莫北油田采出水回注处理技术研究

莫北油田采出水存在悬浮物、含油量、细菌、腐蚀率超标,且水质不稳定等问题。针对莫北油田采出水展开了净水药剂评价及配套反应参数优化,并针对细菌、结垢、防腐进行了控制技术研究。结果表明:确定催化剂浓度4mg/L,PAC-3投加浓度为100mg/L,PAM-1投加浓度为2mg/L。确定最佳反应水流速率为0.8-1m/s,最佳反应时间为催化剂60s、PAC45s、PAM40s。处理后污水静止10min,含油未检出、悬浮物降低至7mg/L。杀菌剂CIDE-4和CIDE-5浓度为50mg/L,处理后三种细菌指标均满足注水指标。阻垢剂SC-1浓度为20mg/L,阻垢率达到92.1%。缓蚀剂HID-1投加浓度为60mg/L,腐蚀率可降低至0.016mm/a。     

渭北油田采出水处理方法研究

渭北油田某联合站处理后采出水含油量和悬浮固体含量远远高于注水标准。对采出水进行水质分析和气浮药剂优化,结果表明:渭北油田某联合站采油污水可通过气浮处理来有效去除含油和悬浮固体,处理工艺为:气泡直径为5~15μm,无机浮选剂HFⅢ加量为60 mg/L,有机浮选剂HFIV加量为2 mg/L,停留时间为2 min以上,处理后采出水达到注水标准。     

基于混料试验设计的气田采出水预处理药剂配比优化

为探讨水处理药剂配比对气田采出水预处理效果的影响,首先分析不同季节采出水水质,再确定各种药剂的加量范围,采用混料设计中极端顶点设计,以pH、透光率和总铁含量为指标优化药剂配比,并验证优化后的配比。最后研究加药总量对采出水预处理效果的影响。结果表明,采出水具有高含油、高含铁、高含悬浮物和低pH的特征;通过混料试验确定双氧水、NaOH和PAC的最佳配比为0.405 5∶0.408 7∶0.185 8时能够达到很好的协同效果;药剂总加量≥350 mg/L时,预处理后采出水水质能够达到进塔要求。为节约成本,确定双氧水、NaOH、PAC和PAM的加量分别为142,143,65,2.0 mg/L。处理后采出水中悬浮物含量和总铁含量分别由原来的54 mg/L和1.32 mg/L降低到28 mg/L和0.48 mg/L。     

低渗透油田采出水处理系统的技术改造

针对某油田低渗透复杂断块油藏回注水水质要求,以及采出水处理后水质不稳定,悬浮物超标等问题,依据"水质改性-吸附絮凝"理论,提出在"p H调整-混凝-絮凝"药剂体系基础上复配离子调整剂及水质稳定剂,并对工艺进行优化。结果表明,采用质量浓度分别为45 mg/L的离子调整剂、50 mg/L的p H调整剂、120 mg/L的絮凝剂、140 mg/L的水质稳定剂、4.0 mg/L的助凝剂的配方,可使悬浮物及含油量稳定控制在规定范围之内,最大限度满足了该油田的注水水质要求。     

双河联合站污水处理系统技术改造研究

通过对工艺流程现状的调查分析,明确了双河联合站污水处理系统水质不达标、腐蚀结垢严重的原因。通过实验研究得出处理药剂方案:污水p H调节为7.5、除硫剂投加量为40 mg/L、PAC投加量为80 mg/L、有机絮凝剂投加量为1 mg/L、无机与有机絮凝剂加药间隔为30 s。联合站改造方案:重力除油、重力混凝沉降、三级过滤处理工艺。处理后水质悬浮物、含油质量浓度可达5.0 mg/L以下,满足回注水要求。     

古城油田稠油脱水破乳剂的优选

以古城油田稠油乳状液为研究对象,针对稠油脱水处理问题,通过稠油高效破乳剂的室内筛选试验研究,减少稠油药剂投加量及满足含水、水质要求。测定了7种破乳剂对含水20%稠油的脱水效果,破乳剂Z61和A-20的脱水效果均优于其他破乳剂。随后进行了低温稠油破乳剂试验,对破乳剂进行了精选,同时开展了投加温度对破乳效果影响的研究试验。通过试验和分析得出,Z61优于A-20药剂;结合单个站点的试验情况,建议净水药剂的投加浓度为50 mg/L,具体的增减视分离器出水和2 000 m~3污水缓冲罐进口水质而定。     

浅谈油田回注水

注水采油是国内外油气田普遍采用以提高采收率的主要措施。对油田进行注水,可弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力。油田注入水,除要求水量充足,经济合理外,还必须满足水质稳定、不携带大量悬浮物、对注水设施腐蚀性小、对油层无伤害等水质特点。油田现场水样水质分析表明,注入水水质呈弱碱性(pH值为7.5),具有高矿化度、总铁含量高、SS含量高的特点,利用油田现场的过滤介质,对处理后注入水进行了,水质检测结果表明,注入水SS为3mg/L,总铁为0.5mg/L,达到花土沟油田采出水回注水质标准要求。     

