气田水锂、溴资源定量计算方法和前景展望——以W气田震旦系气藏为例

目的鉴于国内部分气田地层水中丰富的锂、溴资源,为明确气田水开发的综合利用价值,定量计算和评估锂、溴总体资源量。方法基于地质分析法,提出一种定量计算已开发气田地层水(以下简称气田水)中锂、溴资源量的新方法,并结合行业内提锂、提溴工艺,计算气田水可提取的碳酸锂、溴素等工业原料资源量。结果①W气田震旦系气藏为具有统一气水界面的底水气藏,气田水总地质储量为29.92×10^(8)m^(3);②采用矿化度约束权衡法、井点面积权衡法、等值线面积权衡法分别计算气田水锂元素、溴元素的平均含量,最终确定气田水中锂元素和溴元素的平均质量浓度分别为114.8 mg/L和181.7 mg/L;③综合水体储量和锂、溴元素含量,定量计算气田水锂元素总量为34.35×10^(4)t,溴元素总量为54.37×10^(4)t;④基于气田水锂、溴元素含量,预测可提取工业产品碳酸锂146.19×10^(4)t,溴素144.19×10^(4)t。结论基于已开发气田气藏特点和气田水开发综合利用行业新热点,定量评估锂、溴资源量,结合提锂、溴工艺技术,形成气田水开发综合利用新链条,为国内外同类型气田的有效开发和新能源利用提供借鉴。

鄂尔多斯盆地靖边地区马家沟组气田水地球化学特征及锂来源

鄂尔多斯盆地靖边地区马家沟组气田水中Li+浓度较高,部分井区达到工业品位,勘探开发潜力巨大,但锂来源尚不明确。以靖边地区马家沟组气田水为研究对象,采用薄片鉴定、X射线衍射分析、微量元素分析及Sr、Li同位素分析等方法,对马家沟组气田水地球化学特征进行了研究,并讨论了水体中锂来源。结果表明:①气田水中离子浓度变化极大,矿化度为0.12~228.19 g·L^(-1),平均值为39.87 g·L^(-1),部分水体达到卤水范畴,气田水pH值为4.82~8.44,以弱酸性为主,水化学类型以CaCl_(2)型为主,部分井区为MgCl_(2)型或NaHCO_(3)型;②气田水钠氯系数普遍大于0.87,脱硫系数普遍小于1,变质系数普遍大于0,氯镁系数主要为20~90,储层整体封闭性好,水体还原性强,变质程度高,属于高变质、高浓缩的水体,部分井区储层封闭条件被破坏,受大气水影响明显;③气田水Li同位素具有早奥陶世海水的特征,Sr同位素受到凝灰质组分及大气水岩溶的影响,^(87)Sr/^(86)Sr值高于马家沟组沉积时期正常海水;④马家沟组含凝灰质组分的岩石和岩溶角砾岩填隙物普遍具有较高的Li^(+)浓度,Li同位素特征指示气田水中锂主要来自马家沟组地层,马家沟组富锂气田水是加里东期马家沟组地下岩溶水埋藏和演化的结果。

气田水资源含量分布特征及提取前景--以川东地区气田水锶和溴资源为例

气田水主要来源于在油气生产作业中所产出的地层伴生水,具有类型众多、矿化度高、污染成分复杂的特点。通过对川东地区气田水进行取样检测分析,发现石炭系层位中蕴含丰富的矿物资源,如锶(最高达814 mg/L)、溴(最高达717 mg/L)等资源远高于柴达木盆地盐湖卤水、海水等水体中锶和溴资源含量。且目前中国锶矿、溴素都存在着进口需求高、供不应求的局面。通过阐明锶、溴回收技术并评估潜在开采的初步经济可行性,发现其具有较大的开发利用前景。该研究旨在为川东地区气田水中锶、溴资源的提取提供科学依据和指导,为更好地实现油气田可持续发展和资源化利用奠定基础。

