李鹏飞[1]2003年在《油田注水水质检测技术的研究与实现》文中提出本文介绍的“油田注水水质检测仪”是一种智能化、多功能光电比色仪器。文中对该仪器的计算机、光学、电子学等各个部分作了详细而深入的描述。 本文首先对检测注水中含油、含铁和悬浮物所应用的测算模型朗伯——比尔定律进行推导，并讨论了该定律的应用范围和适用性。在此基础上全面地介绍了油田注水水质检测仪软、硬件总体设计。在系统软件研制过程中，摒弃了过去智能仪器系统软件编写一律采用汇编语言的开发模式，而采用了嵌入式高级程序设计语言——C51，配以QTH8052仿真器加QTH7858X仿真软件组成的仿真平台，进行系统软件的编写和调试。在本文第叁章，针对油田注水水质检测仪所选用的测量方法，对系统的光路结构和光电传感器的选取进行了设计和分析。在本文的第四章和第五章，着重论述和分析了决定智能仪器能否研制成功起关键作用的两个问题——系统电磁兼容性(抗干扰)和系统误差。对系统所受的干扰进行了分析，针对干扰源和干扰施加的位置，给出了在油田注水水质检测仪中所采取的抗干扰设计；分析了系统误差和随机误差，对系统总误差进行了合成，并给出了减小系统测量误差的措施。 在本文的最后分析了油田注水水质检测仪的特点以及目前存在的问题，并给出了解决这些问题的改进措施。
许飞[2]2015年在《散射和荧光法油田注水在线检测系统研究》文中研究指明在油田现场通常采用地下注水的方式来保证油层的压力,回注水中悬浮物和油含量决定回注水的注入性,影响着注水系统的寿命,是水驱油藏高效开发的关键。本文受中石化胜利油田“油田回注水水质在线监控装置研究及试验”项目支持,旨在开发一套针对油田回注水水质的小型化在线测量设备。通过对油田回注水中悬浮物和油分颗粒的光学特性进行研究,确定了悬浮物水下散射法与油分表面荧光法结合的综合测量方法,设计并搭建了回注水水质在线检测系统,进行了悬浮物和油分浓度测量实验。本文最终完成了系统在实验室环境下的数据测量与模型论证,主要内容如下:1.分别对悬浮物和水中油常用的检测方法进行对比,根据在线检测的要求结合回注水中悬浮物和油分颗粒的光学特性,确定了悬浮物的90°水下散射测量方法和油分的表面荧光测量方法。2.以Mie散射原理与紫外荧光效应为理论基础,分别对两种方法进行建模,建模过程考虑了悬浮物颗粒、油分颗粒、水分子对光传播吸收和散射作用产生的间接影响,仿真并讨论了主要参数如颗粒直径、入射光波长、光程等参数变化对模型的影响。对水下散射法和表面荧光法测量模型进行实验验证。3.讨论悬浮物与油分测量时相互之间产生的影响并进行仿真,提出“先荧光后散射”的综合测量方法。4.根据散射和荧光法模型要求以及油田现场管线的小型化尺寸要求合理设计光学结构和参数,对光路结构引入的误差进行探究并提出优化方案。5.设计硬件电路模块并调试,根据系统指标选择器件。提出光电检测模块基本单元组成结构,讨论主要功能模块的具体实现方法,如负反馈光强稳定电路和微弱信号处理电路的实现。对光电电路的噪声进行分析,并探究提高信噪比的方法。6.搭建回注水水质监测平台,在实验室条件下分别对悬浮物和水中油溶液进行测量实验和误差分析。实验结果证明了回注水水质检测方法的可行性,初步达到油田回注水水质的测量要求。
张永[3]2015年在《青阳岔油田污水处理技术研究》文中进行了进一步梳理近几年来青阳岔油田在注水采油的过程中,产生了大量含有化学添加剂的油田污水。油田污水是油水分离后形成的集原油、悬浮物、细菌、溶解性物质于一体的多相稳定体系,其对油藏伤害性较大,还具有一定的腐蚀结垢性。油田污水如不进行处理,超标回注对采收率影响很大,因此,需要对污水进行一系列处理,在达到注水水质标准后用于回注。针对目前油田污水处理中存在的问题,本论文首先对青阳岔油田污水的水质状况及水质规律进行了监测研究,制定出适合本油田开发后期的油田污水回注标准；结合青阳岔油田两个阶段污水处理装置的运行情况开展了针对性研究,找出了传统污水处理工艺的不足和缺陷；结合工程实例研究了不同杀菌技术和缓蚀防垢技术在油田现场的应用效果,通过室内实验,筛选出适合青阳岔油田污水处理的药剂,并与污水进行了配伍性实验；在上述研究的基础上,结合目前青阳岔油田的污水处理装置,提出了两种不同的改造方案,并对方案进行了分析评价,优选了充分利用现有设施的生化处理改造方案,为下一步污水站的改扩建提供了方向。
