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。     

气浮预处理工艺对气田水的处理效果评价

针对气田污水与油田污水混合处理后,对污水处理系统的工艺及设备造成腐蚀及外输水质不达标的问题,采用气浮预处理工艺对气田污水进行预处理后再与油田污水混合处理。通过优化气浮预处理工艺的加药浓度、气水比、回流比,保证污水处理系统外输水质达标。优化结果表明,在有机絮凝剂加药浓度30 mg/L、回流比20%、气水比7%条件下,气浮处理气田水效果最佳,出水含油浓度为8.08 mg/L、悬浮物浓度为10.99 mg/L,达到预处理外输指标要求。气田污水气浮预处理系统投产后,有效改善了油田污水处理系统效果,含油污水站外输含油和悬浮物平均浓度为2.54 mg/L和3.19 mg/L,可满足污水站外输水质要求。     

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。     

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。     

高效混凝技术处理尕斯油田污水

尕斯油田污水处理系统经过近20年运行,存在注水水质不合格、处理后污水不稳定现象,严重影响油田注水工作.通过对污水性质进行分析,结合国内其他油田做法,提出了采用高效混凝技术来解决长期困扰油田的污水处理后水质不达标难题的建议.该技术通过调整污水中某些化学成分来控制腐蚀、抑制结垢、杀死细菌,从而达到提高污水配伍性和注入性的目的.高效混凝技术目前已在尕斯油田污水处理系统成功试运行,运行效果良好,达到了预期目标.     

呼伦贝尔油田已建含油污水系统达标处理现场试验

由于呼伦贝尔油田各作业区实施的压裂和井口投加清防蜡剂等措施,使呼伦贝尔油田的含油污水水质出现恶化,处理后的污水合油和悬浮固体含量严重超标.以前期室内模拟试验研究为基础,在现场增设预处理工艺流程,开展了污水系统达标现场试验,提高了系统处理效果,处理后的含油污水达到了大庆低渗透注水水质标准要求.     

高效混凝技术在青海尕斯油田污水处理系统中的应用

青海尕斯油田污水处理系统建于上世纪九十年代,经过近二十年运行。该系统存在注水水质不合格、处理后污水不稳定现象,严重影响油田注水工作。通过对污水性质进行分析,结合国内其他油田做法,提出了采用高效混凝技术来解决长期困扰油田污水处理后水质不达标难题的建议。该技术通过调整污水中某些化学成份以控制腐蚀、抑制结垢、杀死细菌。从而达到提高污水配伍性和注入性的目的。高效混凝技术目前已在尕斯油田污水处理系统成功试运行,运行效果良好,各项运行参数达均达到预期目标。     

高含硫污水低残渣处理技术的研究与应用

明二联来水硫和细菌含量高、腐蚀性强,原有复合碱"水质改性"污水处理技术产生的注水残渣量大。利用现有工艺流程,采用预氧化、混凝和水质稳定技术,开展了高含硫污水低注水残渣处理技术实验。室内实验得到水处理药剂的优化配方为:氧化剂110～120mg/L、混凝剂350～400mg/L、助凝剂4～6mg/L、水质稳定剂50mg/L。现场应用结果表明,处理后污水含硫≤2.5mg/L、腐蚀速率≤0.023mm/a、SRB菌数≤10个/mL,水质指标达到B1-A3标准。处理后污水与明二联来水混配后的结垢量随处理污水量的增加而降低,二者配伍性较好。用明二联现场处理水对明8井天然岩心进行岩心渗透率实验,岩心渗透率降幅为11.54%,注水残渣产出量为0.3865t/1000m3,达到降泥指标,与复合碱"水质改性"污水处理技术相比,产生的注水残渣量降低75.2%。     

微滤膜污水处理一体化装置在低渗透油田的应用

为了解决低渗透油田污水处理后回注水不达标的问题,根据低渗透油田采出水的水质特性,设计了一套一体化橇装微滤膜污水处理装置。依托该微滤膜污水处理装置,在延长油田某处理厂进行了运行温度与压力对微滤膜处理效果的影响试验和分析,得出了金属膜过滤器的最佳运行温度和压力范围。在金属膜过滤器的最佳运行温度和压力范围内,并配套使用絮凝沉降辅助技术,某处理厂最终出水悬浮固体含量、悬浮固体颗粒粒径中值、含油量3项指标均达到了回注水水质指标要求。     

纯梁首站污水处理药剂优化及应用研究

油田回注污水水质与污水处理的工艺、药剂紧密相关,水处理药剂的效果直接影响污水处理后的水质指标和经济效益.通过水质改性技术改造纯梁首站污水处理工艺,对与处理工艺配套的各种药剂配比、加量进行优化,研究了不同配比的复合碱、不同加量的助凝剂对处理水质的影响,从絮凝效果、污水澄清时间、产生污泥量、水质等方面进行了全面评价.研究结果表明,对首站污水处理用的各种药剂为:复合碱NS-1中NaOH和Ca(OH)2的质量比为1:1～1:3,加量406～442 mg/L;助凝剂HY-2加量2～4 mg/L;处理污水的pH值控制在7.8～8.0范围内,污水腐蚀率<0.076 mm/a,产生的污泥量为9～11 cm3/L污水.现场处理后的水质全面达到注水标准,腐蚀率大大下降.     

