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油田进入注水开发过程后.早期实施的注水水质标准只对含铁量.悬浮物、含油量作了规定。随着技术的发展,在大量试验研究和现场验证的基础上,补充完善了注水水质标准.其中对不同渗透率油藏的注入水水质中危害最大的菌类指标.包括硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌以及铁细菌进行了详细的规定.油田杀菌技术也获得了长足发展.进一步完善了油田地面系统工作。 相似文献
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塔中11油田志留系注入水水质标准研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对塔中ll油田开发的实际情况,室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响;评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3^+对岩心渗透率的影响程度。确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明:注入水中含氧量应≤O.5mg/L,CO2含量应≤2.5mg/L;腐生菌TGB含量应≤104^个/ml,铁细菌IB含量应≤103^个/ml,硫酸盐还原菌含量应≤104^个/m1;悬浮物粒径应≤5μm,悬浮物含量应〈7.5mg/L,Fe3^+含量应≤5mg/L。回注污水含油量应〈10mg/L。 相似文献
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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。 相似文献
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汪卫东 《油气地质与采收率》2013,20(6):61-64
硫酸盐还原菌引起的油田注水水质沿程恶化和聚合物溶液粘度下降已成为近年来影响油田开发的重要问
题。油井产出液、污水站来水、注水站出水及注水井井口的水样分析结果表明,硫酸盐还原菌主要是在地面流程中
增生,同一区块污水中硫酸盐还原菌的浓度基本稳定,随时间变化幅度不大,依靠杀菌剂控制硫酸盐还原菌的方法
只能起到暂时缓解的作用。对胜利油区44个污水站污水的含油量、悬浮物含量和硫酸盐还原菌浓度等指标进行系
统检测,并将检测数据进行相关性分析,结果表明,硫酸盐还原菌的浓度与污水中的含油量和悬浮物含量成正相
关,所以要控制硫酸盐还原菌的浓度,需要首先降低污水的含油量和悬浮物含量。据此,提出了开放回注污水的处
理系统、尽可能应用空气气浮工艺的技术思路,从降低污水的含油量和悬浮物含量来控制硫酸盐还原菌的危害,以
减少杀菌剂的使用。 相似文献
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为保持地下压力,在油田开采过程中需向地下油层中注水,注入水中最为常见的三种细菌是腐生菌、铁细菌和硫酸还原菌,这些细菌的存在会降低注入水水质并腐蚀管道,影响油田开采。为客观评价三种细菌检测的准确度,采用绝迹稀释法检测技术,利用Bottom-Up法,通过21组数据对三种细菌检测方法的不确定度进行计算。结果表明,绝迹稀释法检测油田注水三种细菌的不确定度分别为:硫酸还原菌±4 mL-1,腐生菌±6 mL-1,铁细菌±16 mL-1。通过Bottom-Up法对检测不确定度进行评估,可真实、准确地反应油田注入水中三种细菌的实际含量范围,为油田注水达标提供技术保障。 相似文献
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注水水质监测是油田开发的重要工作.实验室人工水质检测程序繁琐、取样代表性差、存在人为误差,且无法实时反映各个时段的注水水质情况.针对这个问题,研究了水中含油量和悬浮固体含量在线监测原理和方法,开发了水质在线监测系统.将在线监测结果同人工检测数据对比,两种方法水中含油量检测数据较为一致;悬浮固体含量检测结果趋势相同,能较... 相似文献
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随着油田三次采油的深入,油田化学助剂产品在油田生产中起到的作用越来越大,使用也越来越广泛,同时化学助剂产品的质量及生产效果也越来越引起油田生产各级部门的关注。油田用化学助剂产品种类很多,在众多的助剂产品中,杀菌剂作为油田污水处理使用的一种化学剂,其主要作用是为了杀死污水中危害比较严重的几类细菌包括有腐生菌、铁细菌、硫酸盐还原菌等,从而使处理后水质达到注水水质的指标要求。 相似文献
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随着油田后期的开发与建设,特别是聚合物驱油技术的应用,采出液中各种菌类、杂质的含量不断增加,使污水处理难度越来越大.通过利用二氧化氯的强氧化性,杀灭油田污水中的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌三大菌类,同时氧化污水中的硫化氢、硫化亚铁等硫化物,并将二氧化氯的作用持续到井口直至地层,进而杀灭和氧化注入井地层中的菌类及硫化物,并抑制菌群的再生,使之达到提高回注污水水质、降低注水压力、改善注水效果的目的. 相似文献
