低渗透油藏污水回注处理技术研究

对采出污水水性进行分析，参照低渗透油藏注入水质标准，找出目前污水处理工艺存在的问题。筛选出除油、絮凝药剂，有效控制污水处理设施前端含油及固体含量。通过精细过滤技术研究，筛选出表面具备良好亲水性能和耐油性能的改性聚四氟乙烯微滤膜，室内试验和现场应用表明，处理后水质达到了低渗油藏注入水水质标准，过剩污水得到有效回注。     

安塞油田污水回注防腐工艺研究

安塞油田污水具有严重的腐蚀性,对油田地面管线、污水处理设备等造成了极大的威胁。通过室内及现场试验对安塞油田污水腐蚀速度和类型进行了全面评价研究,认为其腐蚀类型主要为CO2腐蚀、细菌腐蚀和H2S腐蚀。在此基础上,确定了油田地面管线及污水处理设备的防腐措施,完善了加药系统。从而为安塞油田污水防腐工艺提供了有效的参考。     

油田回注污水处理技术探讨

在油田开发过程中,含油污水需要经过处理达到一定的水质指标方可进行回注,为了保证污水处理达标的效率和质量,从原来的重力式污水处理流程到现在的诱导悬浮—全自动双滤料过滤等方法,污水处理技术在不断的发展和进步,出现了许多新的技术和工艺.本文主要对油田回注过程中采用的污水处理技术进行探讨.     

油田污水回注缓蚀剂的研制及机理

本文研究合成了各种咪唑啉类缓蚀剂,并进一步季铵化得到一系列咪唑啉衍生物.通过挂片试验、线性极化、交流阻抗和极化曲线测试评定了缓蚀剂的性能并优选出HO-8缓蚀剂.同时研究了油田污水中H₂S等因素对缓蚀性能的影响,及温度、矿化度和其它水处理药剂对缓蚀剂成膜速度的影响.采用红外光诸、核磁共振、俄歇能谱等分析技术探讨了咪唑啉类缓蚀剂的作用机理:它在金属表面吸附成膜,当H₂S存在时,缓蚀剂分子与FeS形成表面络合物,因而增强了膜的保护性.HO-8缓蚀剂可作为多功能水处理药剂应用于油田污水回注处理.     

低渗透油田回注水膜分离技术的研究

低渗透油田回注水膜分离技术是一项固膜分离技术,针对采油污水的回注处理而研发,也可对地表水和地下水进行处理。该技术主要应用于低渗透油田回注水处理中。通过对膜分离技术的研究,确定膜性能的主要技术参数和对膜及膜组件的选择与膜运行性能的研究,得出周期内膜出水量与跨膜压差变化关系与膜通量与跨膜压差关系,用试验的方法确定膜设计通量,并在现场应用中得到检验。解决了以往研究中出现的膜污染严重、清洗频繁、回收水率低的难题。     

滨南油田一区回注污水的实验研究

滨南油田一区油井含水率已高达９０％以上，采出的大量地层水（污水）回注地层，但由于污水的水质不能满足储层的要求，回注后在１５～２０ｄ的时间内回注井的吸水能力就大幅度下降，通过综合研究及模拟实验表明，回注污水对该区储层的伤害机理是污水中的４３．７６％的固相颗粒与储层喉不匹配，对储层产生了严重的堵塞，有端面堵塞也有孔喉内的深部堵塞，对储层的伤害率平均为９３．８５％，从减轻对储层伤害的角度出发，通过流动实     

稳定性二氧化氯的生产工艺及在油田回注污水中的应用研究

扼要介绍了在酸性介质中用H2O2还原NaClO3制备稳定性二氧化氯的工艺,在该工艺中气态ClO2收率>90%,纯度>98%,吸收率>99%,所得液态稳定性二氧化氯产品有效浓度2%～5%,在40±2℃下6个月内有效浓度几乎不降低,在25℃以下存放期为1.5～2.0年。讨论了用ClO2处理油田回注污水时的杀菌、除硫(H2S,FeS等)、清洗管道、疏通地层作用。在含油28.6mg/L、含硫(S2-)26.2mg/L、含悬浮物28.0mg/L、SRB菌数2500个/mL的纯梁首站污水中,加入稳定性二氧化氯产品使ClO2浓度为12.5mg/L可杀灭全部SRB,使ClO2浓度为5.0mg/L可使SRB菌数降至102个/mL以下,达到行业标准要求。N80钢片在该污水中的腐蚀速率(0.1507mm/a)随ClO2浓度增大而降低,浓度12.5mg/L时最低(0.0251mm/a),浓度再增大时则上升。稳定性二氧化氯产品用作油田回注污水杀菌剂时,其适宜用量视水质等情况而定。图1表3参11。     

