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油田聚合物驱采油污水处理药剂及工艺研究近年来，随着全球对能源的需求不断增长，油田开采规模不断扩大，其伴生产水（产水）的污水问题也日益突出。
产水含有大量的悬浮物、溶解物和油脂，其中包含了大量的有害物质，对环境造成了严重污染。
因此，的重要性日益凸显。
油田聚合物驱采油污水处理药剂主要包括沉淀剂、絮凝剂和分散剂等。
其中，沉淀剂的作用是通过化学反应将悬浮物转化为沉淀物，如铁盐、铝盐等可作为沉淀剂。
絮凝剂可以增加颗粒之间的相互作用力，提高悬浮物的沉降速度，如有机高分子絮凝剂可有效地将微小悬浮颗粒聚集成较大的团簇，从而便于沉降分离。
分散剂则可以将悬浮物中的颗粒保持在分散状态，防止其沉降。
此外，还可以使用抗菌剂和消泡剂等辅助剂，以充分发挥处理药剂的效果。
在油田聚合物驱采油污水处理工艺研究中，常用的方法包括物理处理和化学处理两种。
物理处理主要包括平衡沉淀、混凝沉淀和过滤等。
平衡沉淀是通过调节污水中的pH值，使油脂和悬浮物发生相应的物化变化，从而实现沉淀分离的过程。
混凝沉淀则是加入絮凝剂或沉淀剂使悬浮物形成较大的结块，便于沉降或过滤分离。
化学处理则是利用化学反应的性质，通过添加适当的药剂，使污水中的有害物质发生沉淀或分解，达到净化处理的目的。
比如，可以使用氧化剂氯酸盐进行氧化分解，或使用还原剂亚硫酸盐进行还原分解。
在实际应用中，油田聚合物驱采油污水处理药剂及工艺的选择需要综合考虑多种因素。
首先，药剂的性能和适用范围是关键因素。
不同的油田产水污水中污染物的种类和浓度不同，要根据实际情况选择合适的药剂。
其次，处理工艺的成本和效果也需要考虑。
高效的处理工艺可以提高处理效果，但同时也可能增加成本。
因此，需要综合考虑经济性和环境友好性。
此外，还需要注意处理工艺的可行性和稳定性，以确保长期运行的效果稳定可靠。
总的来说，具有重要的现实意义和科学价值。
通过选择合适的处理药剂和工艺，可以有效地将污染物去除，实现油田产水的净化与回用。
聚合物驱采油废水深度处理工艺聚合物驱采油废水深度处理工艺是一种采油、生产和格外处理技术，在驱油过程中将废水深度处理，以释放更高的单位油藏驱替率并
实现更大的油藏采收量，同时获得较高的深度处理油水分离效率。
该
工艺需要增加聚合物添加，促进油滴微观结构变化，以提高油水分离
效率，并降低含油废水中留存的油品质。
首先，通过在室温条件下增
加油水混合和加热，使油驱出废水中；其次，用聚合物来形成网状复
合物，促进油液聚合及油水分离，并缩小油并改善油水分离；最后，
将生成的油和油溶液进行分离，以得到可再利用的油和水溶液。
聚合物驱采油废水深度处理工艺技术可以有效提高采收率和单位
油藏的采收量，进一步减少含油废水的排放量，利用可再利用的废水，为油田采收提供可持续的输水方案。
一、二元驱后续水驱存在的问题埕东油田西区位于埕东披覆背斜构造西部，东部与埕东东区以埕21断层为界，南以埕南大断裂为界与沾化凹陷毗邻，北邻埕北凹陷。
主要含油层系Ng331的油层发育好，储层有效厚度大，含油饱和度高，储层物性和含油性较好。
油层分布稳定，为大面积透镜体分布，厚度大，无边底水。
油层埋深1110-1135m，埋深浅，胶结疏松。
此外该区油稠，原油相对密度高，粘度高，生产易出砂。
该单元目前开发形势非常严峻，综合含水高达96.2%，经二元驱后开发形势有所改善，但后续水驱过程中也发现了一些问题。
