紫外分光光度法测定污水中洞含量的研究

为监测石油化工企业排放的污水中的含油量。本工作采用紫外分光光度法，依据朗伯－比耳定律，选择了用被测样品的石油醚萃取物做“标准油”、选用合适的入射光波长，用最小二乘法对数据进行线性回归，绘制了工作曲线，并与红外法进行了对比，该方法简单可行，能为监测污水中的含油量提供准确数据。     

OCMA—220在炼油污水含油量监测中的应用

用ＯＣＭＡ－２２０监测炼油污水含油量，在样品采集，萃取方式，溶剂应用等方面进行试验分析，找出了监测结果可比性差和误差过大等问题的原因，并采取了相应的改进措施。     

提高污水含油量检测的准确性

油田注入水主要是经过污水处理站处理后的采出水,监控注入水水质是否合格的主要方法就是化验检测。因此,提高水质检测数据的准确性,不断改进水质检测方法是保障注水质量的重要手段。本文对污水含油量的检测过程进行分析,确定了影响数据准确性的各种因素,并指出了提高污水含油量检测数据准确性的改进要点。     

油田污水中硫酸盐还原菌的变化规律及其控制技术

硫酸盐还原菌引起的油田注水水质沿程恶化和聚合物溶液粘度下降已成为近年来影响油田开发的重要问 题。油井产出液、污水站来水、注水站出水及注水井井口的水样分析结果表明,硫酸盐还原菌主要是在地面流程中 增生,同一区块污水中硫酸盐还原菌的浓度基本稳定,随时间变化幅度不大,依靠杀菌剂控制硫酸盐还原菌的方法 只能起到暂时缓解的作用。对胜利油区44个污水站污水的含油量、悬浮物含量和硫酸盐还原菌浓度等指标进行系 统检测,并将检测数据进行相关性分析,结果表明,硫酸盐还原菌的浓度与污水中的含油量和悬浮物含量成正相 关,所以要控制硫酸盐还原菌的浓度,需要首先降低污水的含油量和悬浮物含量。据此,提出了开放回注污水的处 理系统、尽可能应用空气气浮工艺的技术思路,从降低污水的含油量和悬浮物含量来控制硫酸盐还原菌的危害,以 减少杀菌剂的使用。     

大港油田南部油区生活污水回注的可行性

大港油田南部油区生活污水水质分析表明,生活污水与生产用清水的差别在于CODcr、悬浮固体含量和含油量较高,CODcr平均含量为353.8 mg/L,悬浮固体含量平均为57.6mg/L,含油量平均为8.8 mg/L。根据南部油区生活污水的实际产量和水质状况,研究制定了南部生活污水回用的处理技术方案,即加入80～100 mg/L的絮凝剂PAC与1 mg/L的助凝剂PAM进行絮凝处理,通过沉降处理后可使污水中的悬浮固体含量小于10 mg/L,达到回注水C3级的要求,其直接处理成本约为0.73元/m3。将处理后的南部生活污水以混注的形式全部用于油田生产,每年节约费用约203.7万元。     

叶轮浮选法处理含油污水小型试验

在对叶轮浮选法处理含油污水技术进行理论分析的基础上，进行了叶轮转速，浮选剂投加量、污水在浮选池中的停留时间对浮选处理效果影响的试验研究。试验结果表明，采用叶轮浮选法处理含油污水是可行的，在叶轮转速为７００ｒ／ｍｉｎ，ＵＰ２０型浮选剂的投加量为２０－２５ｍｇ／Ｌ、污水在浮选中的停留时间为５－８ｍｉｎ、进水含油量约为１０００ｍｇ／Ｌ、悬浮固体含量为１５－４０ｍｇ／Ｌ时，除油率可达到８６％以上，悬浮固体     

界位仪在气田含油污水管理中的应用

含油污水界位监测一直是气田生产污水管理中的一个难题,为了更好的对含油污水中的油、水总量进行在线监控,引进了界位仪对集气站污水液位进行测量,降低了现场员工劳动强度,同时将数据进行远程传输,实现了作业区和厂调度中心对含油污水数据的实时监控。     