浅谈油田回注水

注水采油是国内外油气田普遍采用以提高采收率的主要措施。对油田进行注水,可弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力。油田注入水,除要求水量充足,经济合理外,还必须满足水质稳定、不携带大量悬浮物、对注水设施腐蚀性小、对油层无伤害等水质特点。油田现场水样水质分析表明,注入水水质呈弱碱性(pH值为7.5),具有高矿化度、总铁含量高、SS含量高的特点,利用油田现场的过滤介质,对处理后注入水进行了,水质检测结果表明,注入水SS为3mg/L,总铁为0.5mg/L,达到花土沟油田采出水回注水质标准要求。     

焦化厂循环水排污水预处理除硬效果分析

针对焦化厂循环水排污水高硬度、高碱度的特性,采用投加双碱"Na_2CO_3+NaOH"+PAM的方式对其进行预处理,并采用HCl中和至中性,当出水总硬(以CaCO_3计)80mg/L、总碱(以CaCO_3计)150mg/L、总铁0.4mg/L时,药剂费用为2.024元/t,低于"双碱"工艺所需药剂费,且出水水质满足后续超滤膜进水水质要求。     

海上某油田清水剂换型应用研究及评价

海上某采油中心平台污水系统所用清水剂BHQ-06不能很好解决污水中乳化油的问题,导致斜板、气浮处理效果不理想,使注水水质受到影响.由于油田生产场地空间受限,新的污水处理设备或旧设备的改造无法实现,因此只能通过高效清水剂的使用,来改善注水水质,降低注水的含油量.经过药剂换型方案研究及效果评价,筛选出的清水剂BHQ-325具有良好的清水效果.在现场对此药剂进行应用试验,通过对不同加药剂量下水处理系统运行效果的分析,得出BHQ-325加药浓度为30mg/L,注水含油稳定在6mg/L时,可满足工艺处理要求.     

含甲醇污水处理工艺运行问题分析及优化

针对延长油田勘探公司采气一厂甲醇污水处理站运行中精馏塔塔板结垢严重、处理后水水质不达标等问题,开展了污水水质分析、药剂评价和预处理工艺操作参数优化实验研究。结果表明:调节污水罐水pH为8.0,然后投加1 200 mg/L的氧化剂进行除铁反应,二者加药间隔时间大于60 s,氧化反应30 min;反应后水先后加入250 mg/L的混凝剂、2.5 mg/L的絮凝剂进行混凝沉降反应,二者加药间隔时间为30～60 s,混凝反应30 min,沉降30 min;过滤后水加入70 mg/L的阻垢剂,精馏塔能正常运行,塔板无明显结垢现象;处理后水水质稳定,可满足平均空气渗透率≤0.01μm~2地层的回注要求。     

超滤膜用于低渗透油田清水注水处理

针对吉林油田黑98站清水注水过程中所存在的SS严重超标、阻垢剂投加量过大等问题,采用了内压式中空纤维超滤工艺对低渗透油田清水注水进行处理.通过与精细过滤工艺的对比,介绍了内压式中空纤维超滤工艺的特点、运行情况.运行结果表明:在工艺进水SS均值为4.4 mg/L时,出水SS均值0.218 mg/L,满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T 5329-1994)中的A1级别;滤膜出水中阻垢剂最佳值为30 mg/L,每年节省药剂费24万元.     

海上X油田产出液破乳剂结构优化及破乳效果试验

化学驱技术已经在渤海三大油田44口井推广应用,增油效果显著。随着注聚的实施,产出液处理困难、处理流程短、油水处理效果难以达标等问题越发严重。针对海上油田含聚产出液破乳效果差的问题,优化设计了改性的高效破乳剂。室内瓶试试验结果表明,TM系列破乳剂的破乳脱水效果均好于平台在用破乳剂。研发的改性破乳剂加药浓度为300 mg/L时,处理后样品的油中含水5.4%,乳化层含水1.2%,破乳效果较好,水质呈清澈状。当药剂投加量为320 mg/L时,水质清晰且能显著改善SZ36-1WHPK平台采出液破乳脱水效果。加药梯度破乳效果评价试验表明,加药浓度增加到320 mg/L时,破乳效果优异,可达到与平台在用破乳剂相同的破乳效果,药剂用量减少了16%。     

某油田采出水回注处理工艺研究

针对驻国外某公司B油田采出水和回注水pH低,钙、镁、氯离子、溶解氧、原油、悬浮物含量较高,矿化度大,腐蚀性强,与地层水配伍性差等不足,开发了集成反应吸附絮凝技术和气液多相溶气泵气浮技术的反应吸附净水处理工艺,通过批实验,筛选出了适宜的清水剂、缓蚀阻垢剂和除氧剂及优化的操作条件:气体体积流量3 L/min,气泡孔径G6,气浮时间2 min,清水剂4^#剂量20 mg/L;阻垢剂5^#,加药量50 mg/L;除氧剂CYJ-2,加药20 mg/L。可有效保障B油田污水处理水质使之满足回注要求（CT PK1662-2007）,并可减缓管线、注水井及设备腐蚀。     

