注水系统杀菌剂

大庆头台油田因细菌造成的系统腐蚀十分严重,尤其污水回注系统,细菌超标十万倍。采用油田注水系统的水质(包括清水与污水),研制了适用于头台油田注水系统的4个配方杀菌剂,现场试验杀菌率均达到99%以上。     

采油污水资源化利用技术研究

孤岛油田已进入中后期开发,采用了注水、蒸汽吞吐、注聚等多种"三次采油"措施,加之边底水活跃、油藏影响及边缘区块注水难度较大等因素,加剧了注采不平衡的矛盾,剩余污水现象突出;另外,注聚、稠油热采造成了清水资源的极大消耗,也是产生剩余污水的主要原因。为了解决孤岛油田剩余污水出路问题,实现油田可持续发展,在孤四污水处理站进行了含聚污水深度资源化利用技术的研究与试验,净化污水的同时降低含盐量和硬度,使最终出水配聚黏度高于清水配聚指标,进而实现污水代替清水配聚合物母液,达到污水再利用的目的。     

富民油田以污代清改造工程现状及评价

富民油田为实现回注水的以污代清,对污水处理系统进行了改造.改造后污水处理系统采用“生化处理+过滤”的流程,污水处理规模达1200 m3/d,处理后水质达到A2级注水水质标准.项目改造后的污水处理系统运行情况较好,虽然系统处理后悬浮物含量不够稳定,但含油和粒径中值能稳定达标,尤其粒径中值达标是满足注水要求的关键,因而总体上能够适应有效回注的要求.污水处理系统投产后富民油田回注水由清水变为处理后的污水,改善了与地层的配伍情况,有效地降低了注水压力.注水开发井的注水压力从改造前的平均22 MPa降至改造后的平均20 MPa,注水量也平均增加了50 m3/d.     

海拉尔油田注水系统的腐蚀控制

海拉尔油田注水管道内腐蚀严重,针对含防膨剂的清水系统研制出除氧型缓蚀剂,针对高含硫化物的污水系统研制出杀菌型缓蚀剂,并在现场试验装置上对药剂的配方和加药量进行优化。在德二联注水站开展缓蚀剂的工业性现场试验,清水系统腐蚀速率由0.972 mm/a降至0.067 mm/a,污水系统腐蚀速率由0.282 mm/a降至0.019 mm/a,有效地控制了海拉尔油田注水系统的腐蚀。     

川口油田清污水混注室内研究

对川口油田长_6区块采用的清污水混注措施进行了注水的优化,分别考察了清水与污水混合比例、清污水混合水样腐蚀因素、杀菌剂的使用、阻垢剂的使用、缓蚀剂的使用及各种药剂的配伍性等,得到了清污水混注水的优化配方。     

喇嘛甸油田污水注水管网的优化

随着喇嘛甸油田清水注入量大幅度增加及区域钻控影响,出现了局部地区水多注不下去,其他地区水少注水量不足的问题。通过对油田内现有污水、注水管网及区域内污水站、注水站水量进行分析,对全油田低压污水管网进行改进、优化调整,通过建立区域内环状管网、区域间支状管网,实现区域内污水自产自销,区域间污水相互调用,有效解决了因区域内产注失衡而导致能耗增加的问题。     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

大庆油田注水系统能耗研究

1．油田注水系统现状分析 （1）注水系统基本状况。大庆油田注水系统经过40多年的开发，经历了基础井网、加密井网、注聚井网等油田建设阶段。已经形成了一般水注水系统、深度水注水系统和聚驱注水系统3套井网。一般水注水系统为基础井网和加密井网服务，深度水注水系统主要为二、三次加密井网以及外围低渗透油田服务，聚驱注水系统主要为聚驱开发区块服务。这样就实现了含油污水、深度污水和聚合物注低矿化度清水三种水质的分支注水，以满足不同井网对水质的各种要求。     

宝力格油田巴38断块注水压力抬升机理

宝力格油田巴38断块投注初期,注水压力上升较快,严重影响正常注水.通过对储层岩心、现场取回的不同注入水进行水质分析,研究了地层水、清水、污水之间的配伍性和结垢性,并通过不同条件下的污水驱替实验,研究其对储层渗透率的影响,分析了引起储层伤害的主要原因和机理,阐明了该区块注入水质应达到的主要指标.研究结果表明,储层岩石的敏感性及注入清水在地层中结垢是造成注水压力上升的主要原因.     

