孤岛油田采出液处理工艺的改进

随着油田的开发,采出液量增加且含水逐步升高,特别是采出液含聚后,油水处理难度增加,原来的处理工艺开始出现不适应状况:一、二次沉降罐效果变差,原料油含水逐步升高,站内循环处理量增大,整个脱水系统能耗明显上升;由于油水沉降效果变差,脱水系统分离出去的污水含油高,加重了污水处理站的处理负荷;经污水站处理后的污水含油量、悬浮物含量、细菌含量高。为此,推广应用了预分水工艺,该工艺降低了后段的处理负荷,提高了污水站的来水水质;通过四段沉降及大罐抽底水流程改造,保证了外输原油含水指标的稳定;通过污水处理工艺不断改进及药剂筛选优化,较大幅度提升了综合水质达标率。     

高温稠油污水处理实验与应用

新疆油田公司百口泉采油厂稠油污水处理站处理的采出含油污水,具有含油量高、乳化程度高、悬浮物含量高、温度高等特点,提高了稠油污水处理难度。研制开发了净水剂WT-01,利用含油污水处理的除油、除悬浮物方法,筛选出了对路的混凝沉降药剂和其它水质指标控制药剂,使处理后污水水质达到油田注水水质标准回注地层。通过现场投产运行,与地层水配伍良好,对地层基本无伤害。     

延长油田污水处理工艺升级改造研究

通过对延长油田2014—2017年污水处理工艺调研发现,水质指标是影响油田高含水开发阶段污水处理工艺的关键因素。经污水处理站处理后的水质中悬浮物含量、腐蚀速率、SRB菌含量、铁细菌及硫化氢含量均超出B2水质指标,若油田将此类未达标水回注,一方面引起油田注入与油藏开发效果不佳,徒增开发成本;另一方面还将引发注水站及注水管网与管柱的腐蚀,油田生产安全隐患系数增加。在室内分析此污水处理站进站水质特点,筛选改性药剂和净化药剂,将污水处理工艺现状与现场测试数据相结合,比较不同方案的经济效益,制定了"两级除油+化学混凝+逆流沉降+多层滤料过滤处理流程"的污水处理工艺升级改造方案。依托成熟和先进的新技术与新工艺,使得处理后污水水质符合SY/T 5329—2012规定的B2级水质指标,确保污水处理安全达标并满足原油生产的可持续性。     

某油田联合站污水处理工艺密闭改造

某油田联合站污水处理系统采用"大罐沉降+悬浮污泥过滤"工艺,过滤后污水悬浮物指标基本达到了该注水区块要求,但是滤后合格的污水在出站前悬浮物含量却增加到10 mg/L,远超出注水水质要求。通过现场取样分析,判断污水处理系统暴氧是导致水质超标的主要原因。经过对污水处理系统进行氮气密闭改造,避免了污水暴氧,下半年悬浮物指标基本达标,合格率达到95.62%,最终使得出站水质悬浮物含量小于5 m g/L。介绍了联合站污水处理存在的问题、污水处理问题产生的原因、工艺流程的密闭改造、密闭改造的效果等内容。     

综合物理除油加磁过滤技术处理含油污水

鉴于目前污水处理工艺冗长、复杂,处理后的污水水质难以达到注入水质指标的情况,开展了综合物理除油加磁过滤技术污水处理现场试验,取得了较好的效果。综合物理除油加磁过滤技术对于含聚污水的除油及除悬浮物效果比较理想,在含聚浓度较低时,含聚污水可以达到"5.5.2"水质指标;磁过滤加砂滤工艺处理普通污水,悬浮物粒径中值偏大,总体出水未稳定达到"5.1.1"水质指标。     

轮南油田污水处理系统问题分析及对策

为降低轮一联污水处理水质悬浮物含量,对污水处理设备、沉降段、过滤段工艺的出水水质、处理状况进行了分析,找出存在的问题及解决对策,制定了可行的技术路线。通过增加连通改变工艺流程,采用自然沉降、混凝沉降、核桃壳、两级双层滤料过滤技术,同时优化药剂配方和调整工艺处理条件,将反冲洗剂更换为更高效的油乳化剂,滤罐反冲洗效果明显,使处理后的水质悬浮物指标有了很大改善,提高了水处理系统的稳定性,降低了处理费用,满足了油田开发需要。     

