新疆油田某区块注汽锅炉给水硬度超标成因分析及控制对策

新疆油田稠油开发采用注蒸汽开发,注入蒸汽来源于注汽锅炉。为保证锅炉的正常运行,需对锅炉给水水质进行控制。以新疆油田某稠油开发区块为例,对其采出水水质现状进行监测,发现采出水硬度是制约锅炉给水达标的主要因素。新区产能井来液硬度偏高、稠油采出水处理系统超负荷运行、软化设备树脂失效、站区污泥池废水对系统冲击是造成锅炉给水硬度超标的主要原因。为此根据开发需求有针对性关闭部分硬度超标井,复苏及更换部分失效树脂以恢复软化能力,定期清理污泥池以改善进入采出水系统废水水质,对软化再生产生的高含盐、高硬度废水采取回注和达标外排的方式处置。通过采取以上一系列水处理系统的优化措施,实现了注汽锅炉给水稳定达标,保障了稠油开发区块的正常生产。

油田稠油污水回用热采锅炉处理工艺探讨

为实现春风油田稠油采出污水资源化回用,减少稠油热采开发过程中的地下水资源消耗量,根据该油田采出污水水质高盐、高硬度的特点,结合热采锅炉用水水质要求,提出了"机械压缩蒸发"和"双膜淡化"2种污水回用处理技术,从工艺技术特点、工艺流程、实际应用的成熟度、处理效果、投资及运行成本、产水率及节约水资源能力等方面对2种工艺进行综合比较和分析,提出工艺选择建议,并针对各工艺应用现状及存在的高投资、高成本等问题,提出下一步的工作建议。

稠油产出水深度处理回用于热采锅炉的中试研究

对稠油产出水回用于热采锅炉进行了现场中试研究 ,确定了工艺流程和设计参数 ,并对软化工艺的选择、硬度、二氧化硅、悬浮物、总铁的去除以及运行成本和经济效益进行了分析讨论。当 pH值控制在 8 5～ 9 5 ,MgCl2 的投加量为 2 0 0mg/L时 ,混凝沉降罐出水中二氧化硅、总硬度和总铁量可分别降至 40mg/L、70mg/L和 0 0 5mg/L以内。强酸树脂和弱酸树脂对硬度的去除效果都很好 ,但对二氧化硅的去除效果均不明显。与弱酸树脂相比 ,强酸树脂再生周期长、运行简单、成本较低。稠油产出水经混凝沉降罐、双滤料过滤器和强酸钠离子交换器处理后可回用于热采锅炉。

污水回收超稠油破乳脱水技术研究

针对回收污水中超稠油破乳脱水困难等问题进行了原因分析。通过对比各种解决方法及进行破乳剂筛选,最终研制出了可有效处理污水回收超稠油的破乳剂,找到了一条解决回收污水超稠油破乳脱水问题的新方法,也为其它油田超稠油破乳回收提供了借鉴。

稠油油藏污水活性碱/聚二元复合驱室内试验研究

羊三木油田碱/聚驱先导试验存在现场污水配制碱/聚二元复合驱体系时出现结垢堵塞地面管线、聚合物严重降解等问题,为此开展了污水配制新型碱/聚合物二元复合驱体系研究。采用抗钙镁结垢能力强、降低界面张力幅度大的活性碱与污水聚合物匹配,分析在污水配制条件下,不同碱型与聚合物匹配的驱油能力,以及在原油黏度高达530mPa·s时能否继续开展二元复合驱的问题。研究结果表明:原油黏度为530mPa·s,污水配制活性碱/聚合物二元复合体系溶液黏度为45mPa·s时,油水界面张力达到10-3数量级,活性碱/聚合物二元复合驱比纯水驱提高采收率17%以上;在原油黏度确定及油水界面张力已降至超低值时,超过碱/聚二元体系溶液浓度技术临界点后,即使继续增加溶液黏度,采收率也不会大幅度增加。该研究为普通稠油油藏注水开发后期化学驱提高采收率提供了新型有效的技术手段。

