气田水回注风险防控对策研究

气田开采的同时将产生大量的气田水,气田水具有成分复杂、矿化度高、氯化物含量高的特点,不能直接排放。目前很多气田采用回注的方式处理气田水,存在注入水外泄,污染地下水、地表水和土壤的潜在风险。根据川西北气矿气田水的水质特点,结合气田水处理现状,对气田水回注过程的环境风险及风险防控措施进行分析。以龙7井的跟踪监测为例,阐明气田水回注监控的预警功效,降低了回注过程中的环境风险。     

气田产出水回注问题探讨

气田开采进入中、后期,随着气藏压力下降,地层水逐渐浸入气藏,流向气井,随天然气一道流到地面,即气田产出水。气田产出水中含大量氯离子,矿化度高,还含有油、S~(2-)等其他污染物,这些污染物随着气田产出水外排对环境将构成危害。产出水量大,又无外排条件时,一般应回注。为保证回注顺利进行,本文探讨了回注层位的选择,气田回注水的预处理,回注工艺的选择,注水效果监测以及气田注水中所存在的问题。最后,作者为提高气田注水技术,保护安全作业,提出了建议。     

榆林气田污水回注井极限注入能力预测分析

气田生产为了减少气田采出水对地表环境的污染，及补充气藏能量，将污水进行沉淀、过滤等处理后，常回注至废弃气井或专门的回注井。文章以容积法和渗流法两种方法，分别建立模型，对气田回注井的 极限注入量、剩余可注入量、可回注年限进行预测，以榆林气田某区块两口污水回注井为例，选用回注井储层物 性、回注井回注动态数据，进行计算和验证，并对比了两种预测结果。研究结果明确了气田污水回注井回注特征与规律，为提升回注工艺的应用效果提供了相应的理论依据。     

苏里格气田回注水污染防治措施

气田污水处理后回注地层是保证气田有效开发、防止污染的有效途径。文章介绍了苏里格气田在污水回注方面通过设计、施工、运行三个阶段所采取的选择安全回注地层、优化井身结构等各种防止污染措施,有力的保护了地下水资源。     

气田采出水回注环境风险控制措施探讨

气田采出水的水量小、含盐量高,回注通常是更适合的环境处置方案。回注的主要环境风险是井筒内腐蚀造成泄漏后的土壤、地下水污染。文章在分析气田采出水水量、水质和污染特征的基础上,综述了回注处置井的目标构造选择方法,提出地下水污染最关键控制参数是注水静水压力低于"可利用地下水"的低水位(高度)以保证下方注入水不会上侵,回注处置目的层必须位于可能的饮用水源之下并有可靠的隔离层;提出井筒必须具有连续完整性,以保持注水构造与可能饮用水源的隔离;同时提出相应的检测/运行管理需求和控制措施,即可采用模型预测、检测、试验等方法分析采出水的腐蚀、结垢特性,通过投加适当的缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂等措施控制井筒腐蚀/结垢,为气田采出水回注环境风险控制提供参考。     

新场气田须家河组地层水回注可行性研究

新场气田开发过程中的地层水产出问题日益凸显,处理后达到外排标准的成本高。文章从气藏地质特征、采出水水质分析、与地层水的配伍性分析、回注层储集能力等方面研究了新场气田须五段产出地层水回注的可行性,并在室内开展了回注水对储层岩心的伤害试验。结果表明:须五段巨厚的泥页岩砂岩互层及层内水平缝发育特征,有着较大的储水能力;采出水成分复杂,但经预处理后与地层水的配伍性好;对岩心的伤害小,回注后储层渗透率仅下降1.23%;储层中的砂岩层具有中等偏强水敏、弱碱敏特征,泥页岩层具有中等偏弱水敏、弱碱敏特征。     

边底水气藏污水回注井层优选技术应用

针对边底水气藏开发中后期产水量上升、污水排海量超标的问题,文章以某边底水气田为靶区,开展了边底水气藏污水回注井层优选的研究,初步建立了区域井层优选技术,综合地震属性、反演预测、测井解释和生产动态等,优选出4套回注层位及4口回注井。研究成果已应用于靶区首次污水回注试验,单井日注水规模达100～250 m~3,回注总量超过1.1×10~4 m~3,有效防止了污水排海从而造成环境污染的问题。     

川西气田地层水回注选井选层研究

根据川西气田的实际情况,对致密砂岩层回注选井选层技术进行研究,初步建立了致密砂岩层回注选井选层技术,优选出川西气田1、2、3号等5个回注井区。目前,注水规模300m3/d,累计注水量达75 698.8m3,节约生产成本约200万元,且有效缓解了高浓度氯离子地层水外排带来的环保压力。现场回注试验表明:致密砂岩层回注高浓度氯离子地层水是可行的,回注选井选层技术具有现场推广应用价值。     

鄯善油田含油污水处理及回注技术

含油污水必须经过处理达到油田注水水质控制指标才能回注，为尽快将油田污水处理合格后回注地层，吐哈油田先后采用重力式污水处理流程，以及现在的诱导浮选——全自动双德料过滤等方法进行了现场含油污水处理技术的实践，处理后水质达到低渗透油田回注标准，并实施了回注。概述了都善油田污水处理系统试运行及技术改造的实践过程及效果。     