功能陶瓷膜在低渗油田精细注水中应用示范

为满足低渗油田回注水的水质要求,采用自行设计并建造的功能陶瓷膜含油污水处理装置对油田回注水进行处理,试验研究了进水中悬浮物浓度、悬浮物粒径中值及含油量对功能陶瓷膜处理装置运行效果的影响,当进水中悬浮物质量浓度低于120 mg/L、悬浮物粒径中值小于5μm以及油质量浓度小于80 mg/L时,功能陶瓷膜装置的出水水质达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中低渗油田回注水水质"5.1.1"标准,并且装置已连续运行超过6个月,出水水质保持稳定。     

精确除磷加药控制系统模型在宿迁市某污水厂的应用

污水处理厂仅生物除磷无法实现出水总磷达标排放，则需要辅助化学除磷。针对在化学除磷工艺中人工过量加药的问题，研究化学除磷优化控制策略，建立精确除磷加药控制系统。构建了精确除磷加药控制算法模型，通过序批式试验可知，通过投加聚合硫酸铁浓度为30～80 mg/L，化学除磷过程中TP(Total Phosphate)去除率可实现40%～80%，进水过量投加系数为3.98(gFe/gp)。使用精确除磷加药控制系统和人工加药同期数据对比，高密池出水OP(orthophosphate)值范围控制0.21～0.26 mg/L，出水水质TP值低于0.3 mg/L，满足出水水质TP指标。平均每月除磷药剂节省25.9 t，平均每月除磷剂成本降低28%，吨水除磷剂成本节省0.011元/t。本研究中污水处理厂化学除磷控制的优化方法，可为其他污水处理厂的改造提供参考依据。     

电混凝-电催化氧化耦合法处理油田采出水实验研究

为确定电混凝-电催化氧化耦合法对油田采出水的处理效果,以辽宁省某油田采出水为研究对象,启动耦合工艺对主要影响因素进行单变量实验确定优化工艺条件,并在优化条件下对实际污水进行处理。结果表明,处于优化工况的耦合工艺运行25 min时的出水COD和TSS、油的质量浓度分别为36.23 mg/L和4.06、4.89 mg/L,去除率分别为96.93%和95.96%、96.21%。电混凝-电催化氧化耦合法处理油田采出水时,COD、TSS、油的去除率分别增加约40%、30%、50%,出水水质均达到GB 31570-2015排放标准。在满足排放标准前提下,耦合法处理废水提高了处理效率,运行时间为25 min,同时药剂投加量可减少40%左右。     

三元复合驱采出水处理试验研究

针对三元复合驱采出水黏度大、污水中油珠粒径小、乳化程度高、难以分离的问题,研制了具有除油功能的除油剂D01001.通过室内试验研究了除油剂投加量、药剂强化反应的搅拌强度和搅拌时间,以及药剂反应后捕获时间对三元复合驱采出水除油效果的影响,并在此基础上开展了小型处理试验装置的现场试验研究,小型处理试验装置出水含油平均为29.27 mg/L,可以满足大庆油田过滤设备要求的进水含油量指标.     

膜技术在油田采出水处理中的应用研究

采用无机陶瓷膜处理设备处理宝浪油田采出水,研究结果表明:处理后的采出水完全能满足宝浪油田注水的水质要求。产出水中的悬浮物含量小于1mg/L。0.1μm膜处理后的采出水中悬浮物含量平均值为0.417mg/L,粒径中值小于1μm;0.2μm膜处理后的采出水中悬浮物含量平均值为0.57mg/L,粒径中值小于1.5μm;产出水中油含量低于检测限;膜清洗周期为85个小时;清洗方法简单;膜通量的恢复率为99.93%。     

高负硬度矿井水脱碱处理工艺研究

针对河南某矿井水处理站供水碱度过高,导致碱度严重超过回用水水质指标,采用药剂法和离子交换法去除碱度。试验结果表明:Ca(OH)_2-CaCl_2脱碱法中Ca(OH)2最佳投加量为350 mg/L,CaCl_2最佳投加量为400mg/L,去除率达86.1%,药剂成本为0.549元/m~3;NaOH-CaCl_2脱碱法中NaOH最佳投加量为350 mg/L,CaCl_2最佳投加量为850 mg/L,去除率达87.9%,药剂成本为1.555元/m3;氯型树脂脱碱法的出水脱碱率可达到99.9%,药剂成本为0.423元/m3。综合考虑出水水质和药剂成本等因素,可选用氯型树脂脱碱工艺处理矿井水。