商河油田采油污水的处理

商河油田污水现行处理工艺为静止沉降除油-砂滤罐过滤,由于悬浮物颗粒较小,难以沉降,细小的颗粒与污水形成O/W型的稳定乳液体系,处理后的水质难以达到注水标准。为此探讨了商河油田的污水处理工艺,并对处理后的水质进行了评价分析。     

新疆克拉玛依油田百重7井区稠油污水处理工艺技术

针对百重7井区稠油污水处理站处理的采出污水具有含油量高、乳化程度高、悬浮物含量高、温度高、污水处理难度大等特点,从工艺流程的选择入手,结合污水水质特点及配套药剂的应用,通过室内实验对适合百重7井区稠油污水的处理工艺流程进行了筛选,最终确定水处理设计工艺为重力除油-混凝沉降-过滤三段式工艺流程。在工艺设计过程中,采用了水位调节器调节出水、微涡旋混合反应、小间距斜板分离、等摩阻穿空管等新工艺。完善了混凝沉降罐的工艺设计,有效地提高了含油污水的净化效率,研发出了国内先进的"稠油污水微涡旋处理技术",使处理后的净化水达到了注水及回用注汽锅炉水质标准。     

王圈联合站污水处理工艺优化研究

通过对王圈联合站污水处理流程中各构筑物进出水中水质指标的分析测定,评价了污水处理工艺流程的运行稳定性,并通过计算,得出了污水处理优化工艺。结果表明:各构筑物的含油量、悬浮物含量均超过15.0、80 mg/L以上,系统腐蚀速率在0.1 mm/a以上;注水井口粒径中值超过10μm。来水通过pH调节、除硫、絮凝剂后进入反应罐,出水经过絮凝沉降、石英砂和改性纤维球过滤器过滤后,可达到污水回注标准。     

特低渗透油田含油污水处理技术

为研究朝一联含油污水的沉降特性,以进一步确定气浮装置前沉降缓冲规模,对朝一联总来水进行室内沉降模拟试验,并在试验的基础上确定了特低渗透油田含油污水处理工艺。试验结果表明,朝一联含油污水沉降分离的最佳沉降时间为4h,除油率可达到71·8%,固体去除率可达到24·3%。该处理工艺出水水质稳定,达到了特低渗透油田注入水要求标准,并且运行成本较低,在技术、经济上均适合油田含油污水处理。     

脂肽复配三元复合驱采出污水水质劣化原因分析

脂肽复配弱碱三元复合驱体系进入现场应用后,采出污水聚合物浓度879 mg/L,石油磺酸盐表面活性剂浓度61.07 mg/L,脂肽表面活性剂浓度高达232 mg/L,且含量随时间逐渐增长,含油浓度高达1957 mg/L,悬浮物浓度高达556 mg/L,SRB细菌浓度2×10^(7)个/mL,FB细菌浓度1.1×10^(3)个/mL,TGB细菌浓度2×10^(5)个/mL。针对现场采出污水出现悬浮物大量增加和污水发黑,且污水处理工艺中沉降段和过滤段悬浮物祛除能力急剧下降的问题,开展污水水质实验,基于脂肽表活剂的乳化特性和生物特性分别筛选有效破乳剂与杀菌剂在现场投加,实现对SRB、FB和TGB含量的控制,并优化过滤罐反冲洗工艺参数,防止由于悬浮物含量高导致滤料过滤效果不好的问题,确保污水的处理稳定达标。所得结果可以指导后续污水处理工艺的改进,对脂肽体系推广也有一定借鉴意义。     

辛二污水站水质腐蚀结垢对策

辛二污污水沿程水质不达标的原因总结有以下几点：矿化度、Cl-含量高,采出液电导率大,加速电荷转移,造成腐蚀加快;水中游离的CO2含量高且pH值偏低,在酸性溶液中由于H＋成为阴极去极化剂,也加速了腐蚀;Fe2+含量高,局部氧化变成Fe3+,产生絮凝作用,悬浮物含量增加。采用“自然除油+电化学预氧化+混凝沉降＋两级过滤”工艺,污水在一次除油罐除油后经过电化学预氧化装置可以实现水质稳定,杀灭细菌,降低污水腐蚀倾向,再经过混凝沉降罐进一步去除含油及悬浮物,经过两级过滤器过滤后污水水质可以达到B2级标准。该工艺技术可使辛二污水水质全面提高,满足东辛东油田一体化治理注水水质要求,可以解决污水水质不稳定及腐蚀结垢问题,保证生产正常运行。     

