不同驱油条件下采出水水质变化分析

通过对萨北油田定点井采出水的资料分析，找出了注水、注聚、微生物等驱油条件下采出水的变化规律，并对采出水水质变化与油气性质变化的关系和特点做了探讨。指出了随着含水的变化，采出水的第一盐度、第一碱度的变化及水质矿化度对聚合物驱油效率的影响，以及利用采出水的矿化度组分分析确定微生物驱油的菌种等，为油田注水开发及三次采油过程中各种主剂与水的配伍性及油品变化特点提供了依据。     

海外河油田含聚合物采出水处理试验研究

随着海外河油田二次采油和三次采油相结合的采油技术的大面积应用,含聚合物（聚丙烯酰胺）采出水大量产出。含聚合物采出水具有黏度大、油含量高、乳化稳定的特点,传统的采出水处理方法及设施无法使采出水处理达到油田注水的水质标准。在对海外河油田含聚合物采出水水质分析和微生物处理可行性分析的基础上,进行了微生物处理试验,试验结果表明,经生化（微生物＋沉淀）处理的采出水能够达到油田注水水质标准的要求,对今后进行现场中试具有指导意义。     

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。     

微生物法处理三元复合驱采出水试验

三元复合驱油作为三次采油提高采收率技术,已进入工业化推广阶段。由于三元复合驱采出水中含有大量的聚丙烯酰胺(PAM)、表面活性剂和碱,使采出水的黏度增大,污水中油珠粒径变小,污水乳化严重,采用常规处理工艺很难使三元复合驱采出水得到有效处理,并达到回注水水质控制指标要求。为此,在杏十联三元复合驱采出水站,采用处理规模为5 m~3/h试验装置进行三元复合驱采出水微生物生化处理现场试验。试验结果表明,微生物生化处理技术除油效果显著,试验装置生化段和过滤段的出水含油浓度分别小于50和20 mg/L,达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法(SY/T 5329—1994)》的回注水水质控制指标要求,提高了三元复合驱采出水的处理效果。     

曝气法处理二氧化碳驱采出水的试验研究

为进一步探索适合大庆外围低—特低渗透油田有效开发的采出水处理技术,明确CO_2驱采出水水质特点,针对大庆外围低—特低渗透油田采出水开展水质基本特性研究,在40℃常压条件下,采用曝气法进行了室内脱除采出水中CO_2气体试验。研究结果表明,采出水中CO_2含量是水质pH值、矿化度、腐蚀速率等特性参数变化的重要影响因素之一;在40℃常压试验条件下,采用曝气法对CO_2驱采出水的处理效果较为明显,能够有效脱除水中70%的CO_2,从而提高水质pH值至8,同时有效抑制采出水腐蚀速率在0.076 mm/a以下。     

轮南油田超高含盐采出水处理技术

轮南油田采出水处理站处理后的采出水,其矿化度达到234698mg/L,水中离子复杂.采用重核催化强化絮凝技术,可使处理站出水水质达到注水水质要求,且水中有价值离子没有变化.介绍了重核催化强化絮凝技术的原理、设备流程及药剂筛选方法,分析了现场试验结果,并对该技术的经济效益进行了论述.     

西古尔纳Ⅱ油田高硬度高矿化度采出水回注处理工艺

油田采出水回注处理技术与油田采出水中所含杂质的种类及性质、油藏性质、原油性质等因素密切相关。伊拉克西古尔纳Ⅱ油田的采出水具有高硬度、高矿化度、低pH值的特点,为了使其在处理后达到要求较高的回注水水质指标,通过对原水水质的分析,以及综合考虑经济、环保和社会效益,确定了水力旋流→诱导气浮→核桃壳过滤→精细过滤的处理工艺方案,并对设备、管线的选材给出了明确规定。该方案不仅能满足处理水质指标要求,达到安全、稳定运行的目的,而且在节省投资和占地方面效果也非常突出。     

聚表剂驱采出水油水分离性质

聚表剂是一种新型的油田用驱油剂,性质不同于聚合物和三元驱油剂,致使采出水的性质不同于聚驱和三元复合驱的采出水.通过对含聚表剂采出水、聚采出水以及三元复合驱采出水的水质基本性质,初始油珠粒径分布以及油水分离难度的对比试验得出结论,含聚表剂采出水的油水分离难度介于聚驱和三元复合驱采出水之间,即比聚驱采出水油水分离难,比三元复合驱采出水油水分离容易.     

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%～50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%～70%。     

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。