泮胜友[4]2009年在《渤南低渗透油田含油污水生化处理技术研究》文中进行了进一步梳理胜利油田年产原油约2670万吨,其中低渗透油田原油产量占总产量9.5%,比例还将逐渐增加。低渗透油层孔喉半径小,对注入的水质要求很高,如果污水未达到回注水的要求,很容易造成地层空隙堵塞,这将会使回注水泵压力提高,增加运行成本,严重时还会直接影响原油的生产。胜利油田已有18座注水站设置了精细过滤系统,在一定时期内对低渗透区块的开发和稳定生产起到了积极作用。但由于回注污水中含有低浓度的原油,以及长期在高腐蚀、高结垢的采出水环境下运行,上述设备逐渐显示出再生困难、过滤能力衰减严重、滤芯穿孔等问题,直接影响水质和处理能力,对注水稳产极为不利。含油污水的生化处理技术由于不产生二次污染、出水水质好、成本低等优点被广泛关注。论文的研究内容共分五个部分。第一部分是文献综述;第二部分是烃类降解菌的筛选及评价;第叁部分是室内模拟污水生化实验;第四部分是污水处理现场中试试验;第五部分是结论。本文以渤南低渗透油田含油污水为试验对象,筛选出烃类降解菌,采用生物接触氧化技术处理油田污水,进行了室内模拟研究和现场中试试验。主要结论如下:1、经过多次富集和驯化,筛选到2株烃类降解菌,命名为PZ-1和PZ-2。经鉴定PZ-1为蜡样芽孢杆菌(Bacillus cereus),PZ-2为枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis),对原油的降解率分别为47.5%和41.2%,混合投加可以达到56.8%。摇瓶试验表明:当含油污水的pH值为7~9时、温度在40℃~50℃之间、矿化度在7000mg/L~12000mg/L之间时菌株对原油的降解率都在50%以上。如果以硝酸铵为主要氮源,可以明显提高对原油的去除效果,去除率达到70%左右。2、进行了生物接触氧化处理含油污水的室内模拟研究,当溶解氧为3~4mg/L、污水停留时间从24h进行到8h时,都能够使水样中的油降到1mg/L以下,达到回注污水A1级标准。通过生物之间的竞争作用和高浓度的氧,有效地抑制了硫酸盐还原菌的生长,使腐蚀率控制在0.076 mm/a以下。3、中试试验结果表明,气浮作为生化预处理可以增加生化单元的抗冲击能力,同时回收了污水中40%～60%的原油用于再利用,生物接触氧化可有效去除污水中的分散油和乳化油,当污水停留时间为8h时,含油量降低到1mg/L以下。处理后的污水pH值虽有所升高,但并没有影响油的去除效果。生物接触氧化法适用于渤南低渗透油田含油污水处理。本论文的研究成果为渤南油田1500 m3/d回注污水站的建设提供了一定的理论基础和技术支撑。目前该污水站已于2009年1月正式投产运行。
孟刚[5]2011年在《D油田注入水腐蚀结垢机理及防腐措施研究》文中认为目前我国各主要油田均采用注水采油技术做为原油采收率提高的主要手段,但是各油田大都处于开发开采的中后期,注水的水质条件非常恶劣,给油田井下管柱以及输油管线带来十分严重的腐蚀及结垢问题。本文主要针对油田注入水腐蚀、结垢等问题,选取D油田的X一污水站和X叁污水站中具有代表性的注水流程,对整个流程不同阶段注入水进行水质检测,分析各项水质指标及其沿注水流程的变化,从水质的角度分析不同区块腐蚀结垢的原因,通过注水井的作业取得注水井管柱的腐蚀产物及垢样,利用X-射线衍射等方法分析腐蚀产物及垢样的元素及矿物组成,通过腐蚀产物及垢样的成分反演腐蚀结垢的原因。在对水质及腐蚀产物或垢物矿物组成分析的基础上,分析不同区块产生腐蚀、结垢的主要原因,并提出防腐防垢措施。通过研究发现:该油田注入水腐蚀性强,其主要影响因素:游离二氧化碳、细菌、矿化度及结垢等。而该油田注入水结垢严重的主要原因:矿化度高,成垢离子钙镁锶钡含量高,另外腐蚀的发生使水的碱性增强,导致井下结垢严重。化学药剂、水质改性、杀菌防腐涂层等技术较适合控制该油田注水井油套管的腐蚀结垢。