四川省油气田水提锂产业化发展环境及关键影响因素分析

油气田水有望成为继盐湖和硬岩后锂资源大规模开发的“第三极”,四川省富锂油气田水资源丰富,提锂潜力巨大。首先,基于对世界和中国锂资源开发及市场现状的分析,统筹结构与市场两个视角研判四川省油气田水提锂产业化发展环境;其次,集成MLP框架和Fuzzy DEMATEL-ISM-MICMAC方法,构想产业化发展模式,辨识关键影响因素。研究表明:四川省油气田水提锂产业化发展面临多种因素制约;目前处于生命周期前端,建议实施“政府主导”模式,并在中后期向“多元协同”模式转型;地方经济发展水平、企业管理组织能力、资源供应能力、政策环境、科技研发机制是其产业化发展的关键影响因素。结论认为,应从深化政策支持、加大科研投资、强化市场管制3个方面制订产业化发展对策。

高级氧化法处理气田水中有机污染物的研究

本文研究了高级氧化法在处理气田水中有机污染物方面的应用。通过综述研究领域的背景和重要性,采用了一系列实验方法和工艺流程,通过对气田水中有机污染物的高级氧化处理,得到了一些重要的结果与发现。研究结果表明,高级氧化法能够有效去除气田水中的有机污染物,且在处理过程中产生的副产物也能得到有效处理。

高温气田水新型阻垢剂的研究与应用

川渝气田有水气藏在排水采气及气田水转输、回注过程中,地面设备及输送管线普遍存在结垢堵塞问题。特别是近年来,随着一大批高温、高产水气井的二次开发,气田水地面输送系统的结垢问题更加突出,严重影响了气田正常生产。为解决高温气田水的结垢问题,迫切需要开展新型阻垢剂的研究。简要介绍了新型阻垢剂CT4-37的研制、性能评价及现场应用情况。室内性能评价及现场试验结果表明,该新型阻垢剂具有耐盐抗温、钙容忍度高、高效低毒等优点,对于高矿化度气田水碳酸钙(镁)垢和硫酸钙垢具有良好的阻垢效果。在温度为80℃,药剂质量浓度为25mg/L的条件下,阻垢率可达95%以上。

气田水中硫化物控制指标及处理措施

含硫气田采出的气田水均不同程度的含有硫化物,不仅会腐蚀输送管道、气田水处理设备和回注井筒等,而且当气田水温度、压力或pH值发生变化时,其中的硫化物还有可能以H_2S的形态逸出,从而带来安全风险。为了控制气田水中硫化物的含量,满足气田开发安全、清洁的生产需求,在调查川渝地区相关含硫气田采出气田水中硫化物的含量及处理现状的基础上,模拟计算了典型浓度含硫气田水中H_2S的逸散规律并进行了实验验证,最后提出了气田水中硫化物的控制指标及处理措施建议。研究结果表明:①硫化物含量大于200 mg/L的气田水应进行完全密闭贮存、输送和处理,以满足作业场所安全、职业健康和环境要求;②回注气田水中硫化物含量应控制在20 mg/L以下,这样不仅能确保地面设备设施、输送管道及回注井筒硫化物腐蚀程度的最小化,而且也可以保证非密闭条件下逸散的H_2S含量远远低于国家标准规定的职业健康接触限值及环境排放限值;③高含硫气田水脱硫工艺应充分考虑气田水的含硫特点及处理目标,结合运行经济性及可靠性,选择一级或多级脱硫处理工艺,以实现硫化物的高效、经济去除。

川中气田水回注大安寨段储层配伍性研究

为减少气田水对环境的影响,确保气田合理开发,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。针对川中地区须家河组、嘉二段和长兴组气田水的水质特征,与回注层大安寨段地层水及岩心进行了配伍性实验,从而了解影响回注的因素,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。