破乳絮凝法处理稠油污水

.目的对破乳絮凝法处理油田稠油污水的技术进行了实验研究,优选出高效絮凝剂,并确定出工艺条件.方法通过投加破乳剂和絮凝剂对稠油污水进行混凝沉淀实验,以稠油污水的油及悬浮物含量为考察指标,优选处理效果较好的破乳剂和絮凝剂,根据单因素实验和正交实验确定出工艺参数.结果实验表明,破乳剂T-1和絮凝剂P-3对油田稠油污水具有良好的处理效果,其最佳实验条件为:先投加110 mL/L破乳剂T-1,以350 r/min的速度搅拌2 min,再投加40 mL/L絮凝剂P-3,以200 r/min的速度搅拌3 min,静止沉淀50 min.结论投加破乳剂T-1、絮凝剂P-3处理稠油污水,悬浮物及油的去除率分别达到95%和85%以上,满足后序处理工艺的水质要求.

稠油微生物多轮次吞吐技术研究

将菌种与无机培养基、稠油混合．在37℃培养3天，根据稠油乳化分散情况，对大量菌种进行筛选、复筛、驯化、复壮、富集．得到了传代性能优良、能适应辽河锦45块、千12块稠油油藏的几株菌并进行了性能评价。这些菌均由数个菌落组成，可以液蜡、原油为碳源、无机和有机氮为氮源、磷酸根为磷源生长．产表面活性剂和酸（由发酵液表面张力和pH判定），可降解稠油．使其黏度降低20％左右，好氧培养条件的降黏效果优于厌氧培养条件。优选菌种11、Lj1和21在培养液中菌数〉10^4个／mL时对稠油具有良好的乳化分散能力。在两区块13口高含水、低产量、低蒸汽效能、高轮次蒸汽吞吐井上．进行了首轮次微生物吞吐试验，处理半径3m。混合菌发酵液注入量2．0～9．8m^3．关井时间不少于7～9天。与末轮次蒸汽吞吐相比，6口井产油量增加，6口井产油量减少，但产出远大于投入，这12口井为有效井，其中又有6口井产出液中菌数降到10^4个／mL后实施了二轮次微生物吞吐。介绍了2口井微生物吞吐情况和效果，其中1口井已实施二轮次吞吐。以微生物和蒸汽单价比代替注蒸汽量计算油汽比，称之为拟油汽比。图4表7参3。

稠油出砂冷采矿场操作技术策略

在稠油出砂冷采机理和矿场实际资料深入研究的基础上 ,剖析稠油出砂冷采矿场操作技术对螺杆泵、井下工具、井筒降粘以及地面流程的要求 ,明确相应的开发技术策略。结果表明 ,随着大量砂粒的产出和泡沫油的形成 ,单井产量一般可达 3～ 5 0t/d ,是常规降压开采的数十倍至数百倍 ,采收率一般可达 8%～ 15 %。搞清矿场操作技术对稠油出砂冷采的影响 ,制定相应的技术策略 。

百口泉区块稠油污水回用处理工艺设计

随着近几年油田开发的持续进行,百口泉采油厂采出液含水率迅速上升,产出大量的稠油污水。而百口泉采油厂主要采用蒸汽吞吐进行稠油开采,这就需要大量的清水作为气源。因此,采用合适的处理工艺对稠油污水进行深度处理后回用热采锅炉,不仅可解决排放污染的问题,还可以节约大量的淡水资源,同时能充分利用污水的热能。本文采用除油-絮凝、除硅-过滤-软化-除氧工艺对百口泉稠油污水进行了处理,使处理后水达到了热采锅炉进水水质标准。