油田洗井作业污水高效处理技术

分别采用气浮技术与曝氧生物滤池技术,进行了油田洗井作业污水处理现场试验。试验结果表明,采用上述两种技术对油田洗井作业污水进行预处理后,可以有效地去除洗井水中的污油和悬浮固体,出水水质满足油田回注水标准。这两种技术抗冲击性强,一次除油、除悬浮物率高,避免了污油和悬浮固体在系统内反复恶性循环,为油田采出水、洗井水处理提供了一条新的途径。     

采出水Al2O3陶瓷膜处理技术现场试验

选择在含油污水总矿化度高、悬浮固体颗粒细小的大庆油田采油五厂杏十五-1含油污水处理站,开展高过滤精度的Al2O3陶瓷膜过滤技术现场试验。通过分析出水水质情况并考核出水水质稳定性,确定出膜通量为0.25 m3/h.m3,过滤周期为72 h,清洗时间为150 min,排污周期为20 h,排污量为1 m3。震动膜在处理量为5 m3/h情况下,采用一次核桃壳过滤出水作为膜过滤进水时,该膜出水含油量合格率100%,悬浮固体含量合格率100%,悬浮物粒径中值合格率92%。处理后出水水质达到特低渗透油层注水水质"5、1、1"指标。     

柴达木盆地油砂山油田注水系统结垢腐蚀的成因研究及建议

油砂山注水系统水质超标情况严重,水中悬浮固体含量大是造成管线结垢堵塞的主要原因。而悬浮固体含量大主要是由注入水水源机杂含量高及注水系统管线和设备的腐蚀引起的。油砂山注水系统因为水质问题易造成管线结垢堵塞及腐蚀,本试验目的是为了找到造成管线结垢及腐蚀的主要因素并提出合理化建议。     

宝浪油田宝北区块污水除铁技术应用研究

宝浪油田产出水水质复杂,含铁量高,同时由于合有腐蚀性极强的硫化氢组分,水体腐蚀性强,且污水处理温度低等特点,污水处理后难以达到回注或直接排放标准。为此研究了一种处理高含铁污水的处理工艺。改进后的工艺在25℃、氧化剂125 mg/L时高含铁污水处理后水质指标提高较大,除Fe、除S效果较佳,污水腐蚀性控制较好。采用该工艺通过持续开展污水水质综合治理,宝浪油田注水系统腐蚀速率得到有效控制,沿程水质均达到A3标准。目前仍运行良好。     

储层损害对阿南油田注水受效影响

储层损害对注水效果起着重要的作用。讨论了阿南油田注入水的水敏性和速敏性损害以及由于注入水水质不合格带来的储层损害。阿南油田注入水为油田产出水,经隔油、加药、过滤等污水工艺处理后回注到地下,注入水中有几项性能严重超标悬浮固体含量(32.6mg/L),悬浮固体直径(56μm),含油量(70.28mg/L),硫酸盐还原菌SRB含量(10000个/mL)。分析了注入水水质损害机理,提出了改善注入水水质的建议。同时,分析了采油井储层损害的原因,即生产压差过大造成井底流压低于饱和压力;用不合格的压井液进行施工。最后提出了降低采油井储层损害程度的建议。     

聚合物驱采出水回注实验研究

用聚合物驱采出水在不同渗透率天然岩心上进行注水实验，结果表明，采用常规污水处理方法处理后的聚合物采出水，当悬浮固体含量１５ｍｇ／Ｌ左右、含油量１５ｍｇ／Ｌ，悬浮颗粒直径小于５μｍ的悬浮固体颗粒体积占悬浮颗粒体积的百分数大于７０％时，完全可满足中，高渗透层注入水水质指标的要求，为降低水处理工艺的成本，提高经济效益，对于高渗透层还可将悬浮固体含量，油含量的水质指标进一步放宽为３０ｍｇ／Ｌ。     

悬浮污泥过滤技术处理含油污水

南翼山油田目前污水处理工艺主要存在水处理设备进口水质参数超标、沉降罐处理效果差、过滤器滤料板结严重、过滤效果差、出水水质不达标、污水池排泥效果差,造成污泥在系统内恶性循环,影响污水水质等问题.经过调研大量的国内外含油污水处理技术,并进行综合对比分析,优选出悬浮污泥过滤净化技术.悬浮污泥过滤净化技术可处理南翼山油田污水及清污混合水,且净水效果非常好,过滤后水悬浮物含量可达到1~3 mg/L,油含量2~8 mg/L.     

富民油田以污代清改造工程现状及评价

富民油田为实现回注水的以污代清,对污水处理系统进行了改造.改造后污水处理系统采用“生化处理+过滤”的流程,污水处理规模达1200 m3/d,处理后水质达到A2级注水水质标准.项目改造后的污水处理系统运行情况较好,虽然系统处理后悬浮物含量不够稳定,但含油和粒径中值能稳定达标,尤其粒径中值达标是满足注水要求的关键,因而总体上能够适应有效回注的要求.污水处理系统投产后富民油田回注水由清水变为处理后的污水,改善了与地层的配伍情况,有效地降低了注水压力.注水开发井的注水压力从改造前的平均22 MPa降至改造后的平均20 MPa,注水量也平均增加了50 m3/d.     

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。     

核桃壳过滤强腐蚀含油污水工艺优化

某核桃壳污水处理系统投运初期处理水质达到设计要求,水中悬浮物含量≤10 mg/L,含油量≤5 mg/L,但运行约半年之后,水质开始连续超标。通过对过滤器进行防腐处理、过滤器进水流程优化改造、在过滤器反冲洗流程增加反冲洗剂加注装置、增加反冲洗频次等工艺优化,最终使得污水处理水质合格,悬浮物含量和含油量都在5 mg/L以下。系统工艺改造运行1年多,过滤器内部附件未发生腐蚀脱落,核桃壳滤料未发生严重板结。