林缘区供注水系统地面工艺技术研究

目前国内外关于林缘区的油田开发模式尚处于摸索阶段,其供注水系统的地面工艺亟待完善。本次研究结合黄陵油区,通过对油区供注水模式研究,研制了适合林缘区油田注水的清水注水一体化集成装置,形成适合林缘区开发的地面供注水专有技术;另外,在站场给排水方面设置了雨水收集池和应急池,可实现井场内污水零排放;设计了适合黄陵油区的消防系统、应急防控体系,提高了油区的消防应急能力,满足林缘区油田在安全环保条件下有效的开发需求。     

注清水井腐蚀结垢机理及对策研究

靖安油田大路沟二区在长期注清水过程中,注水系统和注水井管柱存在较严重的腐蚀和结垢现象,严重影响了注水系统长期、安全、稳定运行和注水效果。本研究在对大路沟二区注入水系统腐蚀结垢情况调研、腐蚀结垢产物和注入水组成性质分析的基础上,详细分析清水注水系统的腐蚀结垢机理,确定影响腐蚀、结垢的主要因素,找出合适的防垢和防腐方法。本研究对于有效地保护油气储层、提高油田开发效益;同时对于节约水资源、减少污水排放量和环境污染,具有一定的的经济效益、社会效益、环保效益。     

一体化预分水装置在高含水油田的应用

为克服现有集输及产出液处理系统预分水设施的局限性,研制了一体化预分水装置。该装置为橇装装置,由主体橇和过滤橇两个橇块组成,主体橇可实现高含水原油的预分水和污水净化,使出水含油量和含悬浮物含量≤50 mg/L;过滤橇依据出水水质要求,可采用常规滤料过滤或耐污染多孔道膜精细过滤。现场应用表明:一体化预分水装置可在1 h内预分出高含水原油中50%以上的污水,并完成对分出污水的净化处理,使出水水质达到特低渗透油藏注水水质"5、1、1"指标,能够满足高含水油田现场预分水需求;装置的投资仅为现有同等处理规模装置的50%,且运行成本低;可标准化、模块化设计与施工,安装使用方便;适用于高含水油田预分水和污水就地处理,实现节能降耗、降本增效;可"以污代清"进行注水开发,节约清水资源,减少污水外排。     

魏岗油田清污水混注实验

本文分析了河南南阳魏岗油田清水、污水、1:1清污混合水的水质特征,对影响腐蚀速度的各种因素-S2-,pH值、Cl-和溶解氧分别进行了实验研究,从而确定了魏岗油田1:1清污混注水的合适pH值,利用混注水所含S2-与O2的氧化还原反应达到除氧降S2-目的。并筛选了合适的防垢剂,杀菌剂配方经现场11口井一年多的混注实验看出,注水压力未发生过大的变化。许多井注水量还有所上升,清污水混注效果较好。     

胜利油田污水资源化利用技术研究进展

为解决油田生产开发过程中普遍存在的大量富余污水处置难度大和大量清水资源消耗之间的矛盾,开展了油田污水生化处理和膜过滤相结合的研究和试验。针对低渗透油藏回注水质要求严格的问题,应用生化处理配套精细过滤的集成工艺,可使处理后水质达到低渗透油田回注水A1级标准。针对稠油热采锅炉、三采配聚耗用清水的问题,应用生化处理配套反渗透膜淡化的组合工艺,可使处理后水质达到注汽锅炉和三采配聚用水指标。实验结果表明,采用生化与膜过滤集成工艺,可以实现采油污水的循环利用。     

注水管柱结垢分析与预测

油田注入水水源有两种,一种是地下水,另一种是油田采出液经过净化后的污水.管柱结垢与否除受水质影响,还与温度、压力和pH值等环境因素有关.油田注水水质具有CaCO3结垢倾向,但由于流速、压力等因素的影响,具有结垢倾向的水质不一定总结垢,但当条件合适时,结垢现象一定会发生.油田所使用的清水和污水是不相容的两种水质,清水Ca2+含量较高,而污水HCO3-含量较高,一旦混合使用,会产生较为严重的CaCO3结垢,从而影响生产.     