稠油热采污水预氧化工艺结垢机理及阻垢研究

为解决稠油热采污水站采用预氧化工艺后污水易结垢问题,采用实验测试与理论分析方法,分析了污水采用预氧化工艺后的结垢机理,评价了聚丙烯酸、水解聚马来酸酐等6种阻垢剂的阻垢性能与复配方案。结果表明,高含成垢离子的污水经预氧化流程后,pH值升高,CaCO3结垢反应向晶体析出的方向移动,促进了垢的生成;模拟水中,PAA单剂以12 mg/L注入时阻垢率为82.3%,KR928以10 mg/L注入时阻垢率为92.4%;HPMA与PAA按1∶2复配后以15 mg/L注入,阻垢率在85%以上;复配阻垢剂在真实水样中阻垢率虽有所降低,但仍在80%以上;聚马来酸酐与聚丙烯酸复配的阻垢剂可有效抑制稠油热采污水因采用预氧化工艺引起的结垢。

基于热采井防砂的水平井射孔方位优选研究

稠油热采井防砂有效性是制约海上稠油热采井高效开发的关键因素。为控制热采水平套管井出砂,优选水平井射孔方位,本文基于岩石力学理论,分析了地应力和注入高温蒸汽对井壁处应力状态的影响。获得井壁应力状态后,根据岩石破坏的德鲁克-普拉格(Drucker-Prager)准则进行出砂预测,建立水平井射孔出砂临界生产压差计算模型,并利用有限元分析软件ABAQUS模拟某热采水平套管井井筒沿不同地应力方向钻进时,射孔方位与临界生产压差的敏感性。研究结果表明,沿水平方位射孔时,临界生产压差较小,均小于0.8MPa,沿垂直方位射孔时,临界生产压差较大,均大于1.0MPa。热采水平套管井射孔方位沿着垂直方向相对安全,应尽量避开水平危险方位。建议热采水平套管井射孔尽量处于相对安全的方位范围内,避免水平方向射孔,以获得更大提高生产压差的空间,提高油井产量。

气浮-动态膜耦合强化技术处理海上稠油污水试验研究

针对海上平台热采稠油污水预处理工艺流程长、产水水质不稳定等难题,采用气浮-动态膜耦合强化处理技术,设计并建造气浮-动态膜耦合装置对稠油污水进行处理。试验结果表明,在操作压力为0.15 MPa,膜面流速为3 m/s,进水油的质量浓度低于695 mg/L,悬浮物的质量浓度低于90 mg/L的运行条件下,该耦合装置出水油的质量浓度小于20 mg/L,出水悬浮物的质量浓度小于15 mg/L,且装置表现出良好的运行稳定性。

高盐稠油污水热法脱盐资源化技术研究进展

对高盐稠油污水热法脱盐工艺的5种工艺:自然蒸发(NET)、多级闪蒸(MSF)、多效蒸发(MED)、机械压缩蒸馏(MVC)、热力压缩蒸馏(TVC),从工艺技术特点、工艺流程、现场应用、处理效果、投资及运行成本等方面综述了国内外稠油污水热法脱盐资源化回用锅炉技术的研究及应用情况,总结了各种工艺现场应用中存在的问题,提出了改进或适用条件方面的建议。

热泵余热利用技术在油田的应用

油田在生产过程中产出大量采出水,温度一般在35～45℃,稠油油田采出水温度在55～65℃,蕴藏着大量热能。目前大部分油田采出水经过处理后回注或者外排,造成了能量的浪费。热泵技术根据逆卡诺循环原理,可将油田采出水中的低品位热能转化为高品位热能,用于油田生产过程中的供暖、外输原油加热维温、进站液加热等方面,实现了油田采出水中热能的二次利用,既节省了大量的宝贵的油气资源,又减少了由于燃料燃烧所造成的环境污染。

