采油污水回注预处理实验研究

延长油田子长采油厂采油污水水质复杂,含油量和固体悬浮物含量变化幅度大,腐蚀结垢性强。采用絮凝沉降和缓蚀阻垢技术对采油污水进行回注预处理实验研究,实验结果表明:通过调节pH值和PAC、PAM加量对采油污水进行絮凝沉降加过滤处理,可以将采油污水中含油量和固体悬浮物含量分别降至3 mg/L和5 mg/L以下,HSZG-3缓蚀阻垢剂加量为30 mg/L时,腐蚀速率远小于0.076 mm/a,结垢量降至10 mg/L以下,满足注水处理要求。     

中原油田采油污水缓蚀阻垢技术研究

中原油田胡二污水站采油污水pH值较低、矿化度高、细菌含量高、腐蚀结垢性强,由于污水腐蚀结垢的产生,严重影响油田注水生产正常运转。研究结果表明,PAC与PAM的加量分别为40～50mg/L和1.0mg/L时,可以明显去除污水中的油及固体悬浮物;WT-809杀菌剂杀菌效果好,满足采油污水杀菌处理要求;WT-02缓蚀阻垢剂加量为50mg/L、90℃时仍具有很好的缓蚀阻垢性能,使污水腐蚀速率小于0.076mm/a,结垢量小于10mg/L,满足污水缓蚀阻垢处理要求。     

马寨油田污水腐蚀与结垢处理技术

针对马寨油田注入水在井筒中结垢、水质波动大等问题,开展了马寨油田污水腐蚀与结垢原因分析及处理技术研究,确定了污水腐蚀与结垢的主要因素,并采用絮凝剂与除硫杀菌剂等对污水进行了处理.实验表明,当pH为7.5,无机絮凝剂加量为50 mg/L、有机絮凝剂加量为0.5 mg/L、除硫剂浓度为20 mg/L、加药时间间隔为30 s时,污水絮凝处理效果较好,此时硫、铁残留量分别降低到0.3和0.5 mg/L以下,悬浮物含量约3mg/L,透光率在93%以上,腐蚀速率为0.064 mm/a,结垢量为3.8 mg/L.     

撬装式采出水处理装置工艺优化研究

油田采出水中含有悬浮杂质、油以及溶解性污染物,若不经处理直接回注储层,会造成储层孔隙堵塞、油井产量降低。对于产液量较低、偏远井,一般采用撬装式处理装置进行采出水的处理。本研究通过对陕北某油田采出水处理工艺优化,获得了撬装处理工艺,即气浮选-过滤工艺流程;通过对该站进水进行絮凝处理发现:pH为7.5,无机絮凝剂(PAC)加量为120 mg/L,有机絮凝剂(PAM)的相对分子质量选取1 200万,加量为1.0 mg/L,加药顺序为PAC+PAM时,处理后采出水的含油量、悬浮物含量、二价硫离子含量、二价铁离子含量、腐蚀速率分别降低至3.0 mg/L、1.49 mg/L、1.33 mg/L、0.42 mg/L、0.004 902 mm/a。     

含硫污水处理技术研究

油田污水含硫会加速对金属材料的腐蚀,破坏污水处理系统及注水系统,其腐蚀产物Fe S堵塞地层,降低水驱效果,增加洗井和酸化次数。针对污水硫含量超标的问题,筛选评价了3种类型9种除硫剂的除硫效果。复合型除硫剂除硫效果较沉淀型、氧化型除硫剂好,其中除硫剂CS-03效果最佳。模拟污水除硫的最佳除硫时间为2 h,最佳p H值为5,温度越高,除硫剂加量越大,除硫效果越好。除硫剂CS-03在江汉油田某联合站进行应用,加量为50 mg/L时处理后污水硫含量在1.0 mg/L左右。除硫剂CS-03在渤海油田某平台调驱作业中应用,加量为500 mg/L时处理后污水硫含量小于10 mg/L。除硫剂CS-03应用效果良好,除硫稳定性高。     

河南油田非常规压裂返排液回注工艺技术

河南油田非常规压裂返排液的成分复杂,目前尚无效果理想的处理工艺,因此,急需开发一种高效、经济的处理回注工艺技术。根据河南油田非常规压裂返排液水质分析情况,通过絮凝沉降试验、药剂除硼试验,以及反渗透膜除硼的室内及现场试验,得出如下结论:非常规压裂返排液的处理回注工艺方案可采用絮凝沉降+反渗透膜过滤的处理流程,采用橇装式成套设备,处理后水质可满足回注水质标准,即含油量≤10 mg/L、悬浮物含量≤10 mg/L、含硫量2 mg/L、总铁含量2 mg/L、细菌总数100 m L-1、p H值7~8;处理后污水通过单井注入地层,处理成本不大于5元/m3;设计压裂返排液处理规模为100 m3/d。     