川西大邑气藏气田水化学特征及其动态运移

大邑气藏气田水与日俱增,严重影响该气藏的正常生产,为此,对该气藏气田水化学特征、类型、保存条件、分布特征及动态运移进行了研究。引用美国水文地质学家洛瓦克(Novk)相图分析法对大邑气田水进行了分析,与盆地标准剖面对比表明:大邑气藏气田水为须家河组原始沉积水和须下盆雷口坡组的海相水;采用钠氯系数、肖勒系数和脱硫系数判定了大邑气藏气田水保存条件,大邑气藏气田水为封闭性、保存条件好的原始沉积水,分别分布于须家河组和雷口坡组;同时,分析、对比气藏生产动态与气田水相应变化,结果表明:大邑气藏稳产期产出的气田水为须家河组原始沉积水,提产后产出的气田水为海相地层水;而大邑气藏气田水动态变化的过程中,控制大邑构造的断层(沟通了三叠系海相和陆相地层,但未切穿区域盖层)起到了非常重要的通道作用;最后总结了大邑气藏气田水动态运移特征;大邑气藏稳产期的特征表明:有效控水、合理生产压差下气藏可稳定生产。

川东地区气田水回注系统风险评价方法

气田水回注系统包括地面处理站、输水管线、回注井筒、回注地层4大子系统,各子系统的任一环节出现问题,整个注水系统都可能瘫痪甚至发生较大的环境污染,但目前气田水回注系统尚缺乏可靠、完善的风险评价方法。在对4个子系统的失效因素统计分析基础上,利用各失效因素的统计频率确定了各级各项指标的权重,并借鉴肯特风险评价模型,从失效因素和失效后果两个方面建立了适用于气田水回注系统以及各子系统的风险评价方法与指标体系,提供了相应的安全等级划分标准。该评价方法既包含对系统可靠性的直接评价,也包括对泄漏后果的评价;既可用于各子系统的评价,也可将对各子系统的评价加权后用于整个回注系统。对川东气田实际回注系统的评价表明,评价结果与现场宏观认识一致,验证了评价方法的可行性。

气田水对浅层地下水环境影响的评价方法

气田开发对浅层地下水环境的影响主要来自采输气田水 ,主要污染因子为COD、硫化物和氯根(Cl-)。根据工程特点 ,提出了评价气田水对浅层地下水环境影响的一般程序和方法。其要点为 :①根据评价区水环境现状及地质地貌特征确定评价区域边界 ;②根据工程特点判明主要污染源 ;③根据地下水环境现状设计实验室和现场试验方案和项目 ;④选择合理的试验方法确定有关参数 ;⑤选择合适的软件进行模拟预测和环境影响评价。还根据预测结果讨论了上述评价程序和方法的适用范围。

对四川气田水处理的几点看法

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 。

混凝沉降—微电解—氧化—吸附法处理高COD_(Cr)气田水

气田水矿化度通常为几万至十余万mg/L ,CODCr值一般在 5 0 0mg/L左右 ,由于采气过程中各种油田化学剂的使用 ,可使CODCr值高达数千mg/L。文章以川中角 5 3井气田水为研究对象 ,实验研究了高CODCr值气田水的处理方法 ,首次将微电解技术用于气田水的处理 ,采用混凝沉降—微电解—氧化—吸附工艺处理高CODCr值气田水 ,并筛选出最佳工艺条件。实验结果表明 ,该法可使原水CODCr值从 15 6 7mg/L降至 15 0mg/L以下 ,出水各项指标均达到排放标准。

川西某气田水地球化学特征及其开发评价

川西某气田位于四川龙门山山前带川西坳陷 ,已发现侏罗系沙溪庙组、上三叠统香四、香二段 3个气藏及中三叠统雷四段高压高产盐卤矿藏 ,为多产层、多储盖组合的复合型气田〔1〕。三叠统雷四段盐卤矿藏为一富钾富硼高浓卤水 ,K+、B3+组分异常高 ,其含量分别达 53.2 7g/L和 4994mg/L ,远超过综合利用和单独开采工业品位 ,为世界罕见的液态钾硼资源。且富含Br- 、I- 、Sr2 +、Li+、Rb+等多种有用组分 ,品质优异 ,构成优质的化工原料水 ,实际上它是一种高品质的以钾、硼为主的具有很高经济和开发利用价值的综合性液态矿藏。本文着重论述三叠系雷四段富钾富硼高浓卤水的水文地球化学特征和成因及其勘查开发前景。