任广萌[6]2006年在《聚合物驱采油污水深度净化技术的研究》文中提出聚合物驱采油污水(ORWPF)是伴随油田聚合物驱油技术的应用而出现的一种新型采油污水。它除含有石油烃类、固体颗粒、无机盐等常规采油污水含有的物质外,还含有大量残余的聚丙烯酰胺(PAM),其相对分子质量为4×106~5×106。ORWPF是一种乳化程度较高、难以生物降解的有机废水。经油田现有工艺(沉降或浮选-过滤)处理后,ORWPF达不到油田回注水质标准的要求,无法回注,外排又严重污染环境。针对这个问题,根据处理后污水去向的不同,本文在保留油田现有处理工艺的基础上,采用不同工艺对ORWPF进行了深度处理研究。针对处理后ORWPF用于回注的要求,在保留油田现有处理工艺的基础上,本文采用“改性纤维球过滤-O3/UV/H_2O_2氧化-超滤”工艺对其进行深度处理。在回注深度处理工艺中,改性纤维球过滤单元的功能主要是去除ORWFP中的油和悬浮物。研究结果表明,改性纤维球过滤单元可以在较高的过滤速度下稳定运行。过滤出水中油浓度不超过7.27mg/L,油的去除率可以达到77.56%;改性纤维球过滤可以显着减低ORWPF中悬浮物的浓度,其出水中悬浮物浓度≤6.81mg/L,悬浮物去除率为84.17%;改性纤维球过滤出水中颗粒粒径中值为3.11μm,较处理前减小了59.53%。但改性纤维球过滤对ORWPF中大量存在的PAM没有去除作用。采用气水联合反冲洗可以实现滤料的清洗再生,反冲洗气体和水流强度分别为16.72L/m2·s和5.22 L/m2·s,反冲洗时间为15~20min。虽然改性纤维球过滤对油和悬浮物的去除效果明显,但其出水中悬浮物浓度和颗粒粒径中值仍然没有达到油田注水标准的要求。在回注深度处理工艺中,采用O3/UV/H_2O_2处理单元对改性纤维球过滤出水进行进一步处理,主要去除ORWPF中的PAM和部分石油烃类有机物。研究发现,H_2O_2和O3投加量、PAM初始浓度、紫外辐照强度和pH是影响PAM氧化降解的重要因素。通过对O3/UV/H_2O_2氧化PAM反应的动力学分析,发现该反应符合准一级动力学规律,计算得到该反应的表观速率常数与主要影响因素之间的关系,确定了O3/UV/H_2O_2体系氧化PAM的反应宏观动力学方程。实验结果表明,在PAM初始浓度为103.18mg/L、H_2O_2和O3投加量分别是165mg/h和230.2mg/h、紫外辐照强度为2.2 mw/cm2、pH7的条件下,反应60min后,PAM的转化率可以达到62.60%,其相对分子质量可以降至10000
李毅[7]2016年在《纯梁油区回注水沿程水质控制技术研究》文中指出油藏注水开发是老油田稳产的根本。油田开发期间要想提高采收率、获得更大的社会经济效益,注水井口水质达标是其中的关键。油田污水中由于存在成垢离子、CO2、H2S、Fe2+、细菌(特别是固着菌)等水质不稳定因素,导致污水输送系统腐蚀、结垢、细菌滋生,悬浮固体含量增加,回注水沿程水质恶化。目前胜利油田采出水处理量超过了80×104m3/d,据统计有50%以上的站场处理达标后的外输水,在输送过程中存在着再次污染的情况,井口水质严重超标,造成地层堵塞,尤其对渗透率低的油藏堵塞更为严重,解堵难度大。