油田污水回注改造工程环境影响案例分析

以某油田联合站含油污水回注改造工程为例,介绍了工程改造前的原有污染情况,主要污染为少量烃类的无组织挥发、生活污水、含油污泥、噪声等。通过调查环境质量现状,分别从工程施工期及运营期分析了在大气、水、噪声、固体废物、生态方面可能产生的环境影响,通过采取相应的污染防治措施和生态保护措施:生产污水全部回注地下、生活污水达标处理、避免夜间施工、含油污泥统一回收并委托有资质的单位处理、噪声排放控制等,工程对环境的影响控制在可接受的范围。     

油田污水回注井下综合防腐技术应用研究

油田开发中产生的大量污水经处理后回注到地层，对井下油套管产生了严重的腐蚀，造成穿孔、套漏。本文从腐蚀原因机理入手，提出油、套管综合防腐技术思路，侧重防腐油管优选、机械卡封防腐工艺及新型化学软密封隔离工艺两种井下防腐工艺的介绍，并结合现场应用情况进行分析，污水回注井下综合防腐技术水平得到有力提升。     

油田剩余污水达标回注配套工艺技术研究

河南油田双河污水处理站中剩余污水成分复杂,水质差别很大,目前的处理工艺很难保证处理后污水水质达到回注水指标要求。通过在原处理流程中增设自然沉降罐和采用优选的水处理药剂等可解决该问题。文章论述了根据室内、现场模拟试验结果等提出剩余污水处理工艺流程改造方案的过程。改造方案的实际应用表明,新流程可年回收原油8 760 t,处理后的水质也达到了污水回注的水质指标。     

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,     

桩西油田回注污水对储层损害的室内实验研究

桩西油田回注污水水质多项测定值超过行业标准B3级指标。结合桩西油田实际情况讨论了5种因素对地层渗透率的伤害:悬浮固体颗粒;含油量;污水腐蚀;细菌(腐生菌和硫酸盐还原菌)及其代谢和腐蚀产物;污水结垢(预测及注水井油管、地面管线结垢物组成)。在模拟油藏温度(120℃)、压力(30MPa)下,用4组油藏岩心(用2%KCl溶液测定的基准渗透率在0.05×10-3～2.0×10-3μm2范围)分别考察了含不同粒径(<0.45,<0.2,<4.0μm)固体颗粒、不同乳化原油含量(10和20mg/L)、不同铁含量(10和15mg/L,以Fe(OH)3计)的模拟实验污水及现场回注污水对岩心渗透率的伤害程度,结果表明:在本实验条件下,悬浮固体颗粒的伤害程度随渗透率减小和颗粒粒径增大而增大;乳化油滴的伤害十分严重;胶态铁在高浓度(15mg/L)才造成伤害;现场回注污水对基准渗透率～1.0×10-3和～0.05×10-3μm2的2个岩心的伤害程度相当高,渗透率较低时伤害较严重。图11表3参1。     

油田采油污水回注处理技术回顾与展望

目前 ,国内外处理采油污水的方法主要有隔油处理法、气浮法、凝聚过滤法、化学处理法、生物处理技术、吸附法、膜分离技术、井下油水分离技术和三相旋流分离器技术。国内各油田对采油污水普遍采用的隔油除油 -混凝 -过滤三段处理工艺存在较多问题 ,给油田生产和环境保护造成一定困难。为此 ,设想了采用井下油水分离器、三相旋流分离器和膜分离 3项新技术的采油污水处理工艺流程 ,并就油田采油污水处理问题进行了前景展望     

陈堡油田污水回注的配伍性分析

陈堡油田的开发层系为陈3块泰州组和阜宁组、陈2块阜宁组。陈2块阜宁组地层水型为NaHCO_3型,总矿化度24168mg/L;陈3块泰州组地层水型为Na_2SO_4型,总矿化度34712mg/L;陈堡联合站污水为陈2块和陈3块混合污水,水型为Na_2SO_4型。     

