喇北东块一区水驱综合调整挖潜做法及效果

目前喇北东块一区已进入特高含水期开发阶段,剩余油分散,挖潜难度越来越大。为了进一步改善特高含水期水驱开发效果,我们以注好水、注够水,提高有效注水、强化提液挖潜、增加可采储量为原则,以精细调整、精细挖潜为手段,不断拓宽特高含水期控水挖潜新途径,努力控制产量递减与含水上升速度,不断提高水驱开发效果。本文针对水驱开发中存在的问题,应用精细油藏研究成果,分析水驱井的开采状况,分析剩余油分布状况,积极寻找剩余油富集区。通过对水井采取压裂、细分、测调等措施,改善注水井的注水状况;同时对油井采取补孔、压裂等措施,进行综合调整,有效挖潜剩余油,从而改善特高含水期水驱开发效果。     

油田采出液处理药剂筛选及性能评价

针对某油田采出液进行脱水药剂及污水处理药剂评价研究。结果表明:破乳剂PRJ-6脱水效果最好,在40℃条件下,浓度为50mg/L,脱水时间为90min时,脱水率达到94.6%,且脱出水水色清撤,含油量较低。采出水为重碳酸钠水型,有结垢趋势,温度升高,结垢增加,当温度在50℃以上时,失钙率增加非常明显。筛选出的水处理药剂分别为JSJ-1净水剂100mg/L、XNJ-1絮凝剂2mg/L、有效氯30mg/L,处理后污水达到分级回注指标。防垢剂ZGJ-1浓度20mg/L,防垢率达到93.6%,可有效控制污水结垢。     

微乳液型反相破乳剂的研制及应用

研制了对反相原油乳状液兼有良好清水和快速脱水作用的微乳液型破乳剂,并将其应用于大庆油田喇Ⅱ-1联合站的原油脱水和采出水处理中。在喇Ⅱ-1联合站原有的一段游离水脱除加二段电脱水原油脱水工艺和一级沉降加一级纤维球过滤采出水处理工艺不变的情况下,在采出液中投加15mg/L研制的反相原油乳状液破乳剂后,游离水脱除器放水的平均含油量由投加微乳液型破乳剂前的2004·5mg/L降低到442·8mg/L,处理后采出水的平均含油量由投加微乳液型破乳剂前的31·2mg/L降低到4·1mg/L,药剂费用为0·14元/m3。     

原油脱水站油水分离效果的影响因素和改善措施

针对近年来大庆油田部分原油脱水站存在的问题,研究了影响原油脱水站油水分离效果的主要因素,提出了改进破乳剂的性能和投加机制,降低游离水脱除器进液中机械杂质含量等提高原油脱水站油水分离效果的改善措施。对采出液处理中应用的破乳剂配方及其加药点设置,沉降罐上部污油回收处理工艺进行了改进。在实际应用中显著改善了大庆油田采出液的油水分离效果,电脱水器运行稳定性显著提高,出矿净化原油水含量低于0.3%的控制指标,沉降罐上部油层厚度可控制在0.3m以下,聚驱沉降罐和水驱沉降罐放水含油量可分别降低到500mg/L和300mg/L的控制指标以下。     

某石油炼制污水重大污染源分析与控制对策

结合实际情况,通过对石油炼制污水重大污染源进行深入研究分析,对不同高含量难降解污水实施了原油罐二次脱水、电脱盐切水增上除油设施、碱渣注污水汽提等预处理措施,同时拓宽净化水回用途径,降低电脱盐水温,优化高含硫含氨污水系统,从原进入含油污水改进含硫污水系统,经过污水汽提预处理后,再排入污水处理场。实施后,使炼油污水处理场进口主要污染物COD和石油类、NH3-N的质量浓度分别由原来的1 756 mg/L和2 850、41 mg/L下降至1 096 mg/L和144、24 mg/L,经过污水场处理后,外排污水中COD、石油类、NH3-N的质量浓度分别由原来的99mg/L和2.28、2.77 mg/L下降至75 mg/L、和1.97、1.03 mg/L;回收油品约1 000 t/a,净化水替代除盐水约150 kt/a,增加效益约605万元/a。     

化学生物絮凝工艺自动控制优化研究

主要介绍化学生物絮凝工艺的自动控制系统,以TP为目标通过对控制加药系统中药剂和磷酸盐反应摩尔数MR和廊道曝气量这两个参数的优化,使自动控制系统针对不同水质及时采取相应的措施,优化系统的污染物去除能力。实验表明在MR=2.0时,化学生物絮凝工艺处理上海市城市污水能够保证处理后出水的TP平稳达标排放。设置各廊道DO上下浓度为:第一格DO,2～3mg/L;第二格DO,2～4mg/L;第三格DO,0～1.0mg/L,不仅实现对污染物的稳定去除,而且提供生物絮凝所需的水力条件,使出水SS得到良好控制。     

探讨城市污水生物处理总磷问题

对影响城市污水生物除磷系统出水总磷达标的几个主要因素作了分析探讨,认为在进水BOD5／TP值适当、厌氧区溶解氧控制得当、泥龄选择合理和硝酸盐回流干扰得以避免的情况下,生物除磷系统出水中的总磷浓度可达到污水综合排放标准中的二级标准（≤1．0mg／L）。若要达到一级标准（≤0．5mg／L）则需采取过滤或投加化学药剂等措施。     

彩南油田蒸发池污水预处理药剂筛选及应用

新疆彩南油田蒸发池污水具有含油高、悬浮物高,组成成分复杂且性质稳定,净化困难等特点。针对该污水进行了预处理药剂筛选评价,优选出了净水药剂体系为脱稳剂120mg/L、混凝剂400mg/L、絮凝剂6mg/L,处理后污水悬浮物35.2mg/L、含油18.7mg/L、聚合物38.9mg/L。处理后污水用于回掺彩南污水系统,回掺后混合水处理后悬浮物及含油量均小于5mg/L,处理效果良好,污水处理系统运行平稳,满足油田回注要求。     

压裂返排液回注处理及可行性评价

为了充分利用水资源,压裂返排液多在处理后回注。为了确保回注效果,需要进行处理后压裂返排液的回注可行性评价。采用化学氧化与絮凝处理方式对压裂返排液进行了处理,通过对水质离子含量、混合水结垢量及配伍性、黏土膨胀率、储层伤害率的分析研究,对其回注可行性进行了评价。结果表明:压裂返排液经过"氧化-絮凝"处理后,压裂返排液的悬浮物质量浓度为1.6 mg/L、含油量低于1.0 mg/L,黏土在处理后压裂返排液中的防膨率为92.68%;处理后压裂返排液与储层产出水混合体积比为3∶7时,结垢量低于72 mg/L;当处理后水含油量、悬浮物质量浓度低于6.00 mg/L时,对储层渗透率的伤害率低于20%。     

延长油田某联合站污水处理药剂效果评价与筛选

延长油田经过多年的开发,目前已进入高含水期,产出液含水高,油田采出水作为注水水源处理后回注,而部分联合站采出水处理过程中药剂种类不合理,投加方式单一,加药效果不理想,难以满足低渗透油藏注水水质要求。为实现水质达标和降低水处理成本,对该站药剂进行了评价和筛选,调整药剂浓度以及投加方式。根据实验结果筛选满足技术要求的药剂:絮凝剂50 mg/L、有机助凝剂2 mg/L、缓蚀剂60 mg/L、杀菌剂80 mg/L、阻垢剂60 mg/L以及合理的加药方式。