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。     

甘谷驿采油厂水质稳定技术研究

甘谷驿采油厂储层属特低孔隙度、超低渗透率的致密砂岩储层,注入水水质要求高,而水质成分复杂且不稳定,其中有机物含量高,矿化度高,腐蚀、结垢均很严重,水处理难度大。本文通过研究,成功解决了以上这些在甘谷驿采油厂以及我国目前油田污水回注处理工艺中普遍存在的问题。水质经处理后可达到延长油田长6油层注入水水质标准,并具有腐蚀率低、水质稳定达标等特点。     

油田注入水化学添加剂的种类与研究

油田注入水根据水的来源可分为地表水、地下水以及油田污水。目前国内油田主要以油田污水作为主要注入水,既解决了注入水的来源问题,又解决了油田污水难处理的问题,但是由于油田污水中含有大量的悬浮物、浮油,并存在结垢、腐蚀和细菌繁殖等问题,因此在处理时需要复杂的处理工艺,同时添加各种化学处理剂,这些化学处理剂的添加主要解决除氧、除油、防垢、杀菌、除悬浮物以及调节污水的酸碱性,因此除氧剂、除油剂、絮凝剂、p H调节剂以及杀菌剂等都属研究的范畴。     

污水改性处理技术在商河油田污水处理中的应用

2002年9月商河油田的污水采用改性技术进行处理,改性的主要思路是从防止设备、流程管网腐蚀、地层堵塞结垢出发。主要控制指标有注入污水中悬浮固体含量、含油量、SRB菌及平均腐蚀率。针对每项指标的特点我们采取对应的措施,使我站的水质综合符合率达到了100％。主要做法如下：[第一段]     

桩西污水站水质软化处理的研究及应用

为解决桩西油田高温低渗油藏的水质处理难题,实现源头—井口—油藏水质稳定达标,对桩西污水站污水进行水质软化处理,满足油藏对水质的需要。本文通过对桩西油田污水站进行污水软化改性方案筛选优化和高温高压结垢评价,满足不同地层对注入水质的要求,改善注水水质,减缓污水对整个注水管网及注水井的腐蚀结垢,起到保护注水井网的作用,有效降低综合生产成本的作用。     

江汉油田清改污对生产的影响

江汉油田王场注水系统由清水改注采出污水具有良好的经济与环保效益.为了研究回注污水对油田生产的影响,对注水沿程水质进行分析,对注入水地层适应性进行评价,对污水水质恶化原因进行解释.结果表明：注入水中Ca2＋、Mg2＋、Fe3＋和SRB含量较高,其中Ca2＋、Mg2＋含量因沿程管线结垢逐渐降低,Fe3＋含量因腐蚀逐渐升高,SRB含量因注水系统密闭也明显升高;污水的抑制性比清水好.;污水回注油层后因结垢、Fe3＋沉降及SRB繁殖代谢导致油层渗透率明显下降,沿程水质恶化对油田生产的影响不客忽视.     

渤南油田注水井欠注伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九沙组油藏属中等水敏性和速敏性的地层.本文研究了渤南油田注水井伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢及细菌等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。研究表明:渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高,易形成盐酸不溶垢和有机垢;细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀,形成铁垢,逐渐降低地层的渗透率,严重时堵塞地层。     

自洁型紫外线杀菌装置在联合站污水处理中的应用

目前,辽河油田主要通过向地层中注入处理合格的污水来保证地层压力。油田注水中细菌的危害主要有两个方面:一是细菌体和繁殖产物沉积导致注水水质的污染和地层堵塞;二是硫酸盐还原菌(SRB)在设备、管线和地层中繁殖时产生大量硫化物,导致管线设备的严重腐蚀和结垢。利用紫外线杀菌技术,有效解决了污水系统中细菌含量高、导致污水悬中浮物含量上升的问题。     

优化四净站药剂配方减轻地层污染

优质注入水质量是注水工作的奠基石、是油田稳产的基础。四净站实施水质改性工程后,由于药剂配方的缺陷造成注入水超标以及药剂费用高,通过室内实验和现场调整,优化了水处理药剂配方,停止投加絮凝剂改加PH值调节剂,应用后水质指标明显好转,井口的悬浮固体含量由13.2mg/l降低到4.36mg/l,商二注的腐蚀率平均为0.0592mm/a,地面管线、设备、水井油管的腐蚀、结垢明显减轻。     

含铁油田采出水絮凝处理技术的研究

旬邑油田采出水属于低pH值、高含铁量、高细菌含量、高悬浮物量污水,处理后水用于回注。文章通过优选pH值调节剂和除铁剂,并与絮凝剂联合使用,对油田采出水进行室内絮凝处理研究。实验结果表明,最佳的工艺条件为:污水体系pH值7.5,无机絮凝剂PAC加量为90mg·L-1,有机絮凝剂PAM加量为5mg·L-1,除铁剂加量为50mg·L-1。此条件下,处理后水中悬浮物含量、含油量、总铁量分别可降低到1.0、4.3、0.4mg·L-1,腐蚀速率、细菌含量分别降低到0.045mm·a-1和10个·m L-1,水质满足回注水水质要求。     

地层注入水悬浮物含量偏高原因分析与治理

海上M油田采用注水开发的方式生产,注水来源主要是油田采出液经过海上平台污水系统处理后的生产污水和水源井产出的地层水。地层注入水中的悬浮物超标将可能堵塞地层,严重影响最终的油田采油效率,并带来昂贵的油水井作业费用。本研究针对M油田注水水质悬浮物超标的问题,从悬浮物组成等方面着手,同时分析了影响悬浮物处理产生的因素,找出导致注水水质悬浮物超标的主要原因,从而借助现场污水处理流程,使得悬浮物含量降低,最终达到注水指标的要求。     

