合水油田含聚合物采出水处理技术的研究与应用

长庆合水油田采出水废水中含有大量的聚合物、水凝胶,采出水水体发黑、黏度大、乳化稳定性强、难破乳,难以用常规污水处理方法进行处理。在对水质成份进行详细分析后,认为水体发黑的原因是其中的二价铁离子与硫化物形成了黑色的硫化铁胶体固形物。用“氧化→解聚→絮凝”新工艺对合水油田采出水进行处理,效果十分显著。首先对含聚水中聚合物氧化解聚,破坏其结构稳定性,然后用适量的过碳酸钠(SPC)使硫化铁胶体脱色,随后再进行絮凝沉淀,使用200~350ppm的SPC和2~5ppm的阳离子聚丙烯酰胺和聚合硫酸铁组合的复合絮凝剂,可以使含聚采出水的悬浮物下降到30mg·L^(-1)以下,pH约为7.0,且有效降低了水体的色度和浊度,其中浊度降低率达到98.02%,铁离子去除率为96.46%。较好地解决了含聚废水水体发黑、不易沉降、难处理等问题,有效改善了采出水水质,达到回注要求。

合水油田长2油藏暂堵转向剂的性能评价及现场应用

基于连续粒度分布的紧密堆积理论模型,计算并测试了在颗粒分布指数为0.40时复合暂堵剂的封堵压力达到最大值,封堵压力为18.6 MPa,同时分析了暂堵剂的溶解性、分散性和封堵能力。结果表明:在40℃条件下暂堵剂的水溶解率<8%,油溶解率大于93%,属于油溶水不溶型暂堵剂;暂堵剂颗粒在0.30%瓜胶压裂液中的沉降速率<4.8 mm/min,能够满足暂堵压裂施工要求;暂堵剂颗粒在封堵过程中会形成多的封堵层,最大耐压能力即为封堵压力为18.0 MPa,优选出适应于宁1*8区域暂堵转向压裂工艺的油溶性暂堵剂配方。结合现场的选井选层方法筛选出重复压裂潜力井,暂堵剂的封堵压力可达28.5 MPa,暂堵后较暂堵前施工压力增大16.0 MPa,压后日产油量为1.70 t/d,日增油量为1.58 t/d。

循环水电脱盐设备在轻烃回收装置的应用

介绍了循环水电脱盐设备在庄二联轻烃回收装置循环水系统中的应用情况。通过运行过程水质变化的对比分析和现场观察可以看出,循环水电脱盐设备具有除垢阻垢、减缓腐蚀、节水节能的显著效果,解决了庄二联轻烃回收装置循环水系统结垢的问题。

水处理系统中除油沉降罐的腐蚀原因分析及防治措施

针对合水油田站内水处理系统腐蚀严重的问题,利用离子色谱、化学滴定法、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等测试方法对采出水水质、除油沉降罐内构件表面腐蚀产物形貌与化学成分进行了测试分析。同时提出了相应的防治措施,并开展了现场试验。结果表明:除油沉降罐主要的腐蚀类型为垢下腐蚀和氧腐蚀。由于进站采出水来源不同,配伍性差,又高含Ba^(2+)、Ca^(2+)、SO_(4)^(2-)等成垢离子,在混合后易发生结垢。结垢物在除油沉降罐内沉积后,因分布不均匀,导致积垢区域离子扩散与介质传递受阻,形成闭塞环境。在酸化自催化作用下,积垢区域腐蚀加速,引起局部腐蚀。对此,可采用加注药剂(缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂及除氧剂)的方式改善水质,将均匀腐蚀速率控制在0.15 mm/a以内,从而有效减缓水处理系统设备及管线的腐蚀。

