气田采出水回注处理技术及工艺探讨

气田采出水主要采取两种方式处理,包括运输至就近的气田水回注站做相应的回注处理,以及直接对外排放。混合处理措施能够有效地增强对气田采出水处理的环保性和安全性,是当前进行应用的主要方式,但在实际应用过程中,该措施也面临一些问题,如其中悬浮固体颗粒、细菌等物质,会导致设备的堵塞和腐蚀等现象,严重地影响到气田采出水回注的效率和经济效益。有鉴于此,在当前的工作之中,相关单位和人员有必要对实际的处理工艺进行一定程度的优化,以改善该问题。本文从气田采出水回注的现状入手,探讨了对相关工艺的改进策略,期望对后续工作形成参考。

中国油气田采出水回注发展建议

2021年12月颁布实施的《地下水管理条例》标志着中国地下水质量与环境管理迈入依法严管的新发展阶段,同时也对油气田采出水回注地下水风险防控提出了更艰巨的挑战,如何确保采出水回注与地下水保护协同是当前油气行业迫切需要解决的问题。为此,基于美国地下注入控制法规研究,对比分析了中国与美国油气田采出水回注在管理体系、技术规范等方面的现状,并提出了中国油气田采出水回注发展建议。研究结果表明:①中国发布的涵盖选址、水质指标以及运行管理与监测等内容的采出水回注行业或企业标准,有效支撑了油气开发与地下水环境保护相协调;②美国油气田采出水地下注入管理体系与技术标准,以规范注入活动、保护地下可饮用水源免受危害为核心,取得良好的社会经济环境效益;③需建立国家层面油气田采出水回注管理体系与标准规范。结论认为,随着中国油气资源勘探开发力度不断加大,油气田采出水量急剧上升,加之地下水环境保护政策趋紧,系统开展油气田采出水回注管理体系与标准规范研究十分必要;油气田采出水回注标准规范的建立可进一步增强油气资源开发与地下水环境的友好性,实现油气行业绿色发展,并高质量助力实现“稳油增气”的战略目标。

安塞油田采出水回注效果分析

安塞油田生产过程中,对采出水进行处理,使其达到注入水的水质标准后,实施采出水的回注,达到注水压力和注水量的要求,实现水驱的开发效率。通过对注水开发油田的研究,细分层位进行注水开发,达到水驱的开发效率。

谈采出水回注一体化集成装置的研制

针对低渗透油藏、特低渗透油藏主要采用注水方式开发,在环保要求日益提高及水资源日趋宝贵的今天,油田采出水的有效回注利用就显得尤为重要。目前采出水回注设施均为采出水回注站,厂房、设备现场建设工程量大,建设周期长,油田开发初期所产生的采出水及时有效回注难。需研制出适应低渗透油藏开发,符合数字化管理、标准化设计、模块化建设要求的短流程、易搬迁的采出水回注装置,来适应油区开采过程中所产生的采出水回注使用。采出水回注装置可整体搬迁、重复利用;能够实现智能控制、无人值守;依托井场露天布置,节约占地面积,降低工程投资。

气田采出水回注协同二氧化碳地质封存分析

天然气上产与CO_(2)减排是我国实现“双碳”目标的重要战略举措,与之密切相关的气田采出水回注与CO_(2)地质封存已成为能源环境领域的热点话题.目前,地下水环境保护政策趋紧,气田采出水地下回注一定程度受限,CO_(2)地质封存规模化发展缓慢,二者均需探寻新的实施路径和效益路径.本文系统分析了气田采出水回注与CO_(2)地质封存在场地选址、建井与注入、运行监控与环境监测以及流-固相互作用与运移影响等方面的异同.结果表明:①储层可注性与盖层封闭性均为二者选址的核心,井筒完整性与材质同是保护地下水的关键,过程控制与风险监测均为保障工程长期安全的重要手段,流-固相互作用与地层响应及流体时空分布均是两类工程的关键科学问题.②CO_(2)强化卤水/咸水资源开采协同气田采出水回注、CO_(2)强化天然气开采协同气田采出水回注是实现二者协同的潜在效益路径.研究显示,气田采出水回注协同CO_(2)地质封存,在充分利用地层空间、注入井及监测等基础设施的同时,能提升采出水回注能力,促进CO_(2)矿化封存,是推进减污降碳协同、实现环境效益与气候效益及经济效益多赢的潜在重要途径.