针对目前油田特殊类型采出水的物理化学特性、稳态胶体悬浮颗粒性质、不同离子态胶体溶液特性以及腐蚀、结垢、细菌等引起的水质不稳定等问题,本论文在纯梁油区特别是注水水质要求高(要求达到Al或A2级)的低渗油藏,开展了回注水沿程水质控制技术研究,以确保井口水质达标。本论文从回注水中游离细菌、COD、硫化物、Fe2+、浊度、悬浮固体浓度等因素的变化着手,得出了固着菌对沿程水质的影响规律,即游离细菌菌量、COD、S2-、MLSS、MLVSS均有随时间先增大后减小的变化趋势,而回注水中Fe2+含量、浊度则有随时间逐渐增大的趋势。开发了固着菌在线取样器,建立了固着菌的检测及评价方法,研究了管道及设备内壁微生物的生长规律、状态,揭示了固着菌的厚度、稳定期随时间的变化趋势以及固着菌分解期所持续时间。探索了杀菌剂对固着菌的剥离性能,建立了杀菌剂对固着菌剥离性能及杀灭固着菌中微生物效力的评价方法。本论文同时针对污水处理回注系统和清水处理回注系统,在纯梁油区樊家(注污水系统)、高890和樊147(注清水系统)叁个区块,分别开展了沿程水质稳定控制技术研究。研究结果表明,对于注污水系统,出站水质采用阻截膜-陶瓷膜精细处理工艺进行处理,出站水质能够长期稳定达到“碎屑岩油藏注水水质推荐指标”的A1级水质指标；而对于注清水系统,沿程水质采用杀菌及清洗相结合的措施能够确保沿程水质稳定,井口回注水水质达标,日回注水量上升。本论文形成的处理-输送-回注全链条水质稳定控制技术,对确保油田回注水达标回注具有重要指导意义。
朱丽娜[8]2013年在《油田注水水质劣化因素与处理技术研究》文中认为在低渗透油田的开发过程中，油田污水回注仍然是重要的节水及环保措施。油田回注水受多种因素影响往往水质较差，长期不合格水质的注入不仅伤害地层，还会降低原油的采收率，给油田开发造成困难，因此有必要对回注水水质劣化原因进行研究，对回注水进行综合治理，从而提高回注水水质。油田某采油厂联合站回注水从联合站到注水井工段发生水质劣化现象，造成注水水质不达标，给油田生产带来了极大不便。针对以上问题，本文以联合站回注水流程中不同节点的污水作为研究对象，对其水质和回注水系统管垢进行了较全面的分析，得出了影响油田回注水水质的主要因素，并对水质劣化因素进行了研究，为该联合站提供了清洗技术优选方法，并对清洗后的水质改善效果进行了评价。研究结果表明：回注水水质污染物成分复杂，悬浮物、含油量、硫酸盐还原菌、硫化物等非常规指标含量超标。污染物来源广泛，包括化学沉淀物质（如碳酸盐、硅酸盐、硫化亚铁）、原油中的蜡晶及沥青颗粒、细菌活体及代谢产物、硫化氢腐蚀管壁产物等。综合考察水质劣化因素为物理因素、化学因素、生物因素的共同作用。随着温度的降低、压力的升高和降低、时间的增加，水中的悬浮物都会增加，成为使水质变差的物理因素；化学剂如絮凝剂的“延迟絮凝”作用，硫化物对系统和管线的腐蚀作用，碳酸盐、硅酸盐沉淀的生成、水中油的沉积作用等构成了水质劣化的化学因素；叁种细菌附着在淤泥上增殖、代谢、消亡，是导致水质劣化的生物因素。该联合站根据实验室提供的清洗技术方法，结合实际情况优选出合理的措施。清淤清垢工作结束后，水质得到了明显改善：悬浮物、含油量、硫化物含量大幅降低，细菌含量得到了有效控制，水质能够达到回注标准。
王香东[9]2011年在《吐哈油田污水处理技术评价与对策研究》文中指出本文通过分析影响污水水质的不同因素,优化了温米、鄯善、丘陵污水站处理技术、处理工艺及运行参数,配套完善了牛圈湖污水站生化处理配套技术,处理后污水悬浮物含量、含油量、细菌含量等指标达到了回注污水水质指标,并实现了100%回注;在温米、鄯善实施水质节点控制技术和化学除铁稳定水质技术,结合具体水处理系统和装置的特点,提高水质稳定性和装置正常运行时率,实现了水质达标率的有效提升,降低了对地层的伤害、避免了环境的污染。微生物处理工艺创新配套物理加化学杀菌、防腐防垢处理技术,在牛圈湖油田和鲁克沁、雁木西等边远油田得到推广应用。牛圈湖污水站采用微生物处理技术降低了运行成本,比传统处理方式低50%以上。