震动膜处理油田采出水的试验研究

为了提高外围油田特低渗透油层的采收率,保证处理后的采出水全部回注特低渗透油层,要求处理后含油污水必须达到回注水水质指标,即满足SY/T 5329—2012 《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的相关要求：含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮固体质量浓度≤1 mg/L、悬浮固体颗粒粒径中值≤1μm。但目前油田常用的粒状滤料过滤器,由于过滤精度的限制,即使进行三级或四级过滤处理,其处理后水质也无法满足回注的要求。为此,迫切需要开展震动膜精细过滤含油污水的处理试验研究,以满足对回注水的严苛要求。经现场试验研究得出：震动膜精细过滤处理含油污水技术可行,处理后的水质指标能够满足油田开发的需要,是确保注入水水质达标的重要技术措施之一。     

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。     

串联气浮工艺处理海上油田含聚污水的试验研究

针对渤海区域某油田污水含聚浓度高、污水水质差的现状,进行了两级串联溶气气浮工艺处理含聚污水的试验研究。通过对不同化学药剂投加量以及该处理工艺的不同运行条件分别进行对比试验,结果表明,该气浮工艺针对该油田含聚污水处理的最优化运行参数为:一级气浮溶气压力0.38MPa,回流比20%;二级气浮溶气压力0.37MPa,回流比20%;破乳型清水剂投加剂量为3mg/L。数据的获得为该油田含聚污水处理达标与合格注水奠定了基础。     

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。     

高效流砂过滤器

应用高效流砂过滤器配套涡凹气浮技术,实现了唐家河油田产出污水的就地处理和回注.污水处理后的水质含油≤8mg/L,悬浮物含量≤5 mg/L,能够满足油田地层回注水质指标的要求.高效流砂过滤配套技术与常规污水处理技术相比,具有来水只需一次提升,污水净化与滤料清洗同时进行,无需停机反冲洗的特点.     

纤维球过滤技术在英东油田水处理应用试验

纤维球过滤器是压力过滤器中较为新型的水质精密处理设备。为满足英东油田对采出水处理的达标要求(悬浮物固体质量浓度≤5.0 mg/L),选择纤维球过滤技术对油田水进行处理,改进过滤器设计,在注水罐进口并联一套自动高效快速纤维球过滤器,开展水质悬浮物固体过滤试验。结果表明,采用该技术对采出水进行后,源头水质悬浮物固体质量浓度由8.6 mg/L降至2.4 mg/L,不但满足了英东油田注水需求,而且还具有注水水质稳定、井口油压平稳等优势。     

欢喜岭油田污水精细处理技术研究与应用

针对欢喜岭油田污水成分复杂,水质深度处理困难这一问题,开发了适合低渗透油田注水需要的采油污水精细处理工艺技术.在现场小规模和中等规模污水处理试验基础上,建立了一套以膜过滤为核心,以重力沉降、气浮、水力漩流、改进斜板沉降等预处理技术为保障的多种化学药剂协同作用污水精细处理系统.该系统处理污水水质达到<碎屑岩油藏注水水质推荐指标SY/T-5329-94>规定的地层渗透率小于0.10μm2油藏回注水水质A级标准,完全满足低渗透率区块注水需要.     

橇装式污水处理装置在渭北采出水处理工程中的应用

为解决渭北油区采出水处理不达标问题,研发了橇装式污水处理装置,装置工艺流程为:脱水系统来水→700 m~3调储沉降罐→橇装式污水处理装置→500 m~3注水罐→外输泵→去站外注水管线。橇装式含油污水处理装置占地少,集中布置并采用先进自控系统便于操作管理。装置运行一年后,水质得到明显改善,水质稳定且达到该油田对地层注水水质的要求。处理后的主要水质指标含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮物质量浓度≤3 mg/L、悬浮物颗粒直径≤2μm。     

