油田综合废液处理技术及应用效果

某油田生产作业需配套建设20 m~3/h综合废液处理装置,其产生的油田综合废液含有大量的油、胍胶及多种添加剂,具有高黏度、高含油、高悬浮物的特点。针对上述废液水质特性,采用预氧化+高效气浮+磁分离+两级过滤的组合处理工艺。首先通过预氧化脱稳降黏,改变水质特性,然后经过高效气浮油水分离和磁分离除油降浊,最后通过两级过滤深度除油降浊,出水水质满足SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》中平均空气渗透率为0.05～0.5μm~2的渗透油层注水水质要求。该组合工艺具有占地面积小、抗冲击负荷能力强、处理效果稳定的特点,可为同类废液处理工程的设计和运行提供借鉴。     

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。     

高含铁污水处理技术在桑合油田的应用

针对桑合油田产出水高含铁、强腐蚀、细菌含量高的特点,采用氧化除铁和水质稳定技术,先氧化除铁杀菌、混凝沉降控制腐蚀,后过滤净化稳定水质,通过配套药剂研究及筛选,开展了低pH值下水质稳定试验.现场试验结果表明,处理后污水含铁低于0.2 mg/L,腐蚀速率低于0.041 mm/a,SRB低于25个/mL,水质达到B3级标准.     

一种降低污水腐蚀性的油田污水处理技术

胜利东辛油田广利污水站处理后回注油田污水腐蚀性很强。注水井管柱和地面管线腐蚀极为严重。多次检测结果表明腐蚀速率高达0．24～0．28mm／a。腐蚀是由氢的去极化反应和硫化物引起的。污水在沉降罐停留时间长达15h，但沉降后污水中悬浮固体、含油、总铁仍大大高于行业标准的要求。使用已申请专利的一种电化学处理设备，在不同运行参数下在现场对未加水处理剂的污水进行预氧化处理，然后在pH=7．0进行混凝沉降1h，在运行参数（氧化程度）适宜时，砂滤后水质（悬浮固体、含油、Fe^3＋、∑Fe和滤膜因数MF）完全达到要求。预氧化后的污水容易混凝沉降，所用混凝剂（HPAM、HPAM＋硫酸铁、HPAM＋硫酸铝）效果相仿。预氧化使污水腐蚀速率增大。提高混凝沉降pH值（6.5-8．0）使水质普遍变好，腐蚀速率下降，但污泥生成量增多，合理的pH值为7．0。这时腐蚀速率为0．052mm／a。预氧化/混凝处理后污水矿化组成变化很小，Ca^2＋、HCO3^-浓度和结垢趋势减小。表7参5。     

预氧化及配套技术提升污水处理水平

史南污水站处理后的污水存在悬浮物含量高、含油量不稳定、腐蚀速率高、沿程水质恶化严重等问题。经过预氧化及配套技术改造后,又进行部分设备的改造、更新了过滤器、配套完善了水处理药剂,使处理后的污水水质符合率大幅提高。史南污水站经过改造后,各项经济技术指标达到同类站库先进水平,显著提高了回注污水的水质,并减缓了水质沿程恶化的趋势,取得了明显的经济和社会效益。     

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。     

靖边油田十号联合站含油污水处理水质提标改造技术

靖边油田十号联合站改造前的水处理工艺流程为两级重力除油+喷射诱导气浮+核桃壳过滤+纤维球过滤,含油污水处理以后注入水的水质达不到延长油田注入水的水质标准,通过对处理工艺优化和设备选型,将工艺流程优化为两级重力除油+ADAF高效气浮装置+双滤料过滤器+多介质过滤器。改造后主要水质指标中含油量≤3 mg/L,悬浮物含量≤2 mg/L,粒径中值≤2 mg/L,达到了延长油田长2层注入水水质标准,保持了注水井具有长期稳定的吸水能力。     

高酸性油气田污水处理工艺

哈萨克斯坦让纳若尔高酸性油田的三个油气处理厂每天运行产生7 000m~3/d污水,水质复杂,油、悬浮物、H_2S、Cl~-含量高,具有很强的腐蚀性。根据污水水质特点,采用重力分离、预催化强化混凝反应沉淀、双料吸附过滤、蒸汽汽提脱硫工艺对污水进行净化处理。处理后的净化水达到油田回注水质的要求。     

生物膜的形成对史深100 注水水质变化的影响

生物膜(Biofilm)是在相对封闭水环境体系中形成的一层微生物膜。本文研究了在史深100污水生物膜生成过程中水质细菌量、化学需氧量(CODcr)、硫化物含量、悬浮物含量等的变化,进而探讨了生物膜的形成对水质的变化影响规律。研究结果表明,随培养时间的延长,史深100污水细菌菌量、CODcr值、硫化物含量、悬浮物含量均有先增大后减小的变化趋势,而水质中Fe2+含量则近似呈逐渐增大趋势,表明了史深100污水腐蚀、结垢主要是由于史深100污水中生物繁殖发育,生物膜的形成导致史深100污水在注水过程中水质不稳定,腐蚀、结垢严重。     