石油采出水回注精细处理技术研究与应用

石油是我国重要的能源之一,在国民经济中占据着很大的比重。随着石油开采的不断深入,对石油的采出水处理也成为了石油行业重视的一个问题,尤其是对于低渗透油田,对污水精细处理设备需求越来越大,需对石油采出水回注精细处理技术进行探讨。

杏南区采出水配注合格率的影响因素及治理措施

安塞油田杏南区属于特低渗透砂岩油藏。注水系统能力不足、计量误差、阀门腐蚀失效和地层堵塞等因素导致注水井欠注和隐形超注,是影响杏南区采出水回注配注合格率的因素。因此,在杏南区采取了强化水质监控,强化活动洗井车闭路循环洗井,强化注水系统流程维护,利用移动式洗井车挤注活性水,以及实施酸化压裂增注等措施。通过采取上述措施2014年杏南区采出水回注系统平均消除注水井欠注200 m3/d,平均消除注水井隐形超注90 m3/d,采出水配注合格率从91.7%提高到97.6%。

水驱波及与水质：采出水注入过程中的流动分配

流动分配在采出水回注作业中起重要作用。当注水层位含有独立的水力单元（这些水力单元能够吸收部分或全部注水量）时，这种情况确实如此。这些水力单元可能被不渗透阻挡层、页岩分隔开，或者这些水力单元的最小水平应力不同。在正常操作条件下，在一个或更多这些水力单元内产生的裂缝不连通。在一些水力单元中的裂缝增长依赖于另一些水力单元中裂缝增长或阻碍的地方，裂缝增长变成了与这两种情况有联系的问题。裂缝阻碍可能是由于裂缝中的固体和油沉积造成的，裂缝中的固体和油沉积会堵塞裂缝尖端并且损害裂缝面。堵塞将减小能得到的裂缝实际总长度。如果对此最初不加以考虑或进行设计，这些情况将变得难以控制并且会导致不良影响，例如无效波及或无法控制的裂缝增长。

膜技术在油田采出水处理中的应用研究

采用无机陶瓷膜处理设备处理宝浪油田采出水,研究结果表明:处理后的采出水完全能满足宝浪油田注水的水质要求。产出水中的悬浮物含量小于1mg/L。0.1μm膜处理后的采出水中悬浮物含量平均值为0.417mg/L,粒径中值小于1μm;0.2μm膜处理后的采出水中悬浮物含量平均值为0.57mg/L,粒径中值小于1.5μm;产出水中油含量低于检测限;膜清洗周期为85个小时;清洗方法简单;膜通量的恢复率为99.93%。

水力旋流器去除油田采出水固体的试验研究

本文对国外采出水处理技术进行了调研，介绍了英国理查德·莫兹利公司研制的水力旋流器去除水中固体颗粒技术及现场试验和应用情况。

回注水中诸因素对腐蚀速率的影响研究

一、前言 油田采出水回注是保证油田后期开发的一个必需环节．同时也是目前大部分油田增产和稳产的基本方法。由于采油污水具有高含油．高机杂、高有机物含量、高矿化度和组成复杂等特点．会发生油井井下工具、设备的腐蚀，造成泵漏、管漏、杆管断脱以及井下工具失效等事故，给生产带来了极大的危害。因此，搞清油田采出水中各腐蚀因素对腐蚀的影响，采取针对性防腐措施是非常必要的。

探究低渗油田回注水MMBR技术的应用

本文针对延长油田采出水处理回注环节所使用的管式超滤膜系统展开分析,通过分析污染物的主要组成成分和MMBR技术的工艺流程,通过分析MMBR在清除油污的试验作出验证,得到MMBR技术应用的优势。

海上采油水处理技术的研究进展

由于海上采油平台寿命短,风险高,因此必须提前采用注水开发方式。介绍了基于海上油田采出水处理后回注和直接注入海水等技术存在的问题,以及国内外最新的采出水超滤除油技术和纳滤软化海水注水技术的研究与应用进展。结果表明,采用超滤/微滤膜特别是陶瓷膜处理采出水,出水水质可达油田回注水A1标准;纳滤软化海水作为注入水的海上采油注水技术,可大幅度降低含油储层的结垢,已在国外得到长期应用,而国内对此研究与应用报道较少。膜技术在海上采油水处理技术中的应用对于提高国内海上采油过程水处理技术水平具有重要的借鉴意义。

