乍得某油田回注水工程加药系统设计

乍得某油田注水系统前期采用地下水,后期采用油田采出水和地下水混合水作为回注水。由于油田采出水和地下水含有钙、镁和钡等成垢盐类,溶解氧较高,存在硫酸盐还原菌(SRB)等微生物,容易引起注水系统中管道和设备的严重腐蚀。采用向注水系统中分别添加缓释阻垢剂、杀菌剂和脱氧剂,减少上述物质对注水系统的腐蚀。注水罐入口加入缓释阻垢剂和杀菌剂,注水罐出口加入脱氧剂。在本项目中采用有效容积1 000L的加药罐和流量100L/h的加药泵(1用1备)组合合成的加药撬装设备。     

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。     

美国油气田采出水的处置与利用

美国油气田采出水除回注外,主要还有地下灌注、地表排放、农业灌溉等方式,多途径实现采出水的资源化利用,但同时也带来了地下处置可能引发地震、浅层处置可能影响含水层、浅层处置导致地层压力增大的风险。通过对美国油气田采出水管理方式的研究,为国内油气田采出水的处置及资源化利用提供借鉴。     

页岩气采出水处理及回用现状分析

介绍了页岩气采出水的产排特征,国内页岩气采出水的处理及回用现状,并总结出3项采出水处理技术,即:回注、简单处理后回用及处理至SY/T 6596—2004《气田水回注方法》达标,进行回注,以采出水复配压裂液为主要污水。这3种处理方式可以处理页岩气采出水,为污水达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》做技术储备,并降低采出水对土壤、地表水等可能造成的环境污染风险。     

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。     

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。     

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、油份处理效果差的状况,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、悬浮物含量达到回注标准。     

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。     

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。     

塔中四油田注水管线结垢腐蚀影响因素分析

文章对塔中四油田注水管线结垢腐蚀影响因素进行分析,结果表明:影响结垢的主要因素为回注水中高浓度的钙离子、碳酸氢根离子形成的碳酸钙垢;影响腐蚀的主要因素为回注水质呈弱酸性,氯离子和硫化物含量高,氯离子和硫化氢的协同作用加剧了管道的腐蚀。另外,注水管线中井口流速慢,压力降低,注入水质不配伍等因素都会导致结垢腐蚀。因此,应主要选择针对碳酸钙类型的阻垢剂和防氯腐蚀缓蚀剂以减缓塔中四油田管道结垢腐蚀。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发过程中,由于注水水质不稳定、配伍性差,造成注水系统结垢严重,注水井井况恶化、检配合格率低,修井频繁。文章对稠油净化污水回注开展可行性评价研究和论证,实现了稠油净化污水回注红山嘴油田,对净化污水回注后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定了净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。动态跟踪结果表明:净化污水回注后,红山嘴油田注水水质得到明显改善,消除了注水系统的结垢问题,储层伤害得到有效控制,实现外排污水合理利用,可节约油田清水用量73万m~3/a,减少环保压力,为稠油净化污水回注技术储备和示范奠定良好基础。     

某气田采出水回注储层伤害研究

某气田采出水外排压力大,污水拉运成本高,通过研究须家河组分别与蓬莱镇组、沙溪庙组流体与流体、流体与储层之间是否配伍来论证须家河组采出水在蓬莱镇组和沙溪庙组就近回注的可行性。开展了须家河组与蓬莱镇组、沙溪庙组采出水混合水样的浊度、结垢趋势预测,以及须家河组采出水对蓬莱镇组和沙溪庙组的储层伤害评价实验,结果表明:须家河组与沙溪庙组混合水样配伍性较好,虽然两种混合水样在地层条件下均会产生CaCO_3和BaSO_4垢样,但须家河组与沙溪庙组混合水样产生垢量低于和蓬莱镇组混合水样产生垢量,须家河组采出水注入沙溪庙组岩心渗透率损失率39.68%,低于蓬莱镇组岩心渗透率损失率69.34%。须家河组和沙溪庙组流体配伍性较好,须家河组采出水对沙溪庙组储层伤害较小,优选沙溪庙组作为须家河组采出水回注层。     