川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化

西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后,气水关系复杂。为此,引用洛瓦克(Novk)相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型,分析了气田水的动态运移,研究了川西须二气藏的成藏演化。结果表明:新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭较好,但因后期受构造运动影响使保存条件变差,下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏,造成现今的气田水为海相成因地层水;大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭性好,还原彻底,属于典型的古沉积水,但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段,须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代,与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。成藏演化表明:新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同,受裂缝系统影响不同,形成了不同类型的气藏。新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。

油气田水无机阴阳离子含量分析方法的选择及应用

油气田水分析项目复杂,采用的分析方法较多,主要分为手工操作分析与仪器分析。手工操作分析主要有化学滴定法、重量分析法、计算法等,其步骤繁琐,分析周期长,多数水样颜色较深,干扰因素多,滴定终点难以判识,误差大。仪器分析主要有离子色谱法、光谱法、自动电位滴定法等。相对于手工操作分析,仪器分析更为快速准确,但是大型仪器设备及配套的气瓶不方便携带到现场。为确保采用不同方法测定数据的准确性,详细探讨了各分析方法的利弊及各方法的兼容性,通过水分析比对研究,对于正常地层水,化学法与仪器分析法基本兼容。仪器分析的引入刷新了对地层水新的认识,根据水分析数据甄别地层水的方法为油气勘探开发生产提供了有力的地层水地球化学依据。

高含硫气田水控制氧化脱硫模拟实验及去除动力学

以HS^-为主要被氧化对象,以空气为氧化介质,对高含硫气田水进行控制氧化使单质硫为主要产物,考察了不同工艺参数对硫去除效果的影响,并探讨了硫去除以及单质硫生成动力学过程。结果表明,合理控制氧化对象和反应条件,是基于单质硫回收为目标的含硫废水处理的一种有效手段,可避免高价态硫产生。最佳条件(水样pH稳定在7、高分子络合物催化剂C加量50 mg/L、空气流量150L/h)时除硫效率可达92.13%,单质硫的收率为16.45%;硫化物去除动力学过程可用一级动力学方程ln[S^(2-)]=6.186-0.019t描述,相关系数R^2为0.972,表现反应速率常数为0.317×10^(-3)S^(-1);单质硫生成过程动力学方程为[S]=22.95lm+23.51,及时分离新生态硫以及抑制S_2O_3^(2-)产生是获取更高单质硫收率的必要手段。

氧化—吸附法联合处理气田水

气田水的治理是油气田废水治理的难点之一 ,其处理方法较多。实验首次尝试采用双氧水氧化与活性炭吸附联合作用的方法处理川中遂 12 1井气田水 ,并确定了最佳工艺条件。结果表明 ,该方法能有效降低气田水中污染物含量 ,COD(化学需氧量 )去除率达 81.8%。与先用双氧水氧化 ,然后用活性炭吸附分步法处理比较 ,该法不仅操作简单 ,节省时间 ,而且可以提高处理效果 。

含硫气田水的综合治理技术

主要依据四川气田含硫气田水的处理情况，综述了含硫气田水的来源与分类、处理方法和综合治理途径。

含硫气田水达标外排处理技术新进展

气田水普遍具有污染物组分复杂、矿化度高等特征,如何对其进行妥善有效的处置,一直是油气田环境保护领域关注的焦点。为此,针对四川盆地某气藏采出气田水矿化度较高且含有较多硫化物等污染物的水质特征,以处理后达标外排为目的,通过实验室试验研究,分析了混凝—脱硫复合处理工艺、化学氧化除氨氮工艺以及低温多效蒸馏工艺处理该气田水的适应性和有效性。结果表明:(1)采用聚合硫酸铁(PFS)作为混凝剂,同时配合使用TS-1脱硫剂,硫化物及石油类的去除率超过90%;(2)采用CA-1作为氧化剂,氨氮去除率超过96%;(3)经低温三效蒸馏工艺处理,蒸馏水中氯化物浓度低于150 mg/L,CODcr浓度低于60 mg/L。结论认为:经全流程工艺处理后,该气田水中主要污染物指标可以达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准的要求,氯化物浓度满足GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》的要求,使用上述组合工艺能够对含硫气田水进行高效处理。