一种油田采出水处理系统的评价方法技术方案

本发明专利技术涉及油田采出水处理技术中一种油田采出水处理系统的评价方法，通过现场定期抽取采出水处理系统各单元的水样，进行透光率和电位值的检测，设计评价模型和评价方法，实现对采出水处理系统各处理单元和处理系统整体处理效率和稳定性的评价，解决采出水处理过程中，脱稳处理等化学药剂，难以快捷量化现场评价的难题

【技术实现步骤摘要】
一种油田采出水处理系统的评价方法


[0001]本专利技术涉及油田采出水处理过程中一种适合于在采出水处理现场对各处理单元进行快速取样检测评价的油田采出水处理系统的评价方法
。

技术介绍

[0002]油田投入开发后，随着开采时间的增加，油层本身能量将不断地被消耗，开采的油层压力持续下降，油井产量大幅下降，造成剩余油无法开采出来
。
为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，并获得较高的采收率，必须对地下储层采取增加地层压力方式的开发
。
油田注水目前仍然是油田开发过程中，向地层补充能量
、
提高油田采收率的最重要手段之一
。
注水的对象是由不同渗透率的致密岩石组成的油层，因此要求注水水质达到一定的指标要求，注入水水质的好坏是决定油田注水开发效果好坏的重要因素，同时也决定着油田整体开发寿命的长短
。
[0003]水质好坏的评价标准，通常由相应开发层系的储层类别与渗透率物性决定，行业上常常采用相应的行业技术标准中的测试方法来测试分析；用行业标准中的推荐指标来评价水质，比如适用于碎屑岩油藏的
《
碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法
》SY/T5329
‑
2012
，该标准水质主要控制指标包括悬浮固体
、
颗粒直径中值
、
含油量
、SRB、TGB、IB
等7个检测项目，辅助性控制指标包括溶解氧
、
硫化氢
、
侵蚀性二氧化碳
、
铁
、pH
值等5个检测项目
。
注水水质的基本要求一般是水质稳定与油层水相混合不产生明显沉淀，同时水中不得携带大量的悬浮物，防止出现对地层的堵塞，造成水井注不进水或注水井的注水压力持续上升的恶果
。
从油田采出水处理处理的核心要求看，水质
12
项指标中，最重要
、
最核心的指标为悬浮物固体含量，其变化因素与其余
11
项控制指标均高度关联，同时在上游行业采出水处理的生产管理中，达标率最低
、
控制难度最大的单项指标也为悬浮物固体含量，但在实际生产中，尚缺乏适于现场使用与悬浮物固体含量对应的针对性评价装置与可重复性较高的量化评价分析方法
。
[0004]现有技术中，油田采出水处理过程中的水质评价与管理，目前主要依托于以下两项工作
。
[0005]一是采出水处理系统的水质监测分析与管理
。
即通过部分数据现场检测
、
部分数据现场取样后的室内检测，得到
12
个项目的水质检测数据，并基于此，对地面采出水处理系统各单元的运行状况，做出客观的评估
。
具体来说，目前油田行业普遍采用的方式为，依托油田内部的专业检测单位，开展每季度一次的水质监测，来评估采出水处理各单元与整体系统的运行状况，一般在现场取样测试后的1‑2月内，根据检测数据，对本季度水质监测各站点的实际运行情况，进行整体系统运行状况评估与水质达标率分析，编制水质监测公报，并提出措施建议，经上级部门审核后下，水质监测公报在水质监测后1‑2月后，下发至采油厂管理部门
、
采油厂技术管理部门，由后者根据公报的水质情况和措施建议，对采出水处理系统做出生产参数调整或问题整改
。
这一监测评估和管理方式，存在以下三个问题，
①
测试周期过长，测试数据难以快速应用，现场问题难以快速反馈并整改，水质监测包括
12
项指
标，一个站点的各监测点位，从开始检测到拿到测试结果，一般需耗时7‑
15
天
(SRB
培养周期一般为7‑
15
天
)
，同一站点再次测试一般间隔
90
天；
②
测试成本较高，部分测试项目周期长
、
费用高，比如三项细菌监测中二次稀释法或三次稀释法，需要大量消耗测试瓶，成本费用逐年上升，且测试周期均需要7天；
③
按照
SY/T5329
对标采样测试过程中，会产生大量的含油危险废弃物及固体废弃物，即影响环境安全，又增加企业生产成本
。
[0006]二是日常的采出水处理药剂的投加管理
。
由于油田采出水处理过程中普遍存在的腐蚀
、
结垢等问题及处理过程中降低或有效控制
12