濮城油田预氧化污水处理工艺的优化与应用

预氧化油田污水处理技术在国内各大油田均有应用,其药剂体系发展比较成熟,只是污水处理工艺各有不同。濮城油田污水处理从源头收油工艺到药剂混合工艺、沉降工艺、过滤工艺、排污工艺及自动化工艺都得到进一步优化,使工艺与技术配合更加科学合理,处理后污水各项水质指标均有较大提高。改造后的预收油罐,除油效率可达95%以上,除悬浮物效率可达60%以上,预氧化剂加注点经过优化改造后,处理后污水中铁的质量浓度由改造前的0.8 mg/L下降至改造后的0.3 mg/L,悬浮物的质量浓度平稳控制在3 mg/L以下,腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,使水质稳定性同步提高。     

胜利油田回注污水处理技术新进展

结合胜利油田分公司油田污水处理现状,介绍了胜利油田污水处理技术进展情况,针对胜利油田污水处理特点形成了污水处理技术系列。同时详细介绍了3项单项技术试验应用情况:①二级气浮除油工艺,提高了除油效果,减少了管网及设备的腐蚀;②针对强腐蚀回注污水实施了电化学预氧化技术,详细介绍了电化学预氧化处理污水技术实施情况;③针对化学驱回注污水,研究、实验了高梯度聚结气浮技术,介绍了高梯度聚结气浮现场试验情况。最后,对今后油田污水处理技术的发展进行了展望。     

改善河南油田稀油田注水水质方法的探讨

河南油田的双河、下二门油田注水水质不稳定,其中的硫酸还原菌和硫化物超标导致设备腐蚀,固体颗粒超标对储层产生伤害,污油超标造成地层堵塞。水质不达标的原因是污水处理工艺不完备,污水中聚合物的存在使水质处理更加困难。为改善污水水质,应改进工艺流程,增加预除油工艺,改进药剂和滤料,安装单井精细过滤装置,同时做好井下水质治理。     

深度处理钻井废水的混凝-催化氧化技术

采用混凝-催化氧化技术对钻井废水的深度处理进行了实验研究。通过对钻井废水的混凝处理,去除了废水中的绝大多数污染物。在催化氧化处理过程中,采用Fenton试剂（H2O2/Fe2＋）,并通过Fe2＋催化技术降低了钻井废水中的COD值。结果表明,钻井废水经过深度处理后,色度和浊度（或悬浮物）去除效果较好,COD值有了明显降低,达到综合污水排放二级标准（GB 8978—1996）。该技术工艺简单,处理效率高,能较好地适应钻井作业的流动性和分散性。     

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。     

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。     

改善河南油田稀油田注水水质方法的探讨

河南油田的双河、下二门油田注水水质不稳定,其中的硫酸还原菌和硫化物超标导致设备腐蚀,固体颗粒超标对储层产生损害,污油超标造成地层堵塞。水质不达标的原因是污水处理工艺不完备,污水中聚合物的存在使水质处理更加困难。为改善水水质,应改进工艺流程,增加预除油工艺,改进药剂和滤料,安装单井精细过滤装置,同时做好井下水质治理。     

生物处理技术在聚驱污水站中的应用

常规聚驱污水深度处理工艺复杂,出水水质达标困难,原油回收率较低,不利于节能环保。对污水含聚高、且运行效果不稳定的聚驱污水站进行试验改造,采用“气浮+生物破乳除油+固液分离工艺+一级过滤”工艺开展聚驱污水深度处理设计,通过完善配套工艺,优化设计流程,确定适应于聚驱采出水处理的设备、工艺流程及操作参数,最终实现提高污水处理水质及原油回收率的目的,为今后聚驱污水深度处理站改造提供参考依据。     

径向流污水过滤处理技术

常规的滤床式核桃壳、纤维球过滤技术配套工艺复杂,搅拌机易损件多;筛管过流面积小,腐蚀结垢严重,不适于高腐蚀结垢油田。径向流核桃壳过滤装置过滤罐内增加了高效的涡流混凝除油机构,并将常规水平布置的筛管改为垂直布置的筛筒,介质流向由常规的轴向改变为径向,增大了过滤面积,提高了过滤效果。官一联污水站径向流核桃壳过滤技术于2007年12月12日改造投产,处理前含油量平均为33 mg/L,悬浮固体含量平均为32.93 mg/L;处理后含油平均为2.4 mg/L,悬浮固体平均含量为5.3 mg/L,处理后水质全部达到要求指标。     

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。     

金属膜过滤装置在油田污水处理中应用

冀东油田高尚堡联合站原有的两级污水过滤处理工艺已经无法保证回注水中悬浮物质量浓度与粒径中值2项指标稳定达标。分析含油污水的水质特征和回注水处理的工艺现状,选择在原有处理装置基础上增设了金刚砂与金属膜组合3级精细过滤分离工艺,并对其现场适应性和过滤效果进行跟踪检测。监测数据表明:经新工艺处理后的回注水平均悬浮物质量浓度1.39mg/L,平均粒径中值0.79μm,达到SY5329—1994中A2级标准,且处理水量可以较好满足高尚堡地区回注所需水量。该工艺适用于油田回注污水的深度处理。