对老区采出水创新应用预处理技术,从起点就控制来水的稳定性,为后期处理提供了良好的基础;在反应罐关键点处理中研究应用了化学除铁稳定水质技术;创新提出稳态二氧化氯活化工艺技术,解决了活化时带来的安全风险。温米污水水质达标率由72.9%上升至83.6%,装置出口悬浮物稳定在4-6mg/L;鄯善、丘陵污水悬浮物控制在公司要求内,主要控制指标全部实现稳定达标;温米、鄯善污水站药剂单日使用量下降22.8%,实现了“降本增效”的良好效果;实现了采出水100%回注,节约了清水用量、降低了对地层的伤害、避免了环境的污染,在新疆少数名族居住区域取得了显着的社会效益。
沈哲[10]2010年在《直罗采油厂采油污水回注处理技术研究》文中研究说明注水开发是提高油田最终采收率和开发效益的主要方式,因此采出污水处理后回注是实现油田高效开发的关键。采出液经油水分离后形成复杂的多相体系,具有较高的腐蚀结垢性和油层伤害性。延长油田直罗采油厂6#、7#、8#联合站是新建的污水处理站,其采出水具有pH值低,矿化度高、油和悬浮物含量高、铁含量高、细菌含量高,结垢腐蚀趋势严重等特点,本论文以6#联合站采出污水为对象,通过采用絮凝与化学氧化、防腐防垢相结合,采用pH调节—化学氧化—絮凝沉降—过滤的注水工艺,筛选出水处理药剂配方,处理后水与地层水的配伍性,实验表明：在pH=7.5,H202用量为20-30mg／L,CPAM(1200万)用量为2.0-2.5mg／L、PAC用量范围为80-100mg／L；采用交替加入杀菌剂HDS-08和AD5-168,加量分别为100 mg／L、加入AD43-3-b阻垢剂100mg／L、加入KS-1缓蚀剂30mg／L,可使处理后污水的悬浮物、含油量、总铁含量、细菌含量、腐蚀速率分别降至0.9-1.9mg/L (≤5.0mg/L)、2.0-4.3mg/L (≤10mg/L)、0.09-0.31mg/L (≤0.5mg/L)、0个/ml (SRB≤10个/ml、TGB≤100个/ml)、0.0156mm/a (≤0.076mm/a)。处理后水水质稳定,与地层水配伍性较好,对岩心渗透率伤害率低(≤20%),达到污水回注标准。同时对7#、8#联合站的污水进行絮凝处理,提出了相应的加药方案。6#联合站产生的含油污泥含水率含油量都较高,采用热解处理工艺对产生污泥进行处理,确定热解温度为600℃、升温速率为15℃/min,反应时间为120min的热解条件,并对处理后的热解油、热解气及热解产渣进行分析。其中热解油基本上以柴油和煤油为主,油中含有较多芳烃,热解气的主要成分为甲烷、氢气,甲烷含量约为40%,可以直接燃烧供热。热解残渣在酸性和中性浸出液中的重金属如镉、铅、镍等没有超出危险废物标准；热解残渣通过酸洗得到A1203可用以生产聚铝絮凝剂。
参考文献：
[1]. 油田注水水质检测技术的研究与实现[D]. 李鹏飞. 大庆石油学院. 2003
[2]. 散射和荧光法油田注水在线检测系统研究[D]. 许飞. 天津大学. 2015
[3]. 青阳岔油田污水处理技术研究[D]. 张永. 西安石油大学. 2015
[4]. 渤南低渗透油田含油污水生化处理技术研究[D]. 泮胜友. 中国海洋大学. 2009
[5]. D油田注入水腐蚀结垢机理及防腐措施研究[D]. 孟刚. 中国石油大学. 2011
[6]. 聚合物驱采油污水深度净化技术的研究[D]. 任广萌. 哈尔滨工业大学. 2006
[7]. 纯梁油区回注水沿程水质控制技术研究[D]. 李毅. 山东大学. 2016
[8]. 油田注水水质劣化因素与处理技术研究[D]. 朱丽娜. 东北石油大学. 2013
[9]. 吐哈油田污水处理技术评价与对策研究[D]. 王香东. 东北石油大学. 2011
[10]. 直罗采油厂采油污水回注处理技术研究[D]. 沈哲. 西安石油大学. 2010