油气田开发地下水环境监管面临的形势及对策

根据国家相继出台的《全国地下水污染防治规划(2011—2020年)》、《水污染防治行动计划》等地下水环境监管的法律法规和标准规范要求,分析了油气田开发存在的主要地下水环境风险:采油污水回注/回灌风险,油水井固井中套管损坏等造成的对地下水和土壤的污染,油水管道泄漏风险,固体废物处置设施渗漏风险。提出了在面临新的地下水环境监管形势下,油气田开发应采取的对策与建议:应进行地下水环境质量调查,并将其纳入HSE信息系统管理;建立健全地下水环境监管控制体系;在油气勘探开发中,防范地下水污染;加强开发项目前期地下水环境保护管理工作;开展地下水污染修复与防控试点工作。     

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。     

聚结除油—气浮—过滤工艺处理稠油污水

在石油开采过程中,油水分离产生大量的稠油污水。稠油污水组成复杂、污染性强,如不经处理直接排放会对环境造成污染危害。针对油田进行污水处理工艺研究,以除油和悬浮物为主。即采用聚结除油—气浮—过滤的处理工艺,处理后的出水SS和含油量为5mg/L,达到回注水控制指标,经回注泵加压回注地层。     

油田开发环境风险管控措施探讨

在当前日益严格的环境监管形势下,针对企业所面临的急需加强环境风险管控,建立环境风险管控长效机制的问题,文章从污染类环境风险、非污染生态类环境风险、环境管理上存在的环境风险3方面,结合近几年实行的新《环境保护法》《建设项目环境保护管理条例》等法规及其中提到的生态红线概念,阐述油田开发面临的主要环境风险。提出加强油田开发区域环境风险评估,加强建设项目环境管理,加强环境现状管理,加强管道完整性管理及建立井、站、管道、库泄漏预警信息系统,强化水环境污染防控体系建设,加快解决历史遗留的含油污泥处理问题,严格生态红线保护,加强采出水回注工程建设和运行管理,开展土壤、地下水污染修复与防控试点,积极应对环境保护税征收和环境污染强制责任险带来的挑战等防控措施,较全面、客观地分析了企业应当采取的技术和管理措施。     

油田采出水处理工艺

本文介绍了采用混凝、过滤、炭吸附等方法处理油田采出水,通过对废水的处理满足了回注水及锅炉水质要求,同时避免了废水对环境的污染。     

石南4井区采出水处理化学调控方法研究

随着新疆油田石南4井区逐步开发及其它区块采出液的汇入,石南4采出水水质已发生明显变化,水型已由硫酸钠型变为碳酸氢钠型,硬度、碱度明显上升。文章分析了石南4采出水水质腐蚀结垢原因,筛选出了适宜的水质净化及调理药剂。结果表明:在净化稳定剂加药量为200 mg/L,净化凝聚剂加药量为6mg/L,调理剂加药量为100~200mg/L时,采出水处理效果较好,有效降低了腐蚀结垢强度,满足Q/SYXJ0065—2003《克拉玛依油田注水水质标准》要求,采用此药剂体系处理采出水,成本为1.25元/m~3。     

锦州地区地下水饮用水源污染因素及防治对策研究

通过对锦州地区地下水饮用水源水质监测数据分析,评价地下水饮用水源水质现状;针对部分水源水质超标现象,分析其成因,并在实地考察的基础上从工矿企业污染源、生活污染源、养殖业污染源、农业污染源和不合理开采等几方面进一步阐述水源地潜在污染因素;在此基础上从预防、治理、生态修复及加强监管等方面提出地下水饮用水源污染防治对策。     

石西油田采出水资源合理化利用研究与应用

针对石西油田各区块采出液水质成分复杂、自结垢趋势严重、水质不配伍等情况,开展采出水稳定性控制等问题的攻关研究,采用预催化—强化絮凝水处理技术思路,评价药剂体系,复配除硫型净水剂,消耗水中还原性物质,使采出水稳定性提高。并通过对采出水走向进行合理调配,实现了石南采出水100%有效回注,达到了采出水资源合理化利用的目的。