延长油田韩渠联合站采出水水质达标工艺研究及效益分析

延长油田经过多年的勘探开发,部分联合站采出水处理系统工艺落后,滤料更换频繁、加药效果差,滤后水质不达标,难以满足低渗透油藏注水水质要求。为实现采出水水质达标,延长油田将韩渠联合站作为试点进行工艺优化改造和药剂筛选。研究表明,改造后的一级重力除油+一级气浮+双滤料过滤+多介质过滤+烧结管工艺流程配合絮凝剂40 mg/L、助凝剂2 mg/L、阻垢剂60 mg/L、杀菌剂60 mg/L、缓蚀剂60 mg/L,以及合理的加药点,能够适应目前来水工况,且滤料更换周期由8~14个月延长至30个月,每年减少更换滤料费用65万元,水处理药剂费减少1.86元/m~3。     

诱导射流气浮选与微动力过滤技术联合处理含油污水试验

油田进入高含水开发后期,由于油田开发层位和开发方式的变化,采出污水中因细小颗粒油珠逐渐增多、乳化程度提高而带来水质特性改变,导致污水处理难度增大,重力沉降除油效果变差和滤前水质超标,为此开展了"诱导射流气浮选+微动力过滤"处理工艺技术的现场试验研究。根据诱导射流气浮选设备和微动力过滤器的特点,采用正交法进行额定设计规模条件下的最佳运行参数的优选试验,并在此条件下开展两个高效处理设备组合处理工艺的污水处理试验。试验结果表明,处理后的水质能够达到油田中渗透率油层回注水水质控制指标要求,即含油质量浓度≤15 mg/L,悬浮固体质量浓度≤5 mg/L,粒径中值≤3μm,既提高了回注水水质的达标率,同时也满足了油田生产需要。     

渤海油田D平台聚结-气浮除油技术

针对渤海油田D平台生产水流程的问题及特点,将聚结与气浮技术结合一起,进行除油效果研究。实验结果表明,采用特有的聚结材料,经过2级溶气设备和聚结除油设备,出口水质含油值小于20mg/L;经过3级溶气设备和聚结除油设备,出口水质含油值小于10mg/L。并根据渤海油田D平台现场空间情况,设计了1套聚结-气浮除油的撬装设备。     

高效流砂过滤器

应用高效流砂过滤器配套涡凹气浮技术,实现了唐家河油田产出污水的就地处理和回注.污水处理后的水质含油≤8mg/L,悬浮物含量≤5 mg/L,能够满足油田地层回注水质指标的要求.高效流砂过滤配套技术与常规污水处理技术相比,具有来水只需一次提升,污水净化与滤料清洗同时进行,无需停机反冲洗的特点.     

胜利采油厂坨四污水站改造工程设计

胜利油田胜利采油厂坨四污水站近年来因水性改变,来水含聚,造成工艺不适应,从而引起注水压力上升,吸水指数下降.根据室内实验与现场装置试验,选用重力除油沉降+浮选+过滤的水处理工艺,并筛选出净化剂、缓释剂、杀菌剂的加药量和加药点.设计规模为一期工程40 000 m3/d、二期工程50 000 m3/d.胜利采油厂坨四污水站改造工程投产后运行平稳,水质达标:外输水含油量≤20 mg/L、悬浮物含量≤7 mg/L、粒径中值≤3.5 mg/L,避免了因水质不合格而产生地层堵塞、注水压力上升等问题,缓解了部分重点单元存在的注采矛盾,增强了油田稳产基础,减缓了老井递减.     

改性纤维球滤料的工业性试验研究

针对低渗透油田对注水水质的要求 ,开发了一种改性纤维球滤料 ,并利用GLW 2 0 / 0 6改性纤维球过滤器在江汉油田马 - 36联合站进行现场工业性试验。试验结果表明 ,改性纤维球滤料亲水疏油 ,对水中污油具有拦截过滤作用 ,当进水含油质量浓量≤ 2 0mg/L时 ,除油效果可达90 % ;该滤料对水中悬浮物也有很好的去除效果 ,当进水悬浮物质量浓度≤ 2 0mg/L时 ,出水悬浮物≤ 1mg/L ;改性纤维球滤料可采用叶轮搅拌加水反冲洗再生 ,反洗周期 2 4h较合适 ;研制的改性纤维球过滤器可满足低渗透油田对注水水质的要求。     

纤维球过滤技术在英东油田水处理应用试验

纤维球过滤器是压力过滤器中较为新型的水质精密处理设备。为满足英东油田对采出水处理的达标要求(悬浮物固体质量浓度≤5.0 mg/L),选择纤维球过滤技术对油田水进行处理,改进过滤器设计,在注水罐进口并联一套自动高效快速纤维球过滤器,开展水质悬浮物固体过滤试验。结果表明,采用该技术对采出水进行后,源头水质悬浮物固体质量浓度由8.6 mg/L降至2.4 mg/L,不但满足了英东油田注水需求,而且还具有注水水质稳定、井口油压平稳等优势。     