复合絮凝剂LM-1的研究与应用

复合絮凝剂LM-1由有机絮凝剂CPAM和无机絮凝剂PAC复配而成。室内试验表明，含油污水经复合絮凝剂LM-1处理后，回注污水的三项指标均达要求，无机絮凝剂或有机絮凝剂单剂不能满足回注污水的要求。现场试验表明，复合絮凝剂LM-1加量为30～50mg／L时，处理后回注污水平均油含量3．2mg／L，固体悬浮物平均含量2．3mg／L，粒径中值平均1．2μm，达到大庆油田回注污水的水质指标。     

SHM气田含油污水处理药剂筛选

SHM气田采出污水具有高含油、悬浮固体含量高、高矿化度、弱酸性、油水分离慢等特点,影响回注系统的正常运行。采用混凝沉降法处理采出污水,对p H值调节剂、除铁剂、无机絮凝剂和有机絮凝剂的种类和加量进行了优选,研究了加药时间间隔和加药次序对絮凝效果的影响。结果表明,在气田采出污水中先加入0.5 m L/L除铁剂双氧水、3 min后用Na OH将p H值调至7.5左右、1 min后加入100 mg/L无机絮凝剂PAC、2 min后加入6 mg/L有机絮凝剂阳离子聚丙烯酰胺,处理后水质由弱酸性变为中性,絮体完全沉降时间为8 min,悬浮固体含量由400~700降至14~30 mg/L,含油量由722~1366降至32~42 mg/L,达到注入水水质要求。     

桩西特低渗油田注水水质软化处理工艺

胜利桩西油田桩 74块油藏高温、高压、低渗 ,回注污水钙镁含量高 ,引起地层严重结垢 ,因此桩 74站采用了苛性钠软化回注污水工艺。讨论了NaOH软化水的原理。主要考虑NaOH与Ca(HCO3 ) 2 的沉淀反应 ,确定了NaOH加量以及中和需要的盐酸加量。在矿化度 984 8mg/L、含钙 2 84mg/L、含镁 2mg/L的桩 74站污水中加入4 70mg/L的NaOH ,30mg/L的助沉剂 ,使钙镁含量降至 16 .6mg/L ,pH值由 7.0升至 12 .0。污水在 pH =7.0、钙镁含量≤ 15 0mg/L及 pH =80、钙镁含量 <10 0mg/L时 ,175℃ (地层最高温度 )下的结垢率很低。软化并中和后的污水腐蚀率比原水略有增大 ,且随 pH值升高 (5 .5～ 9.5 )而增大。该污水软化工艺已在装备有三级精细过滤装置的桩 74站投入应用 ,前 3个月回注污水的 pH值为 5 .5～ 8.5 ,钙镁含量为 4 .1～ 4 0 .1mg/L ,含油量为 0～ 3.6mg/L ,悬浮物含量为 1.0～ 2 .0mg/L。图 1表 4参 1。     

渤海油田高乳化污水清水剂研究与应用

针对渤海某油田含水包油型乳状液生产污水,分别合成二硫代羧基化羟甲基聚丙烯酰胺和新型聚胺清水剂,开展浓度梯度、温度梯度和pH值对污水清水效果影响评价实验,两种清水剂最佳投加浓度均为30 mg/L,温度升高有利于改善清水效果,同时二硫代羧基化羟甲基聚丙烯酰胺清水剂的pH值适用范围更广。矿场实验结果表明,两种清水剂均能将回注污水含油量和固体悬浮物含量处理达标,而二硫代羧基化羟甲基聚丙烯酰胺的清水效果优于聚胺,综合成本更低,在渤海油田应用前景广阔。     

新型无机多核高分子混凝剂的应用试验

开发了一种含有多种金属和非金属吸附核的无杌多核高分子混凝剂HPMC.与常规无机混凝剂PAC相比,经HPMC处理的污水中油、悬浮物含量均显著下降.HPMC与现场在用药剂的协同性良好,净化后的污水中油、悬浮物含量分别由58.91、58.86 mg/L降至0.59、5.0 mg/L,硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和铁细菌(FB)菌数分别由2.5×103、7.0×104和1.1×104个/mL降为0个/mL,平均腐蚀速率由0.0902 mm/a降至0.0382 mm/a,达到回注标准.对新疆油田公司采油一厂含油污水现场净水试验的结果表明:HPMC具有用量少、沉降性能好、絮凝速度快等特点,使净化罐出口水中的悬浮物含量为6～10 mg/L、含油量为0.5～4 mg/L、平均腐蚀速率为0.02～0.04mm/a,达到该油田区块回注水标准.并且降低了装置的运行工况,改善了污泥性能,提高了注水水质的长期稳定性.     

