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对四川气田水处理的几点看法 总被引:4,自引:1,他引:3
回注、处理后达标外排及综合利用是目前四川气田水处理的主要方法。文中分析了气田水处理与油田水处理的本质区别,针对四川气田水处理存在各气田的水质和水量差别大,处理工艺技术要求高,对特征污染物COD来源的认识和气田水处置方法,提出了一些基本看法和建议。 相似文献
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气田水回注水质指标的研究 总被引:8,自引:1,他引:7
孟桂萍 《石油与天然气化工》1995,24(2):114-122
气田水回注是气田开发的一项重要基础工作,为使气田水回注有章可循,通过对四川气田地层资料和各矿气田水回注现状调查了解,借鉴国外注水水质标准和国内自五十年代以来各个时期设计规范、技术规定,以及各油田提出的注水指标,研究制定了“气田水回注水质推荐指标”,作为制定四川石油局气田水回注指标标准的依据,并为今后逐步修订和完善打下基础。 相似文献
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龙岗气田水异层回注可行性研究 总被引:1,自引:1,他引:0
目前对气田水最有效的处理方式是异层回注处理,但对不同气藏的气田水进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须进行配伍性实验。针对龙岗地区飞仙关组和长兴组气田水的水质特征,与回注层沙二段岩心进行了配伍性实验,研究了龙岗气田水异层回注的可行性,评价了影响回注的因素,并提出相应的解决措施。在岩心伤害实验的基础上,推荐了气田地层水回注的水质指标,确定了最佳混注比例。 相似文献
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为了研究库车坳陷克拉2气田砂岩储层孔隙物性影响因素,在对克拉2气田砂岩储层特征和超压成因研究基础之上,采用颗粒定量荧光和流体包裹体技术确定古油水界面和油气充注史,并分析油气充注和超压与储层孔隙之间的关系。研究结果表明,库车坳陷克拉2气田泥岩和砂岩中超压形成与水平构造挤压作用具有重要关系。克拉2气田盐下砂岩储层经历最大古埋藏深度达6 000 m以上却显示出异常高的原生孔隙度是因为原油充注到储层中在比较好的盐岩盖层封闭条件下,砂岩储层孔隙中的油没有被排出使砂岩储层胶结作用减弱或者形成欠压实。其主要证据有:①高的定量荧光参数QGF指数和QGF-E强度对应的砂岩储层孔隙度和渗透率也比较高,而在古油水界面之下,砂岩孔隙度和渗透率都很低;②库车坳陷克拉2气田晚期油充注发生库车组沉积早期,对应砂岩储层的埋藏深度比较小,孔隙度比较高。研究表明深层砂岩储层油充注和超压发育对储层孔隙具有重要影响。 相似文献
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高硫气田水处理的可行性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
胥尚湘 《石油与天然气化工》1989,18(2):62-67
川南矿区每年都要产出大量的含硫气田水,据1987年的统计,含硫气田水的产出量近40×10~4m~3。按四川省规定的污染物排放标准(三类水域乙级排放标准:S~(2-)<4毫克每升),这些气田水大部份需要治理。为了减少气田水的污染,矿区采用回注方式解决了一部份污染问题,去年以来,矿区又积极推广漂白粉[CaCl(OCl)]处理工艺,低硫气田水的污染可望 相似文献
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气田回注系统结垢机理及对策——以四川盆地邛西气田为例 总被引:1,自引:0,他引:1