气田输水管道失效浅析及对策

随着气田开发至中晚期,气田水量不断增大,若不能及时有效处理将严重制约气田的开发,目前气田水处理普遍采取汽车和管道两种方式运输至回注站回注。文章通过对气田水运输中管道失效的表现形式、失效原因进行分析,提出管道失效的解决办法及对策,以确保气田水输送管道长效、稳定运行和气田水的正常运输,保障气田的有序开发。     

国外油气田采出水处理新进展

对油气田采出水，国外普遍采用的处理方法是回注。但是在没有回注条件的地区必须将采出水处理后排放在地表水系，而对排放在地表水系的水有严格的规定，现在有些国家执行排放水含油量40mg／L的新标准，废止72mg／L的标准，原有污水处理设施需要改进。针对这个问题，文章介绍了国外在执行新标准后采用的新的油气田采出水处理工艺、设备以及新型澄清剂。     

气田回注水杀菌剂配方筛选及应用研究

气田回注水中的细菌在大量繁殖过程中会严重损害注水设备及地层,检测西南某气田回注站水样,发现硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌严重超标,需对其进行杀菌处理,以期达到回注标准要求（SY／T5329—94）。通过研究,筛选出了戊二醛、有机胍等高效的杀菌剂,杀菌剂投加量分别为30ppm时,对水样中的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌的杀菌率均达99％,处理后水样满足回注标准要求,在现场应用中也达到相同杀菌效果。     

模拟油田采出水中硫化氢的脱除研究

硫化氢是油气田伴生气中的有害组分。在含硫油气田的采出水中,硫化氢的存在对于安全生产和和油田环境均会产生危害。采出水经处理后通常需作为地层回注水使用,由于油气生产的特殊性,常用的硫化氢脱除方法在使用中受到限制,探索适合于油气田生产的水处理方法十分必要。本文探讨了通常可用于油田水中硫化氢脱除的各种方法,对比了各类方法的优缺点,提出以次氯酸钠为主要脱硫剂的水处理方法,通过对模拟采出水的室内试验,证明次氯酸法可以快速有效地去除采出水中的硫化氢,并提出了消除过量氧化剂的后续处理方法。实验表明经处理后的水质可以达到油气田回注水质要求,处理成本较低。     

油田采出水处理系统用药剂进展

介绍了油田采出水回注处理包括水质净化和水质稳定两方面。通过应用分析得出最佳药剂投加顺序依次为阻垢剂、杀菌剂、缓蚀剂。指出新型药剂和绿色药剂研究的侧重点,提出开发无毒、无害的绿色工业水处理药剂是重要发展方向。     

含硫低浊度采油污水絮凝处理技术的研究

中原油田明二污属含硫低浊度污水,处理后水主要用于回注。文章通过pH调节剂的优选、除硫剂优选并与絮凝药剂联合,对明二污含硫低浊度污水进行了絮凝处理。结果表明:当pH值为7.5、2#絮凝剂加量为50mg/L、有机絮凝剂加量为0.5mg/L、除硫剂加量为20mg/L时,处理后水中的悬浮物、总铁和含油量分别达到1.9mg/L、0.43mg/L和0mg/L;SRB、TGB均为102个/mL;腐蚀速率及结垢量分别降到0.062mm/a和1.9mg/L;污泥产生量降低到0.23～0.26mg/L;在90℃时的结垢量由地层水的23.3mg/L降低到1.9mg/L,处理后的水达到中原油田回注水的水质标准,并且水质稳定。     

模拟油田采出水中H2S的脱除

采出水经处理后通常需作为地层回注水使用,由于油气生产的特殊性,常用的H2S脱除方法在使用中受到限制,探索适合于油气田生产的水处理方法十分必要。文章探讨了通常可用于油田采出水中H2S脱除的各种方法,对比了各类方法的优缺点,提出以NaClO为主要脱硫剂的水处理方法,通过对模拟采出水的室内实验,证明次氯酸法可以快速有效地去除采出水中的H2S,使H2S残留量低于1 mg/L。实验表明:经处理后的水质可以达到SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》要求,处理成本较低。     

油气田开发水资源高效利用探

在油气田开发过程中,尤其是干旱缺水地区,处理好生产用水与产出废水之间的关系是油气田企业可持续发展的重要问题。油气田开发水资源高效利用的最终目的是减少淡水的消耗量,主要体现在新鲜水的合理使用及产出废水的回收再利用两个方面。提出应以产出废水为生产水源,研发适合其水质特征的工作液体系,实现产出废水"免处理"再利用;建立油气田开发水管理体系,根据水的不同用途,科学调配新鲜水和产出废水,实现水资源的高效利用。     

气田采出水处理系统优化运行效果评价

长北天然气处理厂气田采出水处理系统自投运以来,在生产运行过程中存在采出水悬浮物含量高、油分处理效果差的状况,回注水中含油、悬浮物较高,回注泵故障频发,回注压力高。分析水质变差原因,同时对现有采出水处理系统进行分析,优化缓蚀剂加注方案,制定加药程序,引入新设备、新工艺提升采出水处理效果,使回注水含油量、悬浮物含量达到SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》要求。