克拉玛依油田高含硫含油污水处理技术试验研究

针对克拉玛依油田含油污水乳化严重,油水密度差小及硫化物含量高的特点,确定高效脱硫絮凝剂的研制和开发是解决高含硫含油污水处理的关键。通过实验筛选研制出具有高效脱硫作用的净水药剂。结果表明”当脱硫絮凝剂HG-2投加量为60-80mg／L．助凝剂PAM为4-6mg／L,可使处理后的滤前水质含油量≤10mg／L、悬浮物含量≤5mg／L、硫化物含量≤2mg／L。现场模拟试验验证了高效脱硫絮凝剂性能优良,能够满足克拉玛依油田高含硫含油污水处理达标回注的要求。     

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。     

渤南油田采油污水处理方法研究

在室内实验研究的基础上提出了处理渤南油田结垢性含油污水的方法，在45－50℃下在渤南首站污水中依次加入以活性Ca(OH）2为主要成分的助凝剂CH－2和等量PAC，PAM组成的复合如凝剂JPM－1，短时间搅拌后静置沉降50－60min，上清水经砂滤后清澈透明，浊度＜0．5NTU，pH值上升至8．0－8．5，各项水质测定值（含油量，悬浮物，腐蚀速率，粒度中值，SRB和TGB菌数）均符合石油天然气行业标准的A3级指标，CH－2加量为280－400mg/Ln,JPM-1加量为150－200mg/L，随污水含油量（39－112mg/L)增加而增加，未处理污水失钙镁率为17．7％，有结垢性，处理后水及其与未处理水的2：3和3：2混合水失钙镁率＜1％，无结垢性，此方法工艺简单，可利用原有设备，经济性好。     

英买力气田污水絮凝处理试验研究

针对英买力作业区气田采出污水矿化度高、腐蚀性强、总铁含量高、硫化物含量低、细菌含量较低、pH值低的特点,通过研究调整pH值、除铁剂种类及其用量、无机和有机絮凝剂种类及其用量以及加药间隔时间等的研究,对英买力气田污水进行絮凝处理。结果表明:当pH值为7.5、除铁剂加量为25 mg/L、无机絮凝剂加量为80 mg/L、有机絮凝剂加量为2.5 mg/L,有机絮凝剂与无机絮凝剂加药间隔控制在30～40 s时,处理后的污水的含铁量、含油量、SS含量、腐蚀速率由处理前的18.1～19.5 mg/L、54.9～64.3 mg/L、256.3～276.9 mg/L、0.0897 mm/a分别下降到0.049～0.059 mg/L、2.0～5.5 mg/L、7.2～9.6 mg/L、0.0103 mm/a。     

红河油田钻井作业废液处理技术

2012年新建的红河油田钻井作业废液处理系统的处理量为3 600 m3/d,治理原则是单井回收、集中处理、达标回注、综合利用。其工艺流程借鉴了部分油田的生产实践经验,站场功能分区较为合理,主、次流程较分明,配套设施也较为完善,其钻井作业废液的处理已达到了设计要求。处理前水质含油量≤1 000 mg/L,悬浮物含量≤4 000 mg/L;处理后水质含油量≤10 mg/L,悬浮物含量≤10 mg/L。     

东方1-1气田生产废液处理技术研究

东方1-1气田生产废液具有高稳定性、高含油量、高悬浮物含量等特点,原始生产废液无法达到海域排放标准;若采取回注的方式又会堵塞注水井地层,因此,需要对生产废液进行处理。室内研究通过对东方1-1气田生产废液进行分析,确定破乳之后絮凝的处理方式,并优选了破乳剂及净水剂的种类和加量。实验结果显示,通过破乳剂及净水剂处理之后的生产废液,其含油量可降低至9.1mg/L,悬浮物含量可以降低至5.7mg/L,能达到回注及排放标准。     

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。     

长庆油田X联合站净水剂作用效果影响因素分析及治理对策

长庆油田为超低渗透储层,目前仍处于注水开发的二次采油阶段,若回注水中固体悬浮物含量超标将可能堵塞地层,严重影响采油效率。净水剂JS-A可以有效降低长庆油田X联合站污水中固体悬浮物含量,但存在絮体沉降时间长的问题。因此本文考察了污水密度、污水含油量、p H值及净水剂JS-A加量等因素对絮体沉降速率的影响。室内研究发现,污水含油量高是导致混凝过程中絮体沉降时间长的主要原因,通过向净水剂JS-A中加入适量有机高分子助凝剂,可以改善JS-A的性能,能使絮体包裹固体悬浮物,吸附油分后迅速上浮,并与乳化油一起通过除油沉降罐上部污油管线进入污油池,达到快速降低污水中固体悬浮物含量的目的。     

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。