PTI—500精细过滤器的技术特点及应用效果

PTI— 5 0 0精细过滤器是针对低渗透油田对注入水的高标准要求而设计的 ,经过两级过滤 ,滤后水含油和悬浮物均达到 1mg/L以下。配用折叠式 316L不锈钢纤维滤芯 ,耐腐蚀性好 ,使用寿命可达 15a ,综合成本低 ;过滤精度高 ,悬浮物粒径达 0 5 μm以下 ,不污染地层 ,符合低渗透油田的注入水水质要求。该型过滤器采用PLC控制系统 ,全自动控制 ,自动反冲洗 ,使滤芯再生 ,不必每年更换或增添滤料 ,从而大大节省了人力和物力。     

PTI—500精细过滤器的技术特点及应用效果

PTI－500精细过滤器是针对低渗透油田对注入水的高标准要求而设计的，经过两级过滤，滤后水含油和悬浮物均达到1mg/L以下。配用折叠式316L不锈钢纤维滤芯，耐腐蚀性好，使用寿命可达15a，综合成本低；过滤精度高，悬浮物粒径达0．5μm以下，不污染地层，符合低渗透油田的注入水水质要求。该型过滤器采用PLC控制系统，全自动控制，自动反冲洗，使滤芯再生，不必每年更换或增添滤料，从而大大节省了人力和物力。     

胜利油田污水处理工艺改造的技术经济性分析

对胜利油田2001-2003年污水处理工艺改造进行了深入调查,认为在油田高含水开发阶段污水处理工艺存在着水质指标经济适用性不尽合理、工艺流程过长、运行成本偏高等问题。提出应从注入水水质指标的经济性出发,针对不同的水质采用不同处理工艺进行改造。对重力沉降工艺流程可以将目前两级沉降改为一级沉降,处理后水质更好,并可节省投资10%～20%。同时指出应加大气浮选设备制造和浮选药剂筛选方面的研究工作。     

油田综合废液处理技术及应用效果

某油田生产作业需配套建设20 m~3/h综合废液处理装置,其产生的油田综合废液含有大量的油、胍胶及多种添加剂,具有高黏度、高含油、高悬浮物的特点。针对上述废液水质特性,采用预氧化+高效气浮+磁分离+两级过滤的组合处理工艺。首先通过预氧化脱稳降黏,改变水质特性,然后经过高效气浮油水分离和磁分离除油降浊,最后通过两级过滤深度除油降浊,出水水质满足SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》中平均空气渗透率为0.05～0.5μm~2的渗透油层注水水质要求。该组合工艺具有占地面积小、抗冲击负荷能力强、处理效果稳定的特点,可为同类废液处理工程的设计和运行提供借鉴。     

特低渗透油田含油污水处理工艺新技术

在原有油田采出水处理工艺技术的基础上,设计并构建了新的采出水处理工艺。该工艺应用了先进的高效衡压浅层气浮技术和中空超滤膜技术,其工艺流程为：来水→氧化除硫装置→衡压浅层气浮→海滤石过滤→双膨胀精细过滤→中空超滤膜→出水。经该工艺处理后,水中油含量为痕迹,悬浮物固体含量平均值为0.32mg/L,悬浮物粒径中值平均值为0.82μm,达到了特低渗透油田回注水含油量≤5mg/L、悬浮物固体含量≤1mg/L、悬浮物粒径中值≤1μm的标准。     

固相颗粒对储层的伤害规律研究

目前整个延长油田执行的注入水水质标准中悬浮固体含量不大于1.0 mg/L,悬浮固体粒径中值不大于1.0μm[1]。注水开发存在一系列的问题:针对性不强,不同开发层系物性差别很大,却在执行同一个标准;受处理成本、现有水处理工艺和方法等制约,含油污水处理后无法达到上述严苛的注入水水质标准。本论文通过注入水中悬浮固相颗粒浓度、粒径对储层伤害程度进行了研究,最终确定了适合延长油田注入水的水质指标:注入水水质的悬浮固相颗粒含量应不大于10 mg/L,颗粒粒径应不大于5μm。     

延长油田污水处理工艺升级改造研究

通过对延长油田2014—2017年污水处理工艺调研发现,水质指标是影响油田高含水开发阶段污水处理工艺的关键因素。经污水处理站处理后的水质中悬浮物含量、腐蚀速率、SRB菌含量、铁细菌及硫化氢含量均超出B2水质指标,若油田将此类未达标水回注,一方面引起油田注入与油藏开发效果不佳,徒增开发成本;另一方面还将引发注水站及注水管网与管柱的腐蚀,油田生产安全隐患系数增加。在室内分析此污水处理站进站水质特点,筛选改性药剂和净化药剂,将污水处理工艺现状与现场测试数据相结合,比较不同方案的经济效益,制定了"两级除油+化学混凝+逆流沉降+多层滤料过滤处理流程"的污水处理工艺升级改造方案。依托成熟和先进的新技术与新工艺,使得处理后污水水质符合SY/T 5329—2012规定的B2级水质指标,确保污水处理安全达标并满足原油生产的可持续性。     