项水质指标的目的，需要在油田采出水处理过程中，不同位置投加及动态调整不同类别的化学药剂，因此日常采出水处理药剂的保质保量的有效投加是现场采出水处理工作的另一项重要的工作内容
。
由于油田生产过程中采出水层系变化或不同采出水的混合变化的现状，使得油田采出水处理化学药剂需要周期性评估，并监控药剂处理采出水效果的好坏，这与采出水处理水质达标率的高低高度相关
。
目前，采出水处理用化学药剂的评价，我们常常利用模拟装置现场采集水样，室内评价的方式，进行周期性评估
。
[0007]油田采出水处理系统，一般有以下特点，一是处理站点多面广较为分散，站点之间常常相距百多公里，高昂的采出水运输成本与实际注水增压的现实需求，使得油田行业一般采用采出液就近处理就地回注的工艺方式；二是采出水处理量差异较大，每天的采出水处理量从数十方到数万方
(
站点进水量波动超过
30
％
)
；三是采出水处理站点进液水量水质变化大
(
单项测试参数变化超过
50
％
)。
总体看，对于油田采出水处理系统运行状况，整体及单元的动态评价领域，目前仍然缺乏简单
、
有效的
、
低成本的现场快速评价装置与方法
。
[0008]通过文献检索及专利查询，对于油田采出水处理过程中的水质评价与管理中遇到的，采出水处理系统与单元运行状况
、
采出水处理系统中，沉降单元用的化学药剂的效果，缺乏有效评估方法手段的问题，行业内外的主要的解决方式，主要有以下几个方面：
[0009]对于基于水质评价基础上的现场生产管理
，国内外油田采出水大多数站点的运行模式，仍然主要是依靠周期性的按照行业标准开展的水质检测评价，来实现油田采出水处理系统的生产维护管理；存在测试及反馈周期过长
、
测试成本过高
、
现场调整响应滞后等问题，缺乏简便
、
快速
、
低成本的评价方法
。
查询相关资料，对于与油田采出水相类似的包括石化
、
炼化
、
化工等废水的处理
中，采出水水质评价分析的方法，有采用在线采出水监测评价警报的专利技术，尤其是本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.
一种油田采出水处理系统的评价方法，其特征在于，通过如下步骤定期提取水样检测评价：第1步，定期从油田采出水处理系统的进水口
、
每个单元的出水口处分别放水取样，封装在不同的玻璃取样桶内，并按单元标记取样；第2步 检测各水样的初始透光率
T
初1、T
初2…
T
初
i
水
,
各水样静置
30
‑
60
分钟后的透光率
T
末
1、
、T
末2…
T
末
i
，检测各水样的电位值
E
0 、E1…
E2第3步，根据第2步的检测的透光率和电位值计算采出水处理系统各单元的处理效率
X
i
和整体的处理效率
η
其中，单元处理效率为
X
i
，
X
i
=
单元净化率
D
i +
单元稳定率
K
i
+
单元辅助净化率
F
i
D
i
=
（
T
初
i
‑ꢀ
T
初
i
‑1）
*100/T T
初
i
‑1ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
式（1）
K
i
==
（
T
末
i
‑ꢀ
T
初
i
）
*100/ T
初
i
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
式（2）
F
i
= (E
i
‑1‑ꢀ
E
i
)*100/ E
i
‑1/50
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
式（3）
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
式（4）其中，式（4）中
50
为归一调节常数，其数据根据投加脱稳类等取得明显絮凝效果药剂的水样电位与原始水样电位的差值；
Q
i
为各单元对整体系统处理效率的贡献权重，油田目前的采出水处理流程分类，按沉降单元
、
过滤单元和注水单元分别取值为
30%、60%、10%
；第4步，计算脱稳药剂在现有沉降单元处理系统的处理效率
Y
i
，
Y
i
=(E
i
‑1‑ꢀ
E
i
)*100/ E<...

【专利技术属性】
技术研发人员：郭鹏，何超，缪建成，彭太祥，许志刚，周星光，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司，
类型：发明
国别省市：