电催化气浮处理三元采出水探索性试验研究

大庆油田采用了超高相对分子质量的聚合物注入技术,给油田已建的处理工艺设施带来不同程度的影响和冲击。针对三元采出水外输水质达标率低的问题,首先采用电催化气浮装置对三元采出水进行改善水质特性研究,分析不同吨水耗电量下三元采出水含油量、悬浮固体含量的去除效果及降黏效果;在此基础上经过两级双层滤料过滤,研究最终出水水质达标情况。研究表明,电催化气浮处理最佳效能应在2～4 kWh/t之间,“电催化气浮+两级过滤”组合工艺,当来水含油质量浓度为200～400 mg/L,悬浮固体质量浓度为60～80 mg/L时,最终出水水质满足含聚污水高渗透层回注水水质指标。未来低成本、高效能的电极板是电催化气浮核心和关键,“电催化气浮+两级过滤”组合工艺为三元采出水处理工艺的选择提供了技术支持。     

大庆葡萄花油田废液处理工艺试验及对比

在油田生产系统外产生的废液主要是由于注入井洗井、注水干线清洗、钻控放溢流、生产井作业和压裂液返排所致。针对废液水质特性,在综合废液储存池周边,对大庆葡萄花油田在用的磁分离处理工艺和溶气气浮处理工艺开展对比试验。试验结果表明,当处理后水质要求含油浓度≤300 mg/L、悬浮固体浓度≤300 mg/L时,磁分离处理工艺需投加聚合氯化铝85 kg/d,铁粉37 kg/d,聚丙烯酰胺18 kg/d;溶气气浮处理工艺需投加氧化剂115 kg/d,絮凝剂72 kg/d,助凝剂25 kg/d。磁分离废液处理工艺具有占地面积小,可移动处理,药剂投加量少,以及运行管理相对简单等特点。     

特低渗透油田含油污水处理工艺新技术

在原有油田采出水处理工艺技术的基础上,设计并构建了新的采出水处理工艺。该工艺应用了先进的高效衡压浅层气浮技术和中空超滤膜技术,其工艺流程为：来水→氧化除硫装置→衡压浅层气浮→海滤石过滤→双膨胀精细过滤→中空超滤膜→出水。经该工艺处理后,水中油含量为痕迹,悬浮物固体含量平均值为0.32mg/L,悬浮物粒径中值平均值为0.82μm,达到了特低渗透油田回注水含油量≤5mg/L、悬浮物固体含量≤1mg/L、悬浮物粒径中值≤1μm的标准。     

应用陶瓷膜滤器处理某海上油田生产水现场试验

某海上油田注水层渗透率10×10~(-3)～50×10~(-3)μm~2,属低渗透地层,对注水水质要求高,油田总体开发方案推荐注入水含油量低于8. 0 mg/L、悬浮物颗粒粒径中值小于2μm。经传统的水力旋流器、板式聚结器、气浮选、纤维球精细过滤器、改性纤维球过滤器、超声波精细过滤器等设备处理过的生产水水质无法满足注水要求。为验证经陶瓷膜滤器深度处理的生产水能否满足某海上油田回注水的水质要求,在某海上油田所依托的老设施上进行了现场试验。试验结果表明,经陶瓷膜滤器深度处理后,生产水含油量均值由31. 18 mg/L降低到3. 6 mg/L,粒径中值均值由4. 40μm降低到1. 42μm,满足油田总体开发方案推荐及相关规范要求,证明陶瓷膜滤器在某海上油田应用的可行性。现场试验为下一步的设备采办奠定了坚实基础,可为类似油气田提供参考。     

超滤膜处理埕海油田微粒径杂质的试验研究

针对大港埕海联合站2μm以下的悬浮物含量偏高导致回注水质超标的问题,提出采用中空纤维超滤膜过滤技术予以解决。对中空纤维超滤膜进行了试验研究,试验结果表明,装置出水含油质量浓度≤1 mg/L,悬浮物质量浓度≤1 mg/L,粒径中值≤1μm,超滤膜过滤效果显著,满足埕海油田回注水的标准。针对超滤膜在油田应用中不耐油污的问题,提出了采用错流过滤的方法和"清水正冲洗→除油剂浸泡→循环"的清洗再生方式,处理效果显著。该项研究结果可为我国低渗透、超低渗透油田回注水处理问题提供借鉴。     