魏岗高凝油田常规污水回注开发模式探讨

魏岗油田位于南阳凹陷，为一断鼻断块圈闭油藏，具有典型的同凝油藏特点，进行热水驱固然不可以提高驱油效率，对提高开发效果有利，但对于中小油田，开发成本投入较大。通过开发前期的常温水驱数字模拟研究，对魏岗油田这样的地层温度与地层析蜡温度高，地热梯度大，地层温度变化补偿快的高凝油藏，投入开发10年后油井井底温度仍然保持在原始温度，注冷水泽开发效果的影响，也主要表现在注水水井氏地带，对生产井乃至整个油藏的影响并不在大。现场采用污水回注开采，既提高了注水温度，也保护了生态环境，保证了油田长期高效的可持续开发。     

水/氧化铝细颗粒体系错流过滤过程研究

开发了能够实现水-氧化铝细颗粒体系高效分离的错流过滤技术,其中分离介质为孔径10μm的不锈钢膜管。研究了液体错流速度和跨膜压差对滤液的渗透通量及固含率的影响。研究表明,滤液的渗透通量和固含率均随着时间延长而降低,其中滤液渗透通量随跨膜压差的增加而增加,但是其受液体错流速度的影响较为复杂。研究了滤液的渗透通量和固含率在长周期过滤过程中的变化规律。研究发现,错流过滤操作可以连续稳定运转至少10h,在本研究条件下,当悬浮液体系固含率为1%时,达平衡时的滤液渗透通量变化范围在520.5~936 L/(m2?h)。当悬浮液体系固含率为5%时,达平衡时的滤液渗透通量变化范围在226~432 L/(m2?h)。在错流过滤操作周期内,滤液中的固含率始终保持在10mg/L以下。     

油田回注污水膜过滤技术探索

传统工艺处理后回注污水中固舍量、粒径、细菌等指标达标率低。浅析了江苏油田污水水质特点以及当前传统处理工艺的局限．对比膜过滤工艺的技术特点及优势，分析了开展膜过滤技术研究的意义。并通过膜工艺、膜材料和膜组件对比，优选出有机管式膜作为膜滤材料，通过现场小试优选膜过滤工艺参数、优化膜清洗方案，并进行中试扩大试验和应用。从小试和中试装置进出口水质监测结果分析，有机管式膜具有较好的深度过滤效果，固含量和舍油去除率可达到90％以上，绝大部分细菌被截留，过滤后水质达到了低渗透油藏的回注要求，滤后水注入许5～1块低渗油藏，实现了低渗透油藏的平稳注水。     

滨南油田一区回注污水的实验研究

滨南油田一区油井含水率已高达９０％以上，采出的大量地层水（污水）回注地层。但由于污水的水质不能满足储层的要求，回注后在１５～２０ｄ的时间内回注井的吸水能力就大幅度下降。通过综合研究及模拟实验表明：回注污水对该区储层的伤害机理是污水中有４３．７６％的固相颗粒与储层孔喉不匹配，对储层产生了严重的堵塞，有端面堵塞也有孔喉内的深部堵塞，对储层的伤害率平均为９３．８５％。从减轻对储层伤害的角度出发，通过流动实验表明，该区回注的污水至少应通过孔径为６．０μｍ的过滤措施；现场的应用证明该项实验研究为该区的污水回注提供了科学依据。     

延长油田冯坪集输站采油污水回注处理工艺研究

为了保证冯坪集输站采油污水达标回注,针对其原处理流程处理后水含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高,腐蚀、结垢严重的特点,采用化学氧化/絮凝沉降处理工艺,通过对p H值、除硫剂、絮凝剂、助凝剂进行优选,确定适合该站污水回注达标的工艺参数。实验结果表明:当p H值为7.5、除硫剂加量15 mg/L、PAC加量80 mg/L、PAM(1 200万)加量1.0 mg/L,先加PAC后加PAM,加药间隔20 s~30 s时,处理后水悬浮物含量0.5 mg/L,含油量0.54 mg/L,平均腐蚀速率、结垢量、细菌含量分别为0.036 mm/a、2.6 mg/L、10个/毫升,达到油田回注水水质标准。