海上S油田注入水水质指标室内模拟试验

针对海上S油田不同储层注水指标调整问题,完成了注入水与不同油组地层水的配伍性室内评价,并且通过悬浮物粒径中值、悬浮物浓度和含油率对岩芯伤害的单因素模拟实验,以及综合水质指标的岩芯伤害实验,对S油田三个油组储层的注水指标进行了优化。实验结果表明,注入水与各个油组地层水具有较好的配伍性。S油田储层可接受的注水指标为:悬浮物质量浓度小于10 mg/L,含油量小于35 mg/L,悬浮物粒径中值小于3μm;或者悬浮物质量浓度小于15 mg/L,含油量小于30 mg/L,悬浮物粒径中值小于2.5μm。     

硅藻土水处理技术在油田的应用

油田低渗透油区注水对水质要求较高,其A2级水质要求含油量及悬浮物、粒径中值分别为6、2 mg/L和1.5 μm.硅藻土涂膜过滤技术制造的ABC硅藻土涂膜过滤器可方便地达到这一精度.这一技术已在辽河油田茨榆坨采油厂、胜利油田坨五站的现场中得到应用.对茨629区块污水深度处理系统硅藻土过滤器进、出口水质进行取样化验,其结果如下:进口水质中油为2 mg/L、悬浮物为10 mg/L、粒径为3μm;出口水质中油为0.33 mg/L、悬浮物为0.94 mg/L、粒径为1.14 μm.     

纤维缠绕盒式膜处理油田采出水的适应性分析

为满足油田开发需要，在大庆油田某联合站开展了纤维缠绕盒式膜过滤器的现场试验，并考察其对来水水质的适应性和运行稳定性。纤维缠绕盒式膜过滤器只能适应水驱低渗透来水水质，即在来水水质达到含油量＜8 mg/L、悬浮固体含量＜3 mg/L、粒径中值＜2.0μm的情况下，油田采出水经纤维缠绕盒式膜过滤器处理后可以达到特低渗透注水“5、1、1”水质要求。     

注水水质对裂缝性油藏储层的影响

以裂缝性油藏储层为研究对象,通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明,悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素;当渗透率伤害率上限为20%,缝宽≤50 μm时,注水水质要求为:悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过10 mg/L;当缝宽介于50~100 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过20 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过20 mg/L;当缝宽介于100~200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过50 μm,悬浮固体含量不应超过50 mg/L,含油量不应超过40 mg/L;当缝宽大于200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过60 μm,悬浮固体含量不应超过80 mg/L,含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。     

震动膜处理油田采出水的试验研究

为了提高外围油田特低渗透油层的采收率,保证处理后的采出水全部回注特低渗透油层,要求处理后含油污水必须达到回注水水质指标,即满足SY/T 5329—2012 《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的相关要求：含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮固体质量浓度≤1 mg/L、悬浮固体颗粒粒径中值≤1μm。但目前油田常用的粒状滤料过滤器,由于过滤精度的限制,即使进行三级或四级过滤处理,其处理后水质也无法满足回注的要求。为此,迫切需要开展震动膜精细过滤含油污水的处理试验研究,以满足对回注水的严苛要求。经现场试验研究得出：震动膜精细过滤处理含油污水技术可行,处理后的水质指标能够满足油田开发的需要,是确保注入水水质达标的重要技术措施之一。     

特低渗透油田水质处理及污水回注

大庆头台油田属于典型的特低渗透油田,根据地质部门岩芯分析资料统计结果显示,有效孔隙度一般分布在12％～19％之间,空气渗透率一般分布在1.0×10-3～12×10-3μm2,其中扶余油层为1.0×10-3～1.3×10-3 μ m2,葡萄花油层为12×10-3μm2.特低渗透油田由于孔隙度和渗透率较低,孔喉半径较小,因此比较容易产生油层堵塞、注水困难等问题.按照大庆油田对注水水质要求,特低渗透油田应为“5·1·1”标准,即含油量≤5 mg/L,悬浮物固体含量≤1 mg/L,悬浮物固体粒径中值≤1μm.如果采用普通过滤器过滤,很难达到以上标准.双层膨胀式精细过滤器自2003年就开始在头台油田应用,其中2009年在3号转油站水质站的应用,较好地解决了该站水质差以及头台联合站深度处理后污水不能完全回注的问题.     

