利津油田回注水沿程水质分析与控制

影响利津油田回注水水质稳定的主要因素为亚铁离子、细菌、硫化氢和少量溶解氧;沿程水质二次污染的主要原因是管线内污垢和细菌大量滋生。为控制水质,开发了源头控制和沿程控制两种水质控制模式。源头控制模式主要是控制腐蚀结垢及细菌繁殖,去除原水中亚铁、硫及成垢离子,提高水质稳定性;沿程控制模式主要是加强过程控制,抑制腐蚀及细菌生长,延缓沿程管线老化。回注水水质稳定控制配套技术在现场实施后,注水井口水质稳定率达90％以上。     

腰英台油田地面系统管线腐蚀穿孔原因及对策

随着腰英台油田的不断开发,地面管线的腐蚀穿孔日益严重,每年穿孔维修费用达到数百万元。根据腰英台油田腐蚀特征,分别从注入水水质、注入方式、设备和管线材质等方面研究,综合分析腰英台油田高频次腐蚀穿孔的原因,找出腐蚀穿孔主要因为水质达标率低、管线老化、管线内CO_2含量高等因素所致。针对以上问题采取了联合站设备检修,形成了加药制度、定期清洗及维护等措施,逐步优化注水系统流程,提高注水水质达标率;在管线性能方面有计划地更换管线并提高管材防腐蚀级别,来延缓沿程腐蚀穿孔问题。经过2 a改造和运行,集油管线穿孔次数降低了36.6%,掺水管线穿孔次数降低了73.8%,节约维修费近300×10~4RMB$,经济效益明显。     

辛二污水站水质腐蚀结垢对策

辛二污污水沿程水质不达标的原因总结有以下几点：矿化度、Cl-含量高,采出液电导率大,加速电荷转移,造成腐蚀加快;水中游离的CO2含量高且pH值偏低,在酸性溶液中由于H＋成为阴极去极化剂,也加速了腐蚀;Fe2+含量高,局部氧化变成Fe3+,产生絮凝作用,悬浮物含量增加。采用“自然除油+电化学预氧化+混凝沉降＋两级过滤”工艺,污水在一次除油罐除油后经过电化学预氧化装置可以实现水质稳定,杀灭细菌,降低污水腐蚀倾向,再经过混凝沉降罐进一步去除含油及悬浮物,经过两级过滤器过滤后污水水质可以达到B2级标准。该工艺技术可使辛二污水水质全面提高,满足东辛东油田一体化治理注水水质要求,可以解决污水水质不稳定及腐蚀结垢问题,保证生产正常运行。     

全密闭短流程采出水处理工艺在南堡油田的应用及效果

传统采出水处理工艺的水质主控指标虽满足注水需求,但仍存在细菌数量超标、溶解氧腐蚀等问题,对注水系统产生不利影响,并且存在着VOCs超标排放的潜在环保风险。因此采用隔绝空气的方法来控制溶解氧腐蚀,压缩系统停留时间的方法来控制细菌数量,从而确保出水水质、保证注水效果,是未来油田采油水处理的重要方向。通过对全密闭短流程工艺核心设备的技术原理、采出水处理方案优选、工艺流程三个方面进行研究,形成了一套满足不同水质需求的采出水处理工艺体系。目前全密闭短流程采出水处理工艺已在南堡油田NP2-3LP采出水处理站中应用,不仅满足了注水开发需求,也为该工艺在其他区块的推广应用起到了良好的示范作用。     

高腐蚀污水处理设备进出口检测及分析评价

由于富县采油厂不同层位采出水组成性质差异较大,配伍性不好的污水会发生较强的离子反应而结垢,污水处理流程设计时,对存在的问题考虑不全,导致各水处理站点普遍存在处理后水质稳定性差、处理成本难以控制的问题。为了达到优化流程和处理效果的目的,根据污水腐蚀性较强的特点,依据该厂污水处理工艺现状,针对污水处理水质改性工艺从处理设备进出口水质分析和腐蚀控制等方面进行了研究。在污水处理装置进出口设置检测节点,5 d连续采样,对各节点的含油指标、含悬浮物指标、腐蚀速率进行了测定和分析,同时对预处理单元和水质改性单元的工艺进行了分析;研究发现滤前预处理效果明显没有达到设计要求,出水水质含油量基本达标,但出水水质不稳定,5 d的连续采样中有2 d超标2.8倍;出水水质悬浮固体含量超标,5 d的连续采样分析中4 d严重超标,与注水水质标准相比,悬浮固体含量平均超标达5.2倍,最高超标达7.9倍;进口水质存在恶化现象,悬浮固体含量反弹严重,其平均达到29.53 mg/L(5 d采样最高值为57.00 mg/L),出水水质pH值在6.1～6.4,水质腐蚀速率不稳定,过滤器出水有2 d超标,说明处理水质稳定性较差,处理效果不稳定。针对发现问题给出了改进措施,建议水质改性工艺需调整水中离子,优化改性药剂投加方案,进行注水水质配伍性评价,同时对现有工艺流程和主要处理设备进行优化调整,以确保处理效果满足油田开发要求。     