MVC工艺在高盐稠油采出水资源化工程中的研究及应用

针对国内某稠油油田采出水处理后回注面临的问题,确定了替代清水回用注汽锅炉的资源化处理方案。通过分析采出水水质,明确了蒸发脱盐前需要除油、除悬浮物及除硅,并根据原油黏度及水质等确定了"除油+气浮+过滤"的预处理工艺。开展了除硅室内试验及现场连续试验,投加氧化镁、碳酸钠、混凝剂、絮凝剂等药剂混凝搅拌,室内停留1 h或现场停留2.5 h后,出水硅质量浓度平均在5 mg/L左右。通过脱盐除硬工艺对比,在预处理后选择了水平管降膜MVC蒸发装置,对其系统工艺、内部结构及布管等进行分析研究,使工艺水在低于70℃时达到沸点而产生蒸发;通过在某油田资源化工程上的实际应用,产水率达69.5%,产水含盐量≤2 mg/L,完全满足注汽水质要求。该工艺在油田采出水资源化处理领域具有广阔的应用前景。     

一体化预分水装置在稠油油田的现场试验

为解决稠油油田含水率上升带来的一系列问题,开发了一体化预分水处理装置,并在某稠油油田进行了现场试验。试验结果表明,在不添加水处理药剂的条件下,该一体化除油分离设备对含水率83.7%左右的稠油采出液进行预分水,能够分离出30%～50%的污水,装置出水含油浓度≤50 mg/L,含悬浮物浓度≤50 mg/L。装置可取代稠油污水通用的"三相分离器+三级沉降"的处理工艺流程,具有除油效率高、不加药、占地面积小的特点,适用于高含水稠油油田的预分水和污水处理,具有很高的推广价值。     

应用陶瓷膜滤器处理某海上油田生产水现场试验

某海上油田注水层渗透率10×10~(-3)～50×10~(-3)μm~2,属低渗透地层,对注水水质要求高,油田总体开发方案推荐注入水含油量低于8. 0 mg/L、悬浮物颗粒粒径中值小于2μm。经传统的水力旋流器、板式聚结器、气浮选、纤维球精细过滤器、改性纤维球过滤器、超声波精细过滤器等设备处理过的生产水水质无法满足注水要求。为验证经陶瓷膜滤器深度处理的生产水能否满足某海上油田回注水的水质要求,在某海上油田所依托的老设施上进行了现场试验。试验结果表明,经陶瓷膜滤器深度处理后,生产水含油量均值由31. 18 mg/L降低到3. 6 mg/L,粒径中值均值由4. 40μm降低到1. 42μm,满足油田总体开发方案推荐及相关规范要求,证明陶瓷膜滤器在某海上油田应用的可行性。现场试验为下一步的设备采办奠定了坚实基础,可为类似油气田提供参考。     

精细过滤技术在吐哈油田的应用

通过对吐哈油田注水及水处理工艺流程的简单介绍，对比分析油田注水水质标准和过滤器性能参数，详细剖析了过滤前后水质实际指标状况，认为精细过滤在吐哈油田的实际应用较好，并对ＳＹ５３２９－８８注水水质标准的个别指标提出建设性修改意见     

组合式含油污水处理装置在小区块油田的应用

为解决边远小区块油田含油污水处理和注水难的问题,开发了橇装组合式含油污水处理装置。装置由聚结平行板除油器、提升泵、初级过滤器、压盘式过滤器和净化储水罐等组成。在延长油田的现场应用表明,当来水悬浮物含量小于60 mg/L,含油小于1000mg/L,投加30×10~(-6)聚合铝药剂时,装置的压盘式过滤器出水悬浮物含量小于2mg/L,含油小于4mg/L,达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》中A2类水质标准。这种装置与长轴电动离心泵配合使用时,可在同一橇座上组成污水处理-注水一体化装置。     

阻截除油-陶瓷膜组合工艺处理低渗油田采出水试验

胜利低渗油田采出水精细处理通常采用钛金属膜工艺,钛金属膜存在易污染、堵塞等问题。针对处理水质无法长期稳定达到行业Ⅰ级注水指标,对钛金属膜污染机理进行了探究。研究结果表明,膜内污染成分主要是石油类污染物、SiO_2、垢及胶体杂质等。因此,对油田采出水提出高效除油+精细过滤两段式处理思路,采用阻截除油-陶瓷膜组合工艺进行处理。现场试验结果表明,出水平均含油量1.1 mg/L,悬浮固体含量0.3 mg/L,悬浮颗粒直径中值181 nm,水质稳定达到行业Ⅰ级指标。