小型化水质改善技术在海上油田的应用

针对海上某油田注入水长期不达标的问题,在生产水水质分析与认识的基础上,结合平台具体条件,制定了紧凑型旋流溶气气浮(CDFU)+两级精细过滤,并辅以水处理药剂的小型化水质改善工艺。CDFU具有结构简单、占地面积小、摆放灵活、抗波动性强等特点,可有效克服平台空间限制、来水波动大的难题;高效水处理药剂能够解决生产水中高含量H_2S导致的水质发黑问题。该工艺在现场应用中取得良好效果,出水水质平均ρ(油)4.25mg/L,平均ρ(悬浮物)0.45mg/L,平均粒径中值1.35μm,满足A2回注水指标要求,工艺可行性得到验证。该小型化水质改善技术的试验成功对于海上油田含硫生产水处理具有重要的借鉴意义。     

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。     

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。     

靖边油田十号联合站含油污水处理水质提标改造技术

靖边油田十号联合站改造前的水处理工艺流程为两级重力除油+喷射诱导气浮+核桃壳过滤+纤维球过滤,含油污水处理以后注入水的水质达不到延长油田注入水的水质标准,通过对处理工艺优化和设备选型,将工艺流程优化为两级重力除油+ADAF高效气浮装置+双滤料过滤器+多介质过滤器。改造后主要水质指标中含油量≤3 mg/L,悬浮物含量≤2 mg/L,粒径中值≤2 mg/L,达到了延长油田长2层注入水水质标准,保持了注水井具有长期稳定的吸水能力。     

油田采出水精细过滤技术

介绍了油田生产过程中采出水精细过滤技术，总结了纤维过滤、滤心过滤、硅藻土动态膜过滤等微滤技术在油田采出水精细处理中的应用情况，并对各种滤料进行了技术经济评价。研究表明在过滤初期，大多数过滤器可使水中悬浮固体含量达到1～3mg／L，悬浮物粒径中值为1～2μm，含油量为5～8mg／L，由于过滤材料反冲洗存在问题，影响了过滤器的使用寿命。为此，指出了油田采出水精细过滤技术的发展方向。     

王圈联合站污水处理工艺优化研究

通过对王圈联合站污水处理流程中各构筑物进出水中水质指标的分析测定,评价了污水处理工艺流程的运行稳定性,并通过计算,得出了污水处理优化工艺。结果表明:各构筑物的含油量、悬浮物含量均超过15.0、80 mg/L以上,系统腐蚀速率在0.1 mm/a以上;注水井口粒径中值超过10μm。来水通过pH调节、除硫、絮凝剂后进入反应罐,出水经过絮凝沉降、石英砂和改性纤维球过滤器过滤后,可达到污水回注标准。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

陶瓷膜过滤装置在油田注水深度处理上的应用研究

介绍了油田注水深度处理研究现状和陶瓷膜过滤装置在油田采油水和地下井水深度处理上的试验研究情况。试验表明,经常规过滤处理后的采油水和地下井水,通过陶瓷膜过滤装置处理后,油含量小于5mg/L,悬浮固体含量小于1mg/L,悬浮颗粒粒径小于1μm,水质主要指标均达到了《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》A1级标准的要求。     

陶瓷膜过滤装置在油田注水深度处理上的应用研究

介绍了油田注水深度处理研究现状和陶瓷膜过滤装置在油田采油水和地下井水深度处理上的试验研究情况。试验表明，经常规过滤处理后的采油水和地下井水，通过陶瓷膜过滤装置处理后，油含量小于5mg/L，悬浮固体含量小于1mg/L，悬浮颗粒粒径小于1μm，水质主要指标均达到了《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》A1级标准的要求。     

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。     

油田回注污水三项水质指标检测方法研究

胜利油田按照行业标准SY／T5329-1994检测油田回注污水特别是精细过滤水水质时，发现某些指标测定值误差较大或不能反映水质好坏。悬浮固体含量测定误差来源于水质的不稳定性，通过避氧取样、水样密闭及添加稳定剂可得到准确的测定结果。含油量测定中，汽油萃取法只适用于含油量大于10mg／L的污水，精细过滤水含油量低，建议用石油醚萃取，在波长225nm处测紫外光的透光度，求得含油量。粒径中值反映水质好坏有局限性，建议增加水样中固体颗粒总数和颗粒直径数量分布两项指标，并根据注水地层物性参数判定水质是否合格。图2表3。     

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。     

微滤膜污水处理一体化装置在低渗透油田的应用

为了解决低渗透油田污水处理后回注水不达标的问题,根据低渗透油田采出水的水质特性,设计了一套一体化橇装微滤膜污水处理装置。依托该微滤膜污水处理装置,在延长油田某处理厂进行了运行温度与压力对微滤膜处理效果的影响试验和分析,得出了金属膜过滤器的最佳运行温度和压力范围。在金属膜过滤器的最佳运行温度和压力范围内,并配套使用絮凝沉降辅助技术,某处理厂最终出水悬浮固体含量、悬浮固体颗粒粒径中值、含油量3项指标均达到了回注水水质指标要求。     

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。