胜利油田注水井口水质达标技术

文章从油田采出水水质的不稳定性以及集输过程中回注水发生的腐蚀、结垢、细菌滋生等方面,分析了影响回注水水质达标的因素,提出了水质达标综合控制技术,包括污水处理工艺技术的选择、药剂投加方案优化、日常管理、水质监测等。该综合控制技术在胜利油田孤东四号联合站等站点进行了实施,实施后回注水水质达标率达到90%以上。     

ZYA—pH调整剂在油田污水处理中的应用

针对油田注入水水质不达标，腐蚀性强等现状，通过多次室内实验，现场验证，工业性试验，终于找到了一种可调整ｐＨ值，调整水体阴阳离子比例，控制腐蚀，抑制结垢，杀死细菌实现水质达标的综合处理工艺。同时开发研制了简单实用的水处理剂－Ａ，Ｂ，Ｃ剂，其中是污水处理及注水用新型系列处理剂中的主剂。它在油田污水处理中取得了显著的效果。     

老河口油田注水管网堵塞分析及治理

桩西采油厂老河口油田目前注水系统有注水支干线24条长32.6 km,单井注水管线78条29.7 km。由于注水时间长和注水水质不合格.注水管线存在腐蚀堵塞情况,导致单井注水压力损失、水井欠注等问题。针对这一现象,采用XRD分析、细菌分析、水分析、酸溶分析等方法,找出了管网腐蚀物的主要成分,提出了酸化解除管线内堵塞物的措施。实施后降低了单井注水压力损失,取得了良好的效果。     

密闭注水工艺在低渗油田的应用

低渗油田在注水开发过程中,在较高的注水压力下,出现水注不进、油采不出的现象。研究发现,造成这种现象的主要原因与注入水水质和注水参数等选择不当有关,其结果导致地层极大地损害,严重影响了开发效果。在实际应用的基础上,在保证水质达标的前提下,探索出从水处理到注水系统的流程密闭注水工艺,使处理后水满足注水标准,且工艺简单,管理方便。     

油田采出水水质二次污染成因分析

油田回注的含油污水成分较为复杂,与地下水相比,除含油外,采出水矿化度较高,而且,含有较多的微生物生长所需要的营养基,更适宜菌类的滋生,导致注水站至注水井沿程水质二次污染较为严重。以龙虎泡油田回注采出水系统为例,对注水站至注水井沿程注入水水体、水中悬浮物固体含量成分、菌类及干线冲洗水成分等的检测数据进行了分析,确定了影响水质二次污染的因素,并根据水质二次污染的成因分析,制定了今后水质二次污染的治理措施。     

新疆油田注水水质稳定控制技术应用

新疆油田部分区块由于采出水水质存在不稳定因素,加之配套处理工艺无法有效解决现有的问题,往往导致井口注水水质无法长期稳定达标。通过室内研究分析,长输管网的二次污染和外输水水质本身存在不稳定性,水中还有易氧化的还原性离子和存在较严重的碳酸盐自结垢趋势,是影响井口注水水质稳定性的关键因素。经优化筛选,确定了结垢控制技术、电解杀菌技术、空气氧化技术的应对措施,分别研制开发出对路的处理工艺和配套的新型药剂配方体系,为新疆油田长期稳定注水从而提高油田注水开发效果提供了技术保障。     

油田注水开发中水源混配防垢技术

为解决油田结垢伤害问题,国内外采用了多种除垢方法,如加防垢剂、酸洗除垢、高压射水流除垢等,并针对不同油田、结垢特点开发了不同的除垢、防垢产品。但到目前还没有一种经济实用、简单易行、高效无污染的方法。水源混配防垢技术是将地层水或油田污水与注入水混合,在地表以最佳比例混配,用Ca(OH)₂溶液调节pH值,当pH值大于835,溶液中Ca²⁺,Ba²⁺,Sr²⁺,Fe³⁺,Fe²⁺等阳离子和OH^-,CO₃^2-,HCO₃^-,SO₄^2-,S^2-等阴离子发生反应,全部生成沉淀。一方面可去除水中的成垢离子,避免地层水和注入水在油层内相遇结垢,达到保护油层的目的;另一方面,使铁进入腐蚀钝化区,防止输水管道的结垢与锈蚀。通过模型实验研究,该方法不仅可防止油层结垢伤害、输水管道的结垢与锈蚀,实现油田污水的再利用,大大降低采油成本,而且也适用于各种油田的注水开发。     