智能分注系统中流体波码信号的传输机理

流体波码通信用于分层注水智能监控系统,但其流体压力信号的产生与波码传输的机理一直不明。基于稳定流的流体能量方程建立流体压力信号的产生与传输过程的数学模型,研究地面电控阀及井下配水器产生的压力信号及影响因素,揭示信号在注水管中的传输机理。研究表明,地面及井下压力信号的产生来自于地面阀及井下配水器开度改变引起的流量变化,压力信号幅度受流体、输水管网、注水管或井筒参数、流体装置结构及流体控制参数的影响;信号沿注水管的传输为电控阀开度改变引起流量变化的诱导;注水管长度对地面信号的下传基本无影响,但对井下信号的上传有一定影响。数值计算表明,注水管最大流量及电控阀阻力系数的变化量对压力信号幅度的影响很大,较大的流量及阻力系数的变化量可以产生较大的信号幅度,有利于信号的传输及信号的检测与处理。该研究对于流体波码通信系统的设计与性能改善具有一定的理论指导作用。

合水油田集输系统结垢机理及防治措施浅析

针对合水油田开发过程中集输系统管线结垢现象,对垢样及前端的水样进行化验分析,得出合水油田集输系统结垢机理。根据结垢的机理提出了一些防治措施,结垢状况可以达到改善,延长集油系统的有效使用周期。

MA-MAC-VA共聚阻垢剂的合成及性能研究

以马来酸酐、丙烯酸甲酯和乙酸乙烯酯为原料合成了一种阻垢剂,通过正交实验法确定了最佳的合成条件:n(MA)∶n(VA)∶n(MAC)=1∶1.2∶0.2,引发剂含量为7%,反应温度为50℃,反应时间为7h。该条件下合成的阻垢剂对硫酸钡垢的最大阻垢率为97.81%。同时研究了温度、加量、时间等因素对阻垢性能的影响。

HS油田注水系统结垢趋势预测

通过对HS油田注水系统水质特征进行分析,运用目前常用的结垢趋势的预测方法,对HS油田注入水的碳酸钙和硫酸钙结垢趋势进行了预测。结果表明,HS油田注入水系统具有碳酸钙结垢趋势,并无硫酸钙结垢倾向。

功能陶瓷膜在低渗油田精细注水中应用示范

为满足低渗油田回注水的水质要求,采用自行设计并建造的功能陶瓷膜含油污水处理装置对油田回注水进行处理,试验研究了进水中悬浮物浓度、悬浮物粒径中值及含油量对功能陶瓷膜处理装置运行效果的影响,当进水中悬浮物质量浓度低于120 mg/L、悬浮物粒径中值小于5μm以及油质量浓度小于80 mg/L时,功能陶瓷膜装置的出水水质达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中低渗油田回注水水质“5.1.1”标准,并且装置已连续运行超过6个月,出水水质保持稳定。

合水油田井组油套管电热清蜡技术应用

合水油田是典型的低渗透油田,油井均有结蜡现象,特别是长6和长6深层具有析蜡点高、结蜡深度深的特性。文章基于温度梯度产生的扩散沉积速度和旋转平移运动产生的剪切沉积速度推导出蜡的沉积速度模型,基于油井生产时井筒温度分布数学模型推导出油井的结蜡点,从而计算出蜡结晶的厚度及结晶点的深度位置。从原油色谱试验分析,判定该区块油井结蜡为微晶蜡,结蜡深度超过1000 m,故热洗清蜡措施不能完全解决油井结蜡的问题。针对合水油田研究的井组油套管电热清蜡技术,利用原井中的油管、套管做热源体,加热油井内的液流,清除油井结蜡,具有加热深度不受限制、使用寿命长、成本低等优点,解决了合水油田微晶蜡、深层油井的结蜡难题,形成了一套新的清蜡工艺技术。通过现场应用,该技术能够有效地清除油管及油套环空的蜡环,且具有良好的经济效益,对低渗透油田清蜡具有一定的借鉴意义。

柔性陶瓷复合涂层在油田集输管线防垢中的应用研究

无机微纳米陶瓷粉为填料,加入溶剂、稀释剂、固化剂,涂刷在金属表面可以得到柔性陶瓷复合涂层。通过扫描电子显微镜(SEM)和接触角测试表征,研究涂层表面结构与润湿性能的关系。研究表明,涂层表面的乳突结构能够增大水滴角,有效降低材料表面能,减小成垢离子在涂层表面的接触面积。柔性陶瓷复合涂层在油田管道现场挂片实验,展现出良好的防垢效果。