我国主要油田污水处理技术现状及问题

油田污水处理的是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。各油田或区块的水质成分复杂、差异较大、处理后回注水的水质要求也不一样,因此处理工艺应有所选择。为了能合理地、经济地选择水处理工艺流程,应对各单项工艺或组合工艺的处理功能有所了解。我国油田污水处理回注的整体技术、工艺、管理水平低、不能及时引进、消化国际蝗技术与设备,没有借鉴国外先进的管理经验,这也是我国大部分油田污水处理回注站处理效率低、水质无法达标的主要原因之一。     

柱形管道旋流器与T型管道分离器组合处理油田回收污水试验

为降低油田回收污水对污水系统出水水质的影响,针对油田回收污水直接回收到联合站污水处理系统影响回注水质和已建预处理装置处理效果不理想及运行成本较高的问题,开展了管道分离技术处理回收污水现场试验。试验结果表明：通过管道分离技术处理后的油田回收污水出水平均含油浓度、平均悬浮物固体质量浓度分别达到29.1 mg/L、76.2 mg/L,去除率分别为75.7%、41.0%;油水分离时间为310 s;与原预处理技术对比,每吨水处理成本降低52.0%。管道分离技术处理回收污水对油田开发具有重要意义。     

就地分水及处理工艺在塔河油田B区块的实践与应用

目前塔河油田B区块已进入中高含水阶段,现有地面集输系统处理工艺存在流程长、运行负荷大的问题,注水井所用处理合格污水往返输送能耗高,难以满足油田效益开发需求。西北油田通过技术创新,研发就地分水工艺并在塔河油田B-3计转站成功应用。该工艺主要由一体化预分水装置、多介质过滤器、反冲洗装置、储水罐、输水泵等组成,所分离处理污水含油质量浓度≤10 mg/L,含悬浮物质量浓度≤10 mg/L,悬浮物粒径中值≤10μm。现场应用结果表明:该工艺可实现产出液在计转站就地分水、就地污水处理、就地回注,减少污水往返量,降低外输管网运行压力及后端联合站处理负荷和能耗,经济效益显著。     

油田污水处理方法分析

油田污水处理的目的是去除水中的油、悬浮物、添加剂以及其他有碍注水,易造成注水系统腐蚀和结垢的不利成分.所采用的技术包括重力分离、粗粒化、浮选法、过滤、膜分离以及生物法等十几种方法.各油田或区块的水质成分复杂、差异较大,对处理后回注水的水质要求也不一样,因此选择的处理工艺也不相同.研制新型设备和药剂,开发新工艺,应用新技术已成为油田污水处理发展的新趋势.     

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。     

渤海油田常用气体浮选技术应用进展

渤海采油处理综合平台的气浮选技术经历了由传统的溶气式气浮选处理技术向旋流式气浮选技术的发展。根据海上平台的现场情况,对溶气式气浮T—301的影响因素开展研究,通过现场试验,确定在目前的工况下溶气罐压力为500 kPa(A),气液比在0.38,絮凝剂BHQ—10浓度为30 mg/L时除油率可达到90%;回流比根据水质的优劣进行调节,当入口污水含油量较小时,可降低回流比,当水质相对较差时,可适当提高回流比。旋流式加气浮选装置由加药系统、气泡产生系统、循环射流泵及加气浮选器等几部分组成,其原理是通过诱导气浮和旋流来增强油水的分离过程。     

抗盐聚合物驱采出水处理适应性分析

针对抗盐聚合物驱采出水对已建聚合物驱采出水处理站处理工艺的影响,以及常规聚合物驱采出水处理工艺及设备能否满足抗盐聚合物驱采出水处理要求等生产实际问题,进行了采出水现场掺混试验研究。将抗盐聚合物驱采出水掺入"一次自然沉降→二次混凝沉降→一次石英砂过滤→净化水"的现有聚合物驱采出水处理工艺中进行处理,当聚合物质量浓度在380 mg/L左右,掺混比例占总处理量的20%左右时,其最终处理后的水质能够达到聚驱采出污水高渗透率油层回注水水质控制指标的要求;当聚合物质量浓度在480 mg/L左右时,应当控制抗盐聚合物驱采出污水的掺混比例界限小于50%,同时调整相应处理设备的运行参数,可确保处理后的水质能够达到聚合物驱采出污水高渗透率油层回注水水质控制指标的要求,从而指导生产站的运行。