1.1部分注聚井注入困难，欠注量高目前河口采油厂实施二元驱的水井有35口，日注2557 m3。
其中欠注井及注不进井就有11口，日欠注量超过500m3。
后续水驱井压力普遍高于注聚前的注入压力，平均注入压力升高2.5MPa，超过30%井注入压力升高3MPa，欠注井及注不进井油压更高，严重制约了后续水驱开发效果。
2.后续水驱单元油井措施效果差通过对比注聚前后油井的生产动态，发现后续水驱过程中存在两个问题。
一是油井提液难度加大，在注入聚合物之后，见聚浓度超过300mg/L的油井超过25%，除部分油井储层形成大孔道外，大部分井存在提液困难的问题，约80%的油井无法恢复注聚前的液量，超过1/3的油井达不到配产，生产情况有所下降。
二是防砂及解堵效果变差，这也主要是由见聚原因造成的。
河口采油厂聚合物堵塞情况严重，堵塞原因复杂，已经严重影响了油田的油井产量，给油田的正常生产带来了许多难题。
目前，有效解决聚合物堵塞，保障油井的顺利生产已经成为一项迫在眉睫的任务。
二、聚合物堵塞原因分析1.聚合物吸附滞留原油储层是多孔介质，成岩矿物组合具有多样性，孔隙结构复杂，内表面积很大。
聚合物溶液在储层岩石孔隙中流动时，极易发生吸附滞留。
研究表明，粘土矿物对聚合物的吸附起主导作用，聚合物在粘土矿物上的吸附量是在岩石骨架上的4-10倍。
而且在强水湿地层聚合物会出现最大吸附量。
探讨埕岛油田注水工艺与应用[摘要]埕岛油田已进入开发的中后期，为提高海上油气田的采收率，满足企业高速高效发展的需要，采油注水工艺必须解决好层间矛盾、层内矛盾及井筒自身矛盾，解决好油水分离、含油污水处理等问题，与油藏研究、钻完井设计、工程设计及油田生产等实现无缝衔接，注重新技术的研究。
本文针对制约埕岛增注与强注的难题开展研究，通过自营区与合作区系列的对比，得出影响自营区增注、强注难的根本原因在于高矿化度海水作为注入水水源的制约，提出相应的注水工艺技术应用。
[关键词]埕岛油田；浅海注水；分层注水；应用中图分类号：te32.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）14-0148-011 前言胜利埕岛油田地处渤海湾南部极浅海域，总探明地质储量5亿吨。
目前，该油田存在两种开发方式，一种是利用胜利油田自有的工艺技术；另一种是2000年，在埕岛油田西部区块，与美国noble能源公司合作，采用国外先进技术投入开发的edc合作区。
两种开发方式均取得了良好的效果，合作区采取强采、强注的快速提液技术，投产后，平均单井产能过百吨，采油速度1.6%。
埕岛油田成为了中国第一个200万吨级的极浅海大油田，但采油速度0.9%，较低的采油速度导致在平台有效期内地下还存在大量的剩余油未采出，造成了极大的油气资源浪费。
目前自营区地层能量下降较大，影响了油田快速提液。
为有效补充地层能量，本文开展合作区与自营区注水工艺技术的对比，为自营区的强注与有效注水寻找方法。
2 注水工艺与效果对比分析2.1 油藏地质特征与注水效果油藏地质调整对比可知，自营区与合作区主力油藏为馆陶组，二者具有相同的油藏地质调整。
自营区目前总井数377口，水井71口，日实际注水8341m，单井平均日注量117.5m3m/d，井口压力平均为6.71mpa，累计注采比0.4。
合作区位于埕岛油田的西部，中美合作开发的edc合作区块，从2003年投入开发，目前总井数24口，水井6口，日实际注水3735m3，单井平均日注量623m3/d，为自营区的5倍多，井口注入压力平均为11.7mpa，累计注采比0.99。
