长北气田污水回注井堵塞原因分析及处理方法研究

【摘要】：长北气田回注污水组成性质复杂,水中乳化油、有机物、悬浮物和泥沙、腐蚀结垢产物、细菌等污染物含量高且变化幅度大,导致污水回注过程中地层堵塞严重、回注井压力升高快、注入难度大等一系列问题,需要进行频繁酸化解堵作业。由于对污水回注井堵塞原因不清楚、酸化液体系和配方针对性不强等原因,导致随着盐酸酸化次数增加,酸化解堵效果越来越差、有效期越来越短,严重影响了污水回注进程。 本文在大量现场调研的基础上,通过各种分析评价方法和手段,首先详细分析研究了长北气田采气污水的组成性质特点,并对现场污水处理效果进行了评价；而后通过对回注污水和回注井沉积物组成性质特点分析,确定出了造成回注井堵塞的主要原因；并根居堵塞原因,通过各种酸化实验,确定出了适合长北气田回注污水组成性质特点的酸化解堵体系和配方；最后根据长北气田污水处理方法和工艺中存在的问题,提出污水处理系统改造方案,为降低或消除污水回注井堵塞奠定了基础。 研究结果表明：(1)长北气田含油含甲醇采气污水为弱酸性(pH平均值6.50),水中凝析油、悬浮物、有机物含量高且变化幅度大,污水腐蚀结垢比较严重,且凝析油是以稳定的乳化状态存在,导致污水预处理难度很大；(2)目前长北气田采用的污水处理工艺和方法无法适应含油污水水质特点,各装置作用效果不理想,处理后污水中乳化油(均值为1013.54mg/L)和悬浮物含量(均值为248mg/L)等居高不下,污水注入性差；(3)造成长北气田污水回注井堵塞的主要原因是乳化油、有机物(包括细菌)、悬浮物(主要组分为泥沙；(4)采用盐酸酸化只能解除腐蚀结垢(碳酸盐垢)产物造成的堵塞,无消除泥沙、乳化汕和仃机物造成的堵塞,所以采用盐酸解堵必然导致酸化效果差、解堵有效期短这一结果；(5)长北气田污水回注井应采用复合酸酸化体系进行酸化解堵,复合酸酸化液配方和酸化处理方法为：前置液：8%HCl；酸化液一：3%C1O2+1.5%CI+0.15%WD-8+0.5%CF-5B+0.1%BE-2+0.3%KS-1；峻化液二：10%HC1+4%HF+1.5%CI+0.15%WD-80.5%CF-5B+0.1%BE-2+0.3%KS-1；关井时间4小时；其中酸化液一主要用于解除乳化油和有机物(包括细菌)堵塞,酸化液二主要用于解除悬浮物、泥沙造成的堵塞；(6)在污水处理过程中,首先应采用大容量的污水罐进行水质、水量调节和均质处理,然后采用合适的药剂和处理工艺进行破乳、混凝沉降和过滤处理,最大限度地除去水中悬浮物、乳化油,降低腐蚀结,才能降低或消除污水回注井的堵塞问题。 【关键词】：长北气田 回注污水 堵塞原因 解堵方法 工艺改造
【学位授予单位】：西安石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2011
【分类号】：TE358
【目录】：

• 摘要3-5
• ABSTRACT5-10
• 第一章 绪论10-15
• 1.1 目的与意义10
• 1.2 国内外研究现状10-14
• 1.2.1 污水回注井堵塞机理10-12
• 1.2.2 污水回注井解堵方法12-14
• 1.3 研究内容、技术路线及创新点14-15
• 1.3.1 研究内容14
• 1.3.2 技术路线14
• 1.3.3 创新点14-15
• 第二章 长北气田含油污水组成性质分析及处理效果评价15-28
• 2.1 长北气田含油污水的来源15
• 2.2 长北气田含油污水组成性质分析15-16
• 2.2.1 实验方法15
• 2.2.2 实验结果与讨论15-16
• 2.3 长北气田含油污水处理工艺16-17
• 2.4 长北气田含油污水处理效果评价17-27
• 2.4.1 三相分离器作用效果分析评价17-19
• 2.4.2 甲醇缓冲罐作用效果分析评价19-20
• 2.4.3 沉降罐作用效果分析评价20-21
• 2.4.4 一级过滤器作用效果分析评价21-23
• 2.4.5 二级过滤器作用效果分析评价23-25
• 2.4.6 三级过滤器作用效果分析评价25-27
• 2.5 长北气田含油污水处理中存在的主要问题分析27
• 2.6 本章小结27-28
• 第三章 长北气田污水回注井堵塞原因分析28-50
• 3.1 长北气田回注污水来源28
• 3.2 长北气田污水回注方法28-29
• 3.2.1 气田水回注方法28-29
• 3.2.2 目前长北气田所用污水回注方法29
• 3.3 长北气田回注污水组成性质分析29-36
• 3.3.1 回注污水组分分析29-32
• 3.3.2 回注污水中细菌含量分析32-33
• 3.3.3 回注污水中悬浮固体颗粒组成性质分析33-36
• 3.4 长北气田回注污水可注入性研究36-38
• 3.4.1 实验方法36-37
• 3.4.2 实验结果与讨论37-38
• 3.5 长北气田回注井沉积物组成性质分析38-41
• 3.5.1 实验方法38-39
• 3.5.2 实验结果与讨论39-41
• 3.6 长北气田污水回注井堵塞原因分析41-49
• 3.6.1 无机垢造成的堵塞41-45
• 3.6.2 悬浮固体颗粒造成的堵塞45-46
• 3.6.3 乳化油造成的堵塞46-47
• 3.6.4 有机物造成的堵塞47
• 3.6.5 细菌造成的堵塞47-49
• 3.7 本章小结49-50
• 第四章 长北气田污水回注井解堵方法研究50-73
• 4.1 长北气田污水回注井存在问题分析50
• 4.2 盐酸酸化解堵效果分析50-56
• 4.2.1 盐酸酸化解堵机理50-51
• 4.2.2 盐酸与回注井沉积物溶蚀性实验51-53
• 4.2.3 盐酸与储层岩石溶蚀性实验53-56
• 4.3 土酸酸化解堵效果分析56-65
• 4.3.1 土酸酸化解堵机理56-57
• 4.3.2 土酸与回注井沉积物溶蚀性实验57-62
• 4.3.3 土酸与储层岩石溶蚀性实验62-65
• 4.4 二氧化氯解堵效果分析65-69
• 4.4.1 二氧化氯解堵机理65-66
• 4.4.2 二氧化氯与回注井沉积物溶解性实验66-68
• 4.4.3 二氧化氯杀菌实验68-69
• 4.5 复合酸化解堵体系研究69-72
• 4.5.1 前置液的确定69-70
• 4.5.2 主体酸的确定70
• 4.5.3 添加剂的确定70-71
• 4.5.4 关井时间的确定71
• 4.5.5 复合酸化解堵效果评价实验71-72
• 4.6 本章小结72-73
• 第五章 长北气田污水处理工艺改造方案设计73-77
• 5.1 污水处理工艺改造的总体思路73
• 5.2 长北气田污水处理工艺改造方案研究73-77
• 5.2.1 静置沉降时间对除油效果的影响73
• 5.2.2 现有流程改造方案73-77
• 第六章 结论与建议77-78
• 6.1 结论77
• 6.2 建议77-78
• 致谢78-79
• 参考文献79-82
• 攻读硕士学位期间发表的论文82-83
• 详细摘要83-99

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