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ClO2改善地层注水效果分析 总被引:1,自引:0,他引:1
随着油田后期的开发与建设,特别是聚合物驱油技术的应用,采出液中各种菌类、杂质的含量不断增加,使污水处理难度越来越大。通过利用二氧化氯的强氧化性,杀灭油田污水中的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌三大菌类,同时氧化污水中的硫化氢、硫化亚铁等硫化物,并将二氧化氯的作用持续到井口直至地层,进而杀灭和氧化注入井地层中的菌类及硫化物,并抑制菌群的再生,使之达到提高回注污水水质、降低注水压力、改善注水效果的目的。 相似文献
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目前油田注入地下清水的水经处理后的水质,尚未完全达到部级水质标准,甚至比水源井的水质还差。作者按照新的注水工艺设计了3种注水流程,可改变这种状况。一、现有地下清水注入工艺存在问题经对华北留17、王二、马一和京22注水站取样分析,发现注水井口水质比水源水质更差,其中悬浮物含量前者是后者的10—24倍,溶解氧为10倍,总铁含量为2—12倍(其中马一站无变化),硫酸盐还原菌含量大一至两个数量级,腐生菌含量留17站大二至三个数量级,京22站略大一些。地下水源水质经多次检测,除粒径外,其他指标均接近水质标准, 相似文献
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纯化油田回注污水改性处理可行性研究 总被引:3,自引:1,他引:2
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. 相似文献
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水中常伴有许多悬浮固体,根据分析化验得知。油田注入水中确实存在泥砂、油、细菌、铁的氧化物、碳酸钙、硫酸钙等悬浮固体。对损害油层主要因素的室内试验表明,铁的氧化物、细菌、悬浮固体都会不同程度的引起地层堵塞。因此。在注水开发生产过程中,必须选择合理的水源,建立和健全油田水质检测和管理制度。最大限度地消除地层损害。 相似文献
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随着油田注水开发理论和实践的逐步深化,注水水质指标也日趋科学与完善,由原来的机械杂质、含铁量、含油量三项指标发展到目前的十多项指标。表1为1979年以来对注水水质在不同时期的控制指标。从表1中可看出,指标越来越严格,越来越科学,其中颗粒直径指标是最近制定的,它已成为衡量水质优劣的一项重要指标。自《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(以下简称推荐指标)颁布后,通过一年多的实践遇到一些问题,现提出些不成熟的看法与同行们探讨。 相似文献
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开发了一种含有多种金属和非金属吸附核的无杌多核高分子混凝剂HPMC.与常规无机混凝剂PAC相比,经HPMC处理的污水中油、悬浮物含量均显著下降.HPMC与现场在用药剂的协同性良好,净化后的污水中油、悬浮物含量分别由58.91、58.86 mg/L降至0.59、5.0 mg/L,硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和铁细菌(FB)菌数分别由2.5×103、7.0×104和1.1×104个/mL降为0个/mL,平均腐蚀速率由0.0902 mm/a降至0.0382 mm/a,达到回注标准.对新疆油田公司采油一厂含油污水现场净水试验的结果表明:HPMC具有用量少、沉降性能好、絮凝速度快等特点,使净化罐出口水中的悬浮物含量为6~10 mg/L、含油量为0.5~4 mg/L、平均腐蚀速率为0.02~0.04mm/a,达到该油田区块回注水标准.并且降低了装置的运行工况,改善了污泥性能,提高了注水水质的长期稳定性. 相似文献
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随着油田三次采油的深入 ,油田化学助剂产品在油田生产中的作用越来越大 ,使用也越来越广泛 ,同时化学助剂产品的质量及生产效果也越来越引起油田生产各级部门的关注和重视。油田用化学助剂产品种类很多 ,在众多的助剂产品中 ,杀菌剂作为油田污水处理使用的一种化学剂 ,其主要作用是杀死污水中危害比较严重的几类细菌 ,包括腐生菌、铁细菌、硫酸盐还原菌等 ,从而使处理后水质达到注水水质的指标要求。由于细菌是微观物体 ,用肉眼根本无法进行检测 ,只能利用间接方法进行检测 ,这样 ,在杀菌剂检测时就会涉及到许多因素 ,会使检测结果产生偏差… 相似文献