井下油水分离采油技术应用及展望

针对油井产出水处理问题,探讨了井下油水分离(Downhole Oil/Water Separation,DOWS)采油技术出现的背景、分离系统的两大基本类型、原理及现场试验情况。评述了应用此技术的优点及存在的主要问题,介绍了当前井下油水分离技术的最新进展情况。最后,就今后井下油水分离技术研究的方向提出了4个方面的设想。

某油田注水堵塞物分析及清洗工艺研究

该油田目前主要采用处理达标后的采出水作为注水井水源进行回注。但注入水在长距离管线的运移过程中出现了不同程度的微生物再生、杂质析出等情况,影响了注入水水质。现开展清洗管线的工艺研究和流程优化,并通过温度、压力、化学药剂的优选来提高管线冲洗工作的实际效果。最后通过实际操作,确定提高清洗注水管线的来水压力、将来水温度控制在60°C左右,加入3%的柠檬酸清洗管线效果最佳。

百色油田高效注水配套工艺技术

针对百色油田复杂小断块、低孔、低渗及高吸水启动压力的地质特点,对注水开发效率低的原因进行了系统分析,并针对这些技术难点提出了解决办法。针对水敏性的影响,改进原来的污水处理流程,确定水性改良方案,运用采出水处理回注工艺技术,解决了因水敏而导致的注水困难问题。在取得前期效果的基础上,形成了一套适合百色油田的含油污水精细过滤、解决水质沿程管线恶化、外输污水的净化、注前缘保护液试验、高效净水剂及杀菌剂的优选、用加砂压裂方法启动注水井低渗层的高效注水配套工艺技术。

国内外水溶气开发技术现状及发展建议

水溶性天然气(简称水溶气)是一种储量巨大的非常规能源,极具开发潜力和发展前景,但目前缺少系统的理论研究,也没有成熟的开发技术。详细介绍了国内外水溶气的储量分布及开发现状,总结了国内外水溶气开发技术研究的主要进展,主要包括地热型水溶气开采与二氧化碳地质封存结合技术、采出水回注技术的基本原理及现场试验情况,以及对气水界面和水侵规律的影响研究结果。分析认为,目前水溶气开发技术研究虽然取得一定的成果,但未形成系统的理论体系,也没有形成综合利用、经济有效和安全可靠的开发技术。为此,需高度重视水溶气勘探开发技术研究,以实现我国水溶气的有效勘探开发,为保障国家能源安全提供新的思路。

环江油田里429区块硫化氢危害及治理

环江油田里429区块按照“源头加药、密闭集输、腐蚀防治”总体研究思路对井筒、地面集输、采出水回注全流程各个环节开展研究,通过研究硫化氢在油田开发生产中对设备设施的危害性,总结里429区块在针对硫化氢各方面的治理措施,采用抗硫措施及合理选材,化学药剂添加及配伍实验,形成推荐做法,探索硫化氢在采油工艺系统流程危害,研究里429区块采油工艺硫化氢长效治理对策和防腐技术,可为油田开发及地面工程安全高效生产提供参考。

油田污水水处理技术及设备概述

随着油田开采进入中后期,含水率逐渐升高,为了维持产能需要将采出水处理后进行回注,回注操作的主要目的在于将水中阻碍注水、易引起注水系统腐蚀结垢的油类、悬浮物等不利成分去除,最终得以满足回注条件并进行回注。根据不同的污水类别,产出及排放工序、装置等都有所不同,污水中含有的主要污染物也不一样,由于各个油田采油废水的理化性质差异较大,所要求的注水水质量标准不同,各个油田采油废水的处理工艺也有较大差异。但是从实际生产中总结得出,大部分都采用三段式处理工艺,即除油、混凝沉淀(或气浮)、过滤。目前,各种先进、成熟的污水处理技术逐渐引进、应用于现场生产,初步形成了几大类比较成熟的污水处理技术。总结概括了各类油田污水处理技术及设备,凝练各类技术的优缺点及适应范围,为现场工程应用提供重要理论支撑,具有较强的工程实践指导意义。

长庆油田创新工艺 管柱延寿

由长庆油田研发的柔性复合油管注水工艺已在采出水回注区块的合注井上开展了34口井的现场试验。长庆油田采出水回注井管柱腐蚀严重，使用寿命一般为2年至3年。频繁更换注水管柱，既不利于油田稳产，又不利于油田高效开发。