聚驱油田产出聚合物对注入水水质的影响实验研究

采用常规水质分析方法测定了产出聚合物对注入水主要水质指标产生的影响,结合原子力显微镜、环境扫描电镜等微观分析手段,直观地展示了滤膜悬浮物的形貌特征。研究表明：产出聚合物以絮凝或包裹水中细粒的悬浮物形成絮团的形式使注入水悬浮物含量显著增加,含聚污水乳化层的存在导致含油率测定值偏低,同时产出聚合物还导致注入水结垢速率与腐蚀率增加,且产出聚合物浓度越高,注入水水质变化趋势越明显。     

胜利油田污水处理工艺改造的技术经济性分析

对胜利油田2001-2003年污水处理工艺改造进行了深入调查,认为在油田高含水开发阶段污水处理工艺存在着水质指标经济适用性不尽合理、工艺流程过长、运行成本偏高等问题。提出应从注入水水质指标的经济性出发,针对不同的水质采用不同处理工艺进行改造。对重力沉降工艺流程可以将目前两级沉降改为一级沉降,处理后水质更好,并可节省投资10%～20%。同时指出应加大气浮选设备制造和浮选药剂筛选方面的研究工作。     

胜利油田气浮磁分离污水处理技术现场试验

在胜利油田坨一污水站进行气浮磁分离污水处理技术现场试验,结果表明:OPS+Co Mag系统对污油和悬浮物含量不同的污水处理效果均比较理想,OPS装置和Co Mag装置出水的含油量、悬浮物、粒径中值等主要水质指标优于设计指标;OPS技术对于污油和悬浮物含量高的污水具有较高的去除效率,适合作为沉降罐的下一道处理工序,处理含油率高(波动值较大)的污水;Co Mag技术作为气浮处理以后的二级处理工艺,对污油和悬浮物含量低的污水具有很高的去除效率,但其可处理浓度范围较小。     

大庆油田含油污水水质控制方法

大庆油田采油八厂现有水质处理站 2 4座 ,其中 ,污水处理站 4座 (其余 2 0座为清水处理站 ) ,建设规模为 0 5 8× 10 4m3 /d ,运行负荷为 0 5 1× 10 4m3 /d ,水质处理采用两级沉降、两级过滤工艺。2 0 0 0年以来 ,全厂污水水质不合格主要表现为悬浮物和腐生菌、铁细菌超标 ,     

石南21井区含油污水处理技术的优化

石南21井区试运行后期污水含油分散程度高,污泥沉降慢,水质净化困难,为此对原污水处理药剂配方进行调整,从而达到强化絮凝反应及提高净水的效果。采用改进后的重核催化—强化絮凝净水技术处理含油污水,其剩余浊度明显降低。从石南21井区注水水质及标准可看出,污水处理系统改进后出站污水悬浮物监测均值为2.4 mg/L,石油类、溶解氧含量很小,硫酸盐还原菌含量为25个/mL,硫化物均值为0.8 mg/L,腐生菌含量小于110个/mL,总铁均值为0.3 mg/L,水质达到注水指标要求。     

钟市、广华、高场油田注入水水质的现状分析及优化设想

本文对目前钟市、广华、高场三个油田的注入水水质及污水处理的现状和存在的一些问题进行了分析。本着不耗费大量资金的原则。充分利用现有的条件，对这三个油田污水站的管理、污水处理工艺流程及化学药剂的投加等方面提出了一些改进设想。以期通过最少的资金投入，使注入水水质达到要求。     

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。     

优化注水系统 改善注水水质

针对塔里木油田某注水井注入水中悬浮物及油含量不达标的问题,分析了现场工况及注入水水质不达标的原因,据此对生产工艺进行了改进,对设备及生产制度进行了优化。工艺优化后的水质分析结果表明,注水泵进出口水中悬浮物含量及含油量大幅度下降,达到了该区块注入水悬浮物含量小于3 mg/L,含油量小于8 mg/L的要求。