气田开发进入中后期采用废弃井回注方式处理排出的地层水是一种较环保的方法,但管线结垢导致通径变小,严重影响了回注效率,注水泵高负荷运转也存在较大的安全隐患。为此,对气田水样及管道垢样进行了化验分析,找到了结垢物的主要成分——以碳酸钙、硫酸钡及硫酸锶为主,其余成分包括少量腐蚀产物(如Fe2O3)和一些地层砂粒及少许有机物,分析发现输送地层水压力降低及悬浮物超标是形成无机结垢物的主要原因。进而选择了4种缓蚀阻垢剂,对四川盆地邛西气田白马8井的回注水样进行了缓蚀性能及阻垢性能的测试筛选,结果显示XH-442B型缓蚀阻垢剂性能相对较好。进而对该型试剂在不同浓度下的性能进行了进一步的测试,发现浓度大于40mg/L时可以起到有效的阻垢作用。在白马8井的2台注水泵出口在相同工况下进行了长达6个月的现场对比试验,结果表明XH-442B型缓蚀阻垢剂浓度在40~50mg/L时具有良好的缓蚀阻垢作用,可降低回注压力并提升回注系统运行时效。 相似文献
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YK凝析气田污水回注管线从2008年运行至今,共计发生管线破裂事故15次,解堵造成压力波动和施工质量问题引起破裂次数占总破裂次数的86.7%.解堵引起破裂的原因主要有两方面:一是在解堵过程压力的突然释放对管道造成冲击;二是由于垢组分的不均匀,在解堵过程中突然产生大量的气泡,引起管壁压力突然变大.从除垢工艺技术上考虑,在除垢过程中尽量避免出现爆管;在除垢药剂配方中,加入磺酸类起泡剂,使管道中产生的气体形成泡沫,分散在输送介质中,不致出现大的气柱,从而减少在管道中形成剧烈气穴、气阻的几率;还应从降低除垢的强度考虑,延长除垢作业时间,增加除垢作业的频率. 相似文献
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克拉2气田是中国探明储量最大的整装超高压干气气藏,2010年以来该气田因地质原因,先后有7口井出水,使气田长期稳产面临极大风险,深化气田的水侵规律认识,确定其水侵模式,显得尤为重要。对克拉2气田水侵总体特征进行分析,确定西南部、北部、中部和东部4个不同水侵模式区域。针对不同区域的见水井,分别对井旁断裂发育程度、高渗条带与隔夹层匹配关系和距边底水距离进行分析,明确水侵主控因素;通过断层封堵性评价、动态追踪试井和套后饱和度时间推移对比,确定主要来水方向;结合生产动态特征和地质模型历史拟合,落实见水井的水侵模式,将单井水侵模式划分为底水纵窜横侵型、边水横侵型和底水上侵型3种类型。通过数值模拟,对未见水井进行水侵模式预判,并针对不同的水侵特点,提出具体防水治水开发对策,以保障克拉2气田持续高效开发。 相似文献
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克拉2天然气处理厂安全完整性等级分析 总被引:1,自引:0,他引:1
针对克拉2气田地面系统天然气处理厂涉及装置或系统的关键控制回路,进行了安全完整性等级(简称SIL)分析.通过分析确认目前安全仪表系统的SIL水平,结合相关标准要求,确定了装置或系统应该达到的SIL水平.对原设计SIL水平未达要求的控制回路提出了改进措施和实施方案,以此提高装置或系统联锁控制功能的安全性和完整性. 相似文献
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针对克拉2气田异常高压气藏渗流特点,结合动静态分析和气藏工程方法,选择数值试井的有效井网,根据井组区域构造、有效厚度及孔隙度等静态数据和相渗及高压物性参数等岩石和流体数据建立数值试井所需的气藏模型;再采用各井生产史建立井模型;结合克拉2气田2007—2008年井口测试数据及2008年9—10月有缆测试数据,运用数值试井技术进行了克拉2气田压力恢复资料解释及生产动态预测,得到了反映储层真实地质特征与生产动态的物性参数,形成了适合于异常高压气田的资料解释技术与动态预测方法。 相似文献
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对克拉2气田自动化系统的使用现状及特点进行了分析,为塔里木油田大型天然气田(凝析气田)和股份公司相似气田的开发提供了可借鉴的经验和依据,同时为自动化系统的日常维护和管理提出了相应的意见和建议。 相似文献
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