岐口17-2油田注水悬浮物组分分析及控制措施"

悬浮物是油田注水的主要控制指标,超标则易堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道,造成注水压力上升,注水量下降,降低油田的注水效果。利用岩矿分析手段对岐口17-2油田注水悬浮物进行剖析,并提出解决悬浮物含量超标的方法及解除其堵塞的控制措施。研究表明,清水、污水混合注入后,悬浮物质量浓度相比混合前增加1.8～5.1mg/L,原因主要是清水与污水不配伍,流程较脏。通过加入30mg/L的防垢剂95%ATMP,可抑制混合水样中Ca2+、Mg2+等结垢离子浓度的降低以及悬浮物含量的增加,在井口加装过滤器可进一步稳定注水水质。注水中悬浮物组分是以铁硫化合物为主的腐蚀产物和以硅铝元素为主的地层矿物,含少量以钙镁为主的碳酸盐垢,颗粒粒径主要集中在5～15μm之间。通过加强对含铁硫化合物的酸化力度,加大前置液盐酸的用量,可保证对地层堵塞物的深度溶解,改善注水效果。     

硝酸酸洗法清除注水泵水垢

一、前言在油田注水系统,常因含油污水与清水混注产生的结垢问题,使注水泵不能正常运行,降低了注水泵的效率,管线的管径缩小,减少了管线的输水量,给生产带来了一定的困难,例如中一注、西一注、南四联、喇一联和喇二联等注水站,清污水混注后均发现由于结垢影响注水泵正常     

樊家油田油层保护技术室内实验研究

针对低渗低产的樊家油田储层特点和注水开发中的问题，对注入水（清水和污水）的水质及对储层的损害进行了系统的评价研究。研究结果表明：清水主要是水化膨胀堵塞储层，损害率平均为２９．７３％；污水主要是固相含量高堵塞储层，损害率平均为８７．３７％。研究确定了适合于樊家油田使用的粘土稳定剂是ＰＴＡ或ＴＤＣ，使用浓度１％；污水回注时必须经过３μｍ滤膜精细过滤。提出了该地区注入水的标准和实施技术，推荐了具体做法。     

清水与污水配伍性微观评价方法

清、污水混注是海上中高含水油田普遍采用的注水开发方式,但清水与污水混合容易结垢,伤害储层。为评价清污混注过程中清水与污水的配伍性,对垢物重量法加以改进,将悬浮固体分为沉降垢和悬浮垢,运用偏光显微镜、X-射线衍射、扫描电镜和能谱分析等微观分析手段,建立了一套系统评价清污配伍性的新方法和实验流程。评价结果准确、可靠且直观。     

旅大10-1油田含聚污水与清水配伍性研究

旅大10—1油田注水采用将水源清水和聚合物驱生产污水混合回注,不合格的注入水会引起注水系统的腐蚀与结垢,造成注水井注水量快速递减,注水不见效,注采严重失衡。以储层保护和防止损害为目的,按照行业标准（SY／T0600—1997）预测清水与污水混合有不同程度结垢趋势;不同比例清污混合水悬浮物含量测试表明：混合污水中悬浮物含量明显增大,清污体积比为1：1时配伍性最差;X-射线衍射对滤膜上悬浮物分析表明有碳酸钙特征峰;环境扫描电镜对滤膜上悬浮物微观形貌进行观察,单一清水中悬浮物排列不规则、呈团块状产出,有长度达50μm的结晶颗粒;清污体积比为1：1时悬浮物呈颗粒状均匀分布,粒径为0．5μm～1．0μm。综合研究表明,残余聚合物能够抑制碳酸钙垢和混合污水中大晶体的形成,高钙镁离子则加剧含聚污水中残余聚合物的絮凝。