合水油田某采油厂注水管线脱氧方案探析

合水地区水源富含溶解氧,腐蚀性强,油田采用当地水源回注以提高油气产量,为解决现场管道腐蚀穿孔等状况。筛选出三种脱氧剂,分别进行反应温度、脱氧剂浓度和反应实践因素分析,根据选择脱氧剂进行浓度实验。最后,推荐选用浓度为130mg/L的亚硫酸钠脱氧剂,脱氧后溶解氧含量低于0.05mg/L。

HS油田注水系统腐蚀原因分析

HS油田注水系统腐蚀严重,结合注水系统的水质,分析了腐蚀原因:矿化度和温度是影响注水系统腐蚀主要因素,除此之外,清水系统的4个站点的细菌含量以及采出水的SRB、硫化物含量均是影响腐蚀速率的重要因素。

井口多功能套管气回收装置的研制与应用

针对常规定压放气阀冬季冻堵,回压较高流程井组,低压套管气无法有效回收等问题,利用负压及热交换原理,创新设计了一种井口多功能套管气回收装置,解决回压高于套压井组套气无法回收,冬季低温冻堵的现象,提高了井口套气回收量及井口密闭集输水平。利用抽油机下行过程中压力降低的现象,在套管气回收装置前端设计地面管线流体防倒流装置,阻断了地面管线回压与套管气回收装置之间的压力传导,套管气回收装置套气入口端形成负压区,降低了套气回收的压力门槛,有利于套管气的回收,解决高回压井套气回收问题。同时将套管气回收装置活动元件设计在液流中间,最大限度地保证套管气回收装置活动元件与采出液进行热交换,提高了井口多功能套管气回收装置运行温度,解决了冬季低温冻堵的现象。

西峰油田合水地区结垢原因及防治对策

针对站内结垢较严重的现状,从现场调查入手,对其注入水源、地层水成垢离子进行分析,现场提取垢样,运用扫描电镜、能谱分析、XRD分析,确定了结垢主要成分是锶重晶石(Sr,BaSO4),提出了防止锶重晶石的建议和意见,为缓解合水地区庄X增结垢探索了几种新的思路。

洛河层井水电脱盐技术研究

洛河层井水具有硬度高、电导率高、浊度高等特点,作为工业循环水使用极易结垢。循环水电脱盐技术是主动式水垢控制技术,针对不同的水质选择最优的操作条件是该技术的重点和难点。本文通过开展洛河层井水电脱盐小试、中试研究,探索了电极材料、水流速度、电流密度等因素对洛河层井水硬度和碱度脱除效果的影响。提出了洛河层井水电脱盐经济合理的操作条件。

庄一接转注水站采出水管网改造效果分析

合水油田庄一转采出水系统由于管网不完善,造成注水井欠注严重,管线刺漏频繁等问题。针对存在的问题,对该站采出水系统管网进行优化改造。并就改造效果加以分析。

多氢酸酸化反应特征及动力学

利用自制多氢酸液XS-1进行静态岩粉溶蚀与岩心流动实验,通过SEM、ICP等实验考察了多氢酸的缓速性与预防二次沉淀性能,并研究了多氢酸与岩心反应动力学特性。结果表明,XS-1多氢酸液具有良好的缓速与预防二次沉淀性能,反应后残酸的极限浓度为0.296 1 mol/L,酸液有效作用时间为6～7h。在该多氢酸体系下岩心渗透率提高至4.15倍,在此条件下以酸岩反应动力学参数模型建立动力学方程,反应速率比同条件下普通酸液小,进一步证明多氢酸具有一定的缓速性。

抽油机井系统效率测试在合水油田的现实意义探究

提高抽油机井机采系统效率具有增产降耗、延长系统使用寿命、降低操作成本等作用,近年来正逐渐受到各油田的广泛重视,2011年开始,长庆油田把机采系统效率作为采油工艺重要考核指标之一。合水油田从2010年起在提高机采系统效率方面开展了大量工作,测试覆盖率年均超过80%。本文主要从如何开展系统效率测试及管理工作,系统效率优化及影响因素分析,开展系统效率测试对建设现代化油田及深化油田精细化管理内涵几个方面进行探讨。