电脱盐装置污水含油量超标原因分析及解决措施

由于大检修后开工原油性质变化较大,致使洛阳石化公司的电脱盐装置污水含油量超标。通过对影响电脱盐效率因素的分析,并对主要的影响参数进行了调整,使装置的污水含油量达标,减小了对周边环境的污染。     

油田回注污水三项水质指标检测方法研究

胜利油田按照行业标准SY／T5329-1994检测油田回注污水特别是精细过滤水水质时，发现某些指标测定值误差较大或不能反映水质好坏。悬浮固体含量测定误差来源于水质的不稳定性，通过避氧取样、水样密闭及添加稳定剂可得到准确的测定结果。含油量测定中，汽油萃取法只适用于含油量大于10mg／L的污水，精细过滤水含油量低，建议用石油醚萃取，在波长225nm处测紫外光的透光度，求得含油量。粒径中值反映水质好坏有局限性，建议增加水样中固体颗粒总数和颗粒直径数量分布两项指标，并根据注水地层物性参数判定水质是否合格。图2表3。     

聚合物对含油污水中含油量测定的影响

聚合物的存在对含油污水中含油量测定结果会产生影响,主要原因是由于聚合物的活化作用,使得含油污水用汽油萃取时油水界面存在乳化层,乳化层中的油不能完全转移到汽油中,致使测定结果偏低.利用加温和加破乳剂技术,可以解决油水界面乳化层的问题.在温度40 ℃,SP-169破乳剂加入量100 mg/L,放置4 h以上的条件下,聚驱含油污水含油量测定相对偏差小于15%.     

聚合物驱采出污水深度处理的实验研究

以大庆某采出液处理站含聚污水为研究对象,应用UV/H2O2/O3组合对二次除油、过滤后的污水进行了处理实验,实验分析了H2O2、O3投加量、紫外灯强度、初始pH值以及处理时间对HPAM去除率影响,确定了合理的组合参数量;结合初始污水中含油量变化对聚合物和污油去除率的影响进行了实验,确定了初始污水含油量范围。并对处理前后污水对岩心渗透率伤害程度进行实验,结果表明,应用高级氧化处理技术处理后的含聚污水水质可以满足污水回注油层要求,在现场比较经济可行。     

含聚污水测定技术探讨

聚合物对含油污水含油量测定影响的主要原因是由于聚合物的活化作用 ,使得含油污水用汽油萃取时油水界面存在乳化层 ,造成乳化层中的油不能完全转移到汽油中 ,致使测定结果偏低。利用加温和加破乳剂的技术 ,解决了油水界面乳化层的问题。在温度4 0℃ ,SP - 16 9破乳剂加入量 10 0mg/L ,放置4h以上的条件下 ,含油量测定相对偏差小于15 % ,与水驱要求相同。     

影响稠油污水处理效果的因素与对策研究

以辽河油田欢四联污水站稠油污水为对象，通过现场考察污水处理工艺流程，实时监测污水处理前后的水质数据，以及分析污水中有机物种类与含量，研究了影响稠油污水处理的主要因素。提出适合辽河油田稠油污水处理的基本思路，并进行了室内与现场实验评价。     

三元复合驱采出污水油水分离影响因素分析

三元复合驱采出污水中含有聚合物、表面活性剂和碱等驱油剂组分,使得水质变得极为复杂,油水稳定性明显增加,处理难度加大。探讨了聚合物、表面活性剂、碱等驱油剂组分对采出污水油水稳定性的影响,对驱油剂组分增强采出污水稳定性的作用机理进行了分析。结果表明:聚合物浓度增加,使得油珠Zeta电负性增加,采出污水黏度增加,油水分离的速度变缓,沉降时间增加;表面活性剂在低浓度时能降低表面张力,其与聚合物的协同作用能大幅度提高污水含油量;碱与原油中的石油酸反应能生成表面活性物质,使得油水界面张力降低,污水稳定性增加,污水中含油量增加。     