稠油废水回用热采锅炉供水工艺与工程实践

总结了稠油废水的来源和特性,针对稠油废水出路,阐述稠油废水回用热采锅炉供水的意义。评介稠油废水进出水水质、工艺流程、回用工艺认识,阐述缓冲调节、混凝沉降、溶气浮选、吸附除硅、粗精过滤、弱酸软化、污泥脱水等各单元处理工艺的应用现状、工艺特点、选择经验、发展趋势,并简述工程实践概况。提出存在的主要技术难题和解决对策,为回用工艺的进一步发展完善提供借鉴。

稠油采出水回用热采锅炉供水的处理工艺设计

运用混凝沉降、溶气浮选、粗精过滤和弱酸软化方法对稠油采出水进行深度处理。可达到热采锅炉用水指标 ,回用热采锅炉供水 ;生产装置产生的污水、污油、污泥均回收利用。笔者总结了流程选择、工艺配置、新工艺的采用、工艺及自控设计特点 ,为今后污水处理设计提供借鉴。

多价金属离子对有机硼胍胶压裂液的影响及对策

针对新疆油田环玛湖地区浅层地下水、稠油热采水、压裂返排液中存在多价金属离子(Ca^(2+)、Mg^(2+)、Fe^(3+)、Fe^(2+)),影响其配制的胍胶压裂液性能。通过模拟不同种类和浓度多价金属离子水溶液,分析多价金属离子对有机硼胍胶压裂液溶胀、交联及耐温耐剪切性能的影响规律,研究了NSA、EDTA、CA,3种络合剂对多价金属离子的屏蔽效果。研究表明,多价金属离子对有机硼胍胶压裂液影响程度依次为Fe^(2+)>Fe^(3+)>Mg^(2+)>Ca^(2+); 3种络合剂对Mg^(2+)屏蔽能力为CA>NSA>EDTA,对Ca^(2+)屏蔽能力为NSA>EDTA>CA,对Fe^(3+)屏蔽能力为EDTA>NSA。为不同水质配制有机硼胍胶压裂液选择络合剂提供了依据。

辽河油田过热蒸汽装置研究

为提高辽河油田稠油采收率,研制了过热蒸汽装置。为适应现场的水质情况,装置采用蒸汽干度、过热度控制技术,及积盐监测技术,确保了装置安全稳定运行。实现了将处理后稠油采出水产生的湿饱和蒸汽直接过热,用于超稠油油田的注过热蒸汽吞吐开采,并在现场试验中产生了比常规湿饱和蒸汽热采更好的采油效果。

新疆油田超稠油采出水处理技术优化研究

新疆油田超稠油采出水具有高含油、高矿化度和高含硅量的特性,为了实现污水资源化利用,采用了超稠油采出水深度净化处理技术。在广泛调研分析的基础上指出目前污水处理系统设备与工艺适应性存在的问题,并提出了优化对策,其中包括:SUPER RO特种膜+MVR蒸发组合工艺;Al_2(SO_4)_3除硅剂+澄清器的净水除硅一体化技术;预处理+深度处理+MVC蒸发器技术;软化器结构和树脂的优化。通过优化,产水率从75%可提升到95%,处理后外输水含油质量浓度≤1 mg/L,矿化度≤20 mg/L,含硅质量浓度≤1 mg/L,能最大程度地降低油、矿化度及硅的含量且高效地实现污水资源化利用,不仅节约了大量的水资源,还提高了软化器和过热注汽锅炉运行的安全性与可靠性。

南堡35-2CEP平台净化水缓冲罐存在问题及改造措施

南堡35-2油田属于高粘重质油油田,油田CEP平台处理B平台热采井采出液的难度大.含油污水进入净化水缓冲罐后,造成顶部浮油聚集、底部沉积污泥.目前净化水缓冲罐内没有底部排污管线,只有固定式单管收油装置,且操作复杂,排油效率低.由于收油及排污不彻底,净化水缓冲罐净化水含油基本上比核桃壳滤器出口含油高4～7ppm.因此,需要对净化水缓冲罐内增加浮动式收油装置和底部排污管线,来达到提高注水水质的目的.