洲城油田注水系统腐蚀结垢原因分析与防治措施

通过室内垢样试验和水质分析,提出洲城油田注水管线腐蚀与结垢的主要原N是污水中的微生物特别是SRB细菌大量繁殖,SRB细菌大量繁殖后产生硫化氢等,加剧污水管线腐蚀与结垢。对腐蚀与结垢的机理进行分析,提出有针对性地添加缓蚀阻垢药剂、化学杀菌剂,进行污水紫外线处理和选择有效的耐SRB腐蚀材料、实施阴极保护等措施。对已经结垢的管线,分析比较化学清洗、清管器清洗和高压水射流清洗等除垢方法的优劣,建议优先考虑非化学清洗方法;加强对回注污水的达标处理,建立在线腐蚀监测系统,预防与治理相结合。     

临南油田注水系统碳酸钙垢结垢趋势预测

油田注水系统中常见的垢是CaCO3垢。通过分析临南油田回注污水水质参数，对地面注水系统中碳酸钙垢的结垢趋势进行了理论预测，研究了注水管线沿程水质参数中成垢离子Ca^2 ,Mg^2 的变化。结果表明，临南油田处理后的回注污水水质稳定，不会产生碳酸钙垢。     

注入水改性技术在临南油田的应用

临南油田产出水矿化度高，所含成分具有强腐蚀、结垢倾向，注入水严重不达标，给油田开发带来一系列问题。文中分析了临南油田的腐蚀结垢原因，介绍了注入水水质改性的工艺原理、室内评价及改性过程；注入水改性后，水质发生了根本性的变化，管网、井筒腐蚀结垢减轻，注水井注水状况好转，低渗油藏水驱动用储量增加，油田开发指标变好，对改善开发效果产生了积极影响。     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

渤海A油田注水井压力上升原因及对策研究

渤海A油田注水开发过程中,注水井逐渐出现压力升高、注水不足现象。为此,在注入水水质及注入压力资料调研与分析的基础上,开展注水井堵塞机理研究,从注入水水质、结垢和腐蚀、配伍性分析以及微粒运移和出砂等方面,分析了注水压力上升原因,并针对此开展注水井解堵技术实验研究。结果表明,注入水中固悬物、粒径中值、含油量均超标,从而引起堵塞;溶解氧含量、总铁含量,细菌等均超标,导致注水过程中结垢和腐蚀管线,造成水井堵塞;复合酸体系7较好地解堵增油效果,可为A油田注水井的解堵增油提供可靠的技术保障。     

曲堤油田注入水污染原因及改善措施研究

针对胜利济北公司曲堤油田注入水沿程污染严重的问题,实验测定了沿程水质变化情况,探究影响水质因素,提出改善工艺措施并测定改善效果。结果表明,沿程水质的影响因素主要是腐蚀产生的铁离子、微生物,以及结垢等;采用的改善措施主要包括优化水处理工艺,采用有效除铁的预氧化除铁技术与悬浮污泥过滤技术,改用玻璃钢水管,加入质量浓度为5~10mg/L的羟基亚乙基二膦酸(HEDP)阻垢剂等措施,达到改善曲堤油田沿程水质的效果。     

新型注水管内衬材料的应用

在油田采油的中后期,常采用注水技术,通常注水开发前期,油田常采用普通碳钢/不锈钢复合管作为注水管线,并采用污水净化回注和掺淡水混注等技术减少环境污染,但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度,并不能从根本上改变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐还原菌不达标等现象,导致注水管线和设备出现腐蚀和结垢。对延长油田某注水站的注水管使用情况调查得知,其碳钢/不锈钢复合管有严重的腐蚀和结垢现象。对复合管体内垢样进行分析,总结出结垢的原因并提出解决办法,即优选新型B15合金作为复合管内衬材料。现场使用新型B15合金衬管取得良好的效果,值得推广应用。     

马厂油田常规注入水处理工艺效果分析

为解决中原油田注水系统的腐蚀及注水水质不达标的难题，以马厂油田污水站为突破口，分析了所采用的常规处理工艺失效的原因，认为，所处理的水中ＣＯ２，钙镁离子和乳化油等含量高，而处理工艺却没有采用相应的措施，导致腐蚀严重，水质不达标，这一问题在陆上油田具有普遍性。