海上平台快速除油剂的制备与应用

针对赵东平台采油污水量大、污水含油量高、平台处理时间短等问题,以二乙烯三胺和丙烯酸甲酯为原料制得3代聚酰胺-胺超支化聚合物,再与二甲胺和环氧氯丙烷反应制得枝状聚酰胺-胺类聚阳离子类除油剂KYOR,研究了KYOR支化度对除油率的影响,考察了KYOR与现场用破乳剂DGF-18B的配伍性,并在赵东平台以连续注入方式进行了现场应用。结果表明,在超支化聚胺类的球形结构中,用季铵盐进行封端及改性可提高其亲水性和分子量;KYOR系列产品中,支化度最高的3.0代聚酰胺-胺制备的KYOR-3的除油效果最好,30 mg/L的KYOR-3可使污水含油量由202.8 mg/L降至17.8 mg/L,20 min除油率为91.22%。KYOR-3与赵东平台现场用破乳剂DGF-18B的配伍性良好,对原油脱水无影响。KYOR-3现场处理赵东平台注入水后,含油量、悬浮固体含量和粒径中值均明显降低,达到赵东平台回注污水水质指标要求。     

油田污水水质含油控制指标监测方法研究

注水是油田开发中重要的稳油增产措施之一,而油田污水经处理后回注地层,不仅节省了清水资源,还合理利用了石油开采过程中产生的废水。为了油田的可持续开发,污水回注的质量显的尤为重要,在污水处理工艺中,必须要准确掌握处理水的各项指标,尤其对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制,防止其对地层产生伤害。本文通过对分光光度法测定污水含油量的影响因素进行分析,提高了污水含油量测定的准确度,为现场推广应用奠定了基础。     

低温含油污水净水剂XL-01研制

针对吉林油田低温(≤25℃)含油污水研制了低温净水剂XL-01。使多元脂肪醇与环氧氯丙烷在催化剂存在下生成氯代聚醚,再与二甲胺反应生成含季铵盐侧基的阳离子聚醚,即净水剂XL-01。讨论了合成反应,用红外光谱确证了合成产物结构。实验污水样取自吉林采油三厂,矿化度3106 mg/L,悬浮物105.2 mg/L,含油942.2 mg/L;含油量用石油醚萃取液吸光度法(430 nm)测定。在25℃下含油量与XL-01用量关系曲线通过最低点,最低值范围宽,最佳加量为60 mg/L;沉降时间2 h时的含油量已能满足气浮处理要求;在20~30℃之间水温降低则XL-01除油效果变差。在温度25℃、沉降2 h、加药量60 mg/L条件下,与多种常用原油破乳剂、絮凝剂、净水剂相比,XL-01处理后污水含油量最低(82.65 mg/L)。图4表2参8。     

多台洗井装置联排冲洗注水干线

在油田生产中,干线冲洗质量直接影响到注水管网末端水质的指标。大庆油田采油一厂在符合冲洗排量要求的前提下,采用多台洗井装置联排工艺对注水干线进行冲洗,从冲洗后的水质化验数据可以看出,污水含油量和污水悬浮物含量均得到明显改善。冲洗前管线悬浮物含量平均为44.5 mg/L,冲洗后污水悬浮物含量为38.2 mg/L,冲洗出的沉积悬浮物约为7.11 kg。     

塔中四联合站含油污水处理自控系统

塔中四联合站含油污水处理系统经水力旋流器除油和高效深床过滤器过滤后，降低了水中含油量和悬浮物含量，处理后的含油污水符合油田注水水质和排放水质的标准。该污水处理装置的除油、过滤、反冲洗作业，全部由自身的PLC控制系统自动监测和控制，并且通过通讯口将所有数据上传控制中心DCS系统，做到现场无人值守。该处理系统采用的是新工艺、新技术，占地面积小，与传统的沉降工艺相比，可减少占地面积和建筑面积20％以上。     

对原油脱水中几个工艺问题的探讨

针对原油电化学两段脱水处理工艺中存在的问题，指出化学脱水段大罐的沉降时间，一般在40min左右为宜。当原油含水率在50％～70％范围内时，因其粘度有一很高的峰值，应尽可能避免管输这一含水率范围内的原油，若无法避免时，可在管道的始端向原油中加化学破乳剂，破乳降粘；当原油含水大于70％时，其粘度很低，不需加热就能输送。采用加热方式时，可在沉降罐上部油层中设置加热盘管加热原油。控制回掺水中的含油量，回掺的应该是污水，而不应是污油，生产中应精心控制好油水界面，以减少污水中的含油量。