胜利油田某污水处理站工艺改造研究

通过对胜利油田某污水处理站外输水质分析,发现悬浮固体含量、腐蚀率、SRB菌以及铁细菌硫化氢含量均超出B2注水水质指标,如果油田把这种不达标的水用来回注,一方面会造成油田注入状况差,影响了油藏开发效果和增加了开发成本;另一方面会对注水站、注水管网及注水管柱产生腐蚀,增加了油田生产的安全隐患。通过室内试验对该污水处理站来水水质特点进行了分析,对改性药剂和净化药剂进行初步筛选,结合现场试验的测试结果和污水处理工艺现状,并进行不同方案的经济比选,提出合理的改造方案,同时选择成熟、先进、可靠的新技术、新工艺,使该污水处理站处理后污水水质达到SY/T5329规定的B2级指标,从而减少水处理系统对原油生产的制约,保障油田的可持续发展。     

SZ36-1油田注水水质及注水井堵塞原因分析

绥中36-1油田注水井普遍存在结垢堵塞现象,导致注水压力升高,注入量下降,管柱遇卡,检修困难等问题。从注水水质分析、结垢预测、注入水与地层水配伍性、垢样分析等方面,研究了注水井堵塞机理。研究发现注入水结垢趋势强,SRB细菌与总铁含量超标,水质配伍性差是造成SZ36-1油田注水井堵塞的主要原因。V_(注入水)∶V_(地层水)=60∶40时,结垢最严重,钙镁离子损失总量达到36.94 mg/L。垢样主要成分为Fe S、Ca CO_3、Mg CO_3等。     

生化微生物技术在稠油采出水处理中的应用

生化微生物处理技术是21世纪具有发展潜力的一种采出水处理技术,它采用培养专性菌对采出水中的多种烃类及其它有机物的复杂混合物进行代谢降解,去除采出水中的含油、有机物,降解CODcr。本项目通过处理工艺、专性菌培养、悬浮物、细菌、含氧控制等研究,根据采出水悬浮物含量的组份特征,将生化微生物处理技术应用于油田采出水处理回注,并针对处理后水质的组份情况,对处理流程进行优化研究,将溶解氧及细菌含量控制在指标范围以内,处理后水质指标严格控制在注入水水质指标要求范围以内,减少了对环境的影响,该技术在吐哈油田污水处理工艺中广泛应用。     

王场油田改注污水后腐蚀结垢分析

王场油田部分区块以注清水为主,而清水对注入系统及地层的损害较大.通过清水和污水的腐蚀、结垢试验,分析了清水和污水的腐蚀结垢原因,并对改注污水后的腐蚀结垢问题提出对策,使改注污水能顺利注入地层.     

火烧山油田含油污水与清水可混性研究

讨论了火烧山油田含油污水与清水的混合比例、混注方式、混注条件及混合水的腐蚀、结垢、细菌和悬浮物等问题。通过研究认为,污水和清水中加入化学药剂处理后,在清水占混合水的质量分数为10%～60%之内可按任何比例混合。混注方式宜采用泵前清水罐内混合;混合水不结垢,腐蚀率<0.1mm a,SRB≤102mL-1,TGB≤103mL-1,悬浮物随清水量增加而减少。     

额仁淖尔油田注水系统腐蚀综合治理

额仁淖尔油田油藏断块多 ,各断块产出水水型多、水性差异大 ,产出污水水质复杂 ,含盐量高、溶解氧含量高、CO2 含量高及 p H值低 ,造成注水系统管线、设备腐蚀穿孔频繁 ,影响了注水系统的正常运行 ,加大了系统维修工作量。根据额仁淖尔油田污水实际情况和特点 ,本着低成本、高效率、低运行费用的原则 ,研究出了化学法和物理法并举的治理方案 ,通过采取胶帽隔氧、水质改性、离子静电防垢等技术措施 ,达到降低注水系统腐蚀结垢的目的 ,同时取得了 14 97.35万元的年经济效益 ,综合治理技术达到了国内先进水平     

临南油田水质改性最佳pH值的研究

为了解决临南油田注入水水质超标,注水管线、设备、水井管柱腐蚀、结垢严重,影响油田开发的实际问题,胜利油田临盘采油厂于2001年在临南联合站实施水质改性技术,水质改性技术的核心问题是将PH值调整到最佳范围,使得腐蚀、结垢降低到最低的程度。从这一思路出发,通过对腐蚀率、结垢量、污泥量等方面的综合评价研究得出:pH值优化在7.8-8.2范围内,采用复合碱 石灰乳 混凝剂复合处理工艺,药品与水中的有害化学成分发生化学反应而生成沉淀,生成的絮体钒花大,除油彻底,沉降速度快、时间短,综合效益最好。现场应用后,各项水质指标提高,油田开发指标变好,取得增油降成本的显著效果。     

影响油水管线腐蚀和结垢因素探讨

在注水开发的油田中,由于注入水大部分或全部都是油井产出液中分离出来的油田污水,注入过程中存在一系列问题,其中油水管线腐蚀和结垢是存在的主要问题。本文探讨了油水管线腐蚀和结垢的主要影响因素,为采取有力的缓蚀、防垢措施,不断提高和改进油田水处理技术有重要意义。     

水质改性技术在夏52断块的应用效果分析

针对夏52断块注入水腐蚀、结垢严重,影响开发的实际问题,实施水质改性工程,处理后水质达到了部颁标准,取得了良好效果。