针对油田污水处理、回注的不同工艺要求 ,最近研制开发出油田污水精细处理装置、小区块油田橇装式污水处理装置、旋流混合反应澄清装置及液 液旋流分离系统等新装备 ,在室内试验及现场试验中均取得了良好的效果。按照“安全可靠 ,经济高效 ,节能降耗”的原则 ,提出我国油气田地面注采及污水处理技术的发展建议 :(1)注聚、稠油、特稠油的污水处理是今后油田污水处理的主攻方向。 (2 )加强高含水油田节能降耗水处理技术的研究。 (3)加强低渗透、小断块油田地面污水处理工艺技术研究。     

聚合物驱新型污水处理剂的研制和应用

针对化学驱油技术应用过程中各类油田助剂的广泛使用,油田采出污水处理难度逐渐加大,污水水质逐年变差的特点,研制了适用于油田聚合物驱采出液处理的新型污水处理剂SCI-1。室内研究显示,污水中的化学耗氧量、金属离子、矿化度以及悬浮物和原油等因素对聚合物溶液均具有不同程度的降粘作用。通过分子改性技术,SCL-1药剂克服了聚合物驱采出污水处理中污水粘度高、乳化程度深、油水分离阻力大等技术难点。注聚合物区现场试验结果显示,污水处理剂SCL-1具有显著的综合处理能力,在油田注聚合物区具有很高的推广应用价值。     

纯化油田回注污水改性处理可行性研究

纯化油田是典型的多层系、薄互层、中低渗透油田,油田开发方式主要以注水开发为主.自1992年回注污水以来,由于水质不合格,给油田开发带来了较大的危害.针对此种情况,在室内开展了改性水处理研究,主要从改性处理水处理工艺、改性水与地层水配伍性、不同含油量的改性水对地层损害程度及不同粒径中值、不同细菌含量、不同pH值的改性污水水质对地层伤害等几个方面进行了试验研究,试验结果表明,纯化油田回注污水进行改性处理是可行的,处理后的水对地层基本无伤害.     

华北油田污水处理现状及展望

详细介绍了华北油田污水处理技术的现状,分析了急需解决的问题,并指出今后污水处理发展的趋势.华北油田污水处理重点攻关方向是含聚合物污水的处理技术,通过引进和开发新的处理技术及先进的设备,来提高污水处理的自动化程度,确保油田污水的高效处理和合格回注.     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。