二氧化氯发生器在油田回注水中的应用研究

介绍了油田注水中的细菌类型、危害机理及二氧化氯处理油田注水的优势.采用复合二氧化氯发生器对油田采油厂集输站的回注水进行了二氧化氯投加应用.结果表明,该设备用于油田回注水,杀菌效果明显,可有效去除水中的硫化物,并对污泥有剥离和抑制作用,可降低腐蚀率,达到回注水质标准,吨水处理成本较低.     

大港南部油田回注水硫化物来源研究分析与治理

对大港南部油田回注污水中的硫化物来源进行了室内试验研究,研究结果证实,地层自身存在的伴生气和水中硫酸盐的高温还原、细菌等作用产生的硫化氢是回注水硫化物来源的主要因素.在同等条件下对南部油田污水中的硫化物进行了脱硫化物实验,脱硫率大于80％,腐蚀速率降为0.0510mm/a.     

HH油田C8储层污水回注水质标准研究

目前国内对低孔特低渗储层注水开发中注入水水质标准的研究较少,具体指标没有系统的实验数据作为支撑。对HH油田C8储层以污水作为回注水源的注入水水质标准进行研究,主要采用岩心驱替实验及动态腐蚀实验得出注入水中的悬浮物粒径中值、悬浮物含量、含油量、细菌含量等主要控制指标。结果表明:悬浮物粒径中值指标2.0μm;悬浮物含量指标3 mg/L;含油量指标15 mg/L;细菌含量指标24个/mL。该结果为HH油田污水回注水质标准提供了具体依据,也为类似区块的注水水质研究提供了参考。     

大港南部油田回注水硫化物来源研究分析与治理

对大港南部油田回注污水中的硫化物来源进行了室内试验研究,研究结果证实,地层自身存在的伴生气和水中硫酸盐的高温还原、细菌等作用产生的硫化氢是回注水硫化物来源的主要因素。在同等条件下对南部油田污水中的硫化物进行了脱硫化物实验,脱硫率大于80%,腐蚀速率降为0.0510mm/a。     

油田回注水中次氯酸钠除硫杀菌研究

在某油田采油厂回注水处理站进行电解法次氯酸钠除硫杀菌试验,考察了次氯酸钠对硫化物、硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)、腐生菌(TGB)的去除效果。结果表明,次氯酸钠投加量为60～65 mg/L时,对硫化物有良好的去除效果,去除率达99%以上;对SRB、TGB、IB的杀菌效果明显,且在注水管网中具有持续灭菌能力,细菌与硫化物指标均达到油田回注水标准。电解法次氯酸钠杀菌技术在油田回注水处理中具有良好的应用前景。     

油田回注水用杀菌剂效果分析

油田回注水大部分来自物化处理后的油田废水,为避免回注后水中各类细菌微生物对管道造成堵塞、腐蚀,回注前需对其进行杀菌处理。本文使用1227(十二烷基二甲基苄基氯化铵)和戊二醛在特定条件下复配为SP12-8作为杀菌剂,考察硫酸盐还原菌、铁细菌、腐生菌在杀菌剂不同加量,不同培养温度下其杀菌效果。结果表明回注水杀菌剂SP12-8的使用温度应控制在30℃左右,投加量为0.07 mg/L,SRB菌的菌量数为4.5个/m L(小于10),铁细菌的菌量数为9.5×102个/m L,TGB菌的菌量数为9.5×102个/m L,满足回注要求。     

生物竞争抑制油田回注水系统微生物腐蚀研究

油田回注水系统微生物腐蚀普遍较为严重,影响油田的正常生产。考察了胜利油田宁海区块生物竞争技术对回注水系统微生物腐蚀的抑制效果。结果表明,向回注水中加入50mg/L的硝酸盐时,DNB可被大量激活,其可由140 mL-1增殖到15 000 mL-1,SRB的活性得到完全抑制;同时,TGB、FB的活性也得到一定程度的抑制。油田回注水中注入适宜浓度的硝酸盐,能有效抑制微生物腐蚀,平均腐蚀率降低30%。     

采油联合站含油污水处理药剂筛选

某油田联合站采出水具有高含油、高悬浮物、高细菌、高含硫,并具有高腐蚀和结垢趋势等特点。为保证油田注水水质条件,对污水相应的净水剂、杀菌剂、缓蚀剂、防垢剂开展筛选评价。最终确定的药剂体系处理效果良好,其中净水剂在投加浓度为80 mg/L时,悬浮物可减低至20 mg/L以下,水中含油降低至5 mg/L以下;杀菌剂投加浓度为100 mg/L时,杀菌率可达90%以上;缓蚀剂投加浓度为50 mg/L时,腐蚀速率从0.127 mm/a降低至0.033 mm/a;阻垢剂投加浓度为20 mg/L时,阻垢率达到92%。     

杀菌剂的研究与现场应用

随着各个油田的开发,原油含水也在不断升高,注入水中SRB菌及TGB菌含量严重超标,在地层中形成硫细菌、抑氧菌,使水质变黑、硫化物及其他杂质增多,造成部分堵塞,还有铁细菌严重超标,产生Fe3+沉淀堵塞等问题,影响注水水质,因此回注污水必须投放杀菌剂进行处理,目前对于冀东油田高-联存在的主要问题是悬浮物超标、水色阶段性变黑、变蓝,硫酸盐还原菌超标等.针对这一问题,我们对各个联合站的污水进行细菌含量的测定,并筛选出有效杀菌剂,保证污水回注及外排达标的目的.     

莫北油田采出水回注处理技术研究

莫北油田采出水存在悬浮物、含油量、细菌、腐蚀率超标,且水质不稳定等问题。针对莫北油田采出水展开了净水药剂评价及配套反应参数优化,并针对细菌、结垢、防腐进行了控制技术研究。结果表明:确定催化剂浓度4mg/L,PAC-3投加浓度为100mg/L,PAM-1投加浓度为2mg/L。确定最佳反应水流速率为0.8-1m/s,最佳反应时间为催化剂60s、PAC45s、PAM40s。处理后污水静止10min,含油未检出、悬浮物降低至7mg/L。杀菌剂CIDE-4和CIDE-5浓度为50mg/L,处理后三种细菌指标均满足注水指标。阻垢剂SC-1浓度为20mg/L,阻垢率达到92.1%。缓蚀剂HID-1投加浓度为60mg/L,腐蚀率可降低至0.016mm/a。