氧化-混凝法用于油田回注污水处理研究

报道了过氧化辅助混凝法处理油田回注污水的研究结果。简述了方法原理。在室内实验研究中将油田污水先用石灰乳处理，使pH值升至7．07～7．3，先后加入合20％H2O2的氧化剂和混凝剂聚硅酸铝铁，沉降后的上清液经砂滤器过滤即得到净化污水。加入氧化剂5mg/L和混凝剂60mg／L，使污水中含油、悬浮固体、总铁、舍硫(S^2-)分别由146、43、26、8．0mg／L降至2．8、2．1、0．1、0mg/L；与单独使用混凝剂相比，混凝剂的最优加量范围由80～100mg／L扩大至40～90mg／L，适应处理水量变化的能力大大增强；氧化剂最优加量范围为4～6mg/L.在中原油田采油三厂进行的现场试验中，过氧化辅助混凝法(5mg／L氧化剂 60mg／L混凝剂)处理后的污水，舍油、悬浮固体、总铁、舍硫、MF、TGB、SRB、腐蚀速率等指标均大大优于混凝法(90mg/L混凝剂)处理后的污水，特别是MFF值高达42，TGB和SRB茵数为0，腐蚀速率为0．0386mm／a；在水处理流程中，被处理水的腐蚀速率除混合罐内高于来水外，均低于0．076mm/a；处理后污水合氧量低，水质的稳定性提高。图5表4参5。     

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.     

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。     

含油污水处理在中原油田防腐中的作用

中原油田回注污水矿化度高(40～150g／L)，钙镁离子含量高(4～6g／L)，呈酸性，pH值6．0～6．5，腐蚀性很强，污水处理和注水管线、设备腐蚀严重。列表给出了中原油田12座污水处理站来水(油田产出水)的离子组成和2001～2002年5个季度腐蚀速率监测数据。介绍了1994年以来开发的使水质完全达标的两项注入水处理技术：将污水pH值提高至8．0～9．0，絮凝，稳定化的水质改性技术，1997年已全部在12座污水站应用，处理中产生大量污泥，高pH值下的结垢性是一个受到关注的问题；在pH=7．0条件下用过氧化物预处理、混凝的强氧化预处理技术，使污泥量减少50％以上，结垢倾向减轻。中原油田注入水的年平均腐蚀速率已由0.705mm/a(1994)降至0．0986mm／a(2001)。接近行业标准推荐值≤0．076mm／a。注入水引起的腐蚀已大大减轻。表6参3。     

稠油污水回用注汽锅炉工艺试验研究

污染物超标后会从腐蚀和结垢两方面影响锅炉正常运行.根据<稠油集输及注蒸汽系统设计规范(SY0027-94)>对回用注汽锅炉的含油污水设计处理后水质指标进行了确定.某油田稠联含油污水经调节、沉降、气浮或污水多功能处理器处理后,再经弱酸大孔树脂交换软化,出水水质均达到了回用注汽锅炉的给水标准.油田污水进行处理后可改用于注汽锅炉的给水,现场试验结果表明,该工艺技术是完全可行的.     

文一污水站减少污泥产生量的污水处理技术

为了减少文一污水站按现行工艺在高pH(8.0-8.5)下处理油田污水过程中产生的污泥量，开发了一种新的污水处理工艺，在室内实验条件下，用一种pH调节剂将污水pH控制在7．0－7．5，加入除铁剂，除铁增效剂各100mg/L，得到了最好的净水效果（滤膜系数MF＞30），车原污水相比，净化水污泥产生量由10．8g/L降至－1g/L，50℃，15d静态腐蚀速率为0．0089－0．0110mm/a，平均0．0097mm/a，SRB菌数为0，TGB菌数0－10^1个／mL，与地层水完全配伍；矿化度和主要成垢离子浓度有所降低。在文一污进行了为期47d的现场试验，结果表明：（1）在pH6.8-7.2，除铁剂和增剂剂加量分别为150，130mg/L时，净水效果最好，外输入MF＞28，SS 5mg/L，含油2mg/L，（2）pH增大时污泥产生量增大，处理后水水质变差；（3）pH6.8-7.2除铁剂130mg/L，增效剂100mg/L为最佳净水条件，外输水MF＞20；（4）净化水腐蚀性符合水质指标，主要腐蚀因素是二次沉降罐曝氧，加入Na2SO3可降低溶解氧含量，但引起水质下降；（5）试验期间污泥量减少1／2－1／3。（6）处理后水水质波动主要是水量波动引起的。     

清除聚合物堵塞的解堵剂DOC-8的研制

聚合物解堵剂DOC-8已用于孤岛渤19注聚试验区注交联聚合物（弱凝胶）引起的地层堵塞。该剂为粒状，由强氧化剂过氧化钙（Ⅰ）和辅剂亚氨酸钠（Ⅱ），柠檬酸（Ⅲ）组成，其中Ⅰ与Ⅱ质量比为92：8，用清水或油田污水配咸水溶液使用，最佳组成为1％Ⅰ＋3％Ⅲ＋Ⅱ，此即1％DOC-8解堵液。1％DOC-8解堵液与HPAM／C2^3＋凝胶在〉55℃以上反应〉5小时，凝胶中的HPAM完全降解，生成低黏度水溶液，借用标准规定的黏度法测反应液中HPAM分子量，求得降解率接近完全。DOC-8水溶液pH为7～9，腐蚀速率随浓度升高而降低，1％溶液为0．8564g／m^2。ha在含油的85％石英＋15％黏土填砂管流动实验中，注入HPAM／C2^3＋溶液并成胶后造成约41％的渗透率伤害，用1％DOC-8解堵液处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率63％；在填砂管前置入注聚水井凝胶堵塞物使渗透率下降57％，分五轮次用DOC-8＋JCN-006（低伤害酸液）处理，进入深度达到岩心长度1／2时，渗透率恢复率达95％。图4表6参2。     

逆流混凝沉降技术的研究与应用

临南油田污水水质复杂，腐蚀性强，水质长期不达标。为了使油田污水处理达到注入水质要求，开展了逆流混凝沉降技术的研究。结果表明：逆流混凝沉降技术对胜利油田含油污水处理的适应性强，净化分离效果好。     

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。     

广利油田污水改性研究

对用碱剂处理高腐蚀性的广利回注污水、进行水质改性及缓蚀、阻垢问题进行了室内实验研究。用单一碱剂(NaOH，Ca(OH)2，NaCO3，NaSiO3)处理后的广利污水(pH=8．5)，腐蚀速率达到注水要求，但悬浮物含量急剧上升。碱处理后加入筛选的二元复配絮凝剂沉淀30分钟的中层水样，腐蚀速率、总铁、悬浮物、含油、SRB数均符合注水要求，但残渣量很大，沉降4小时以后，湿渣率为6％～9％，干渣率为0．09％～0．46％。根据各碱剂的优缺点将碱剂复配，优选出了未报道其组成的3种复配碱剂，与絮凝剂结合使用，使湿渣率降至5％～8％，干渣率降至0．0647％～0．0709％。其中复碱F用量中等而pH值易调，干渣率0．0647％。与地层水相比，复碱改性污水及其与地层水的混合水更易结垢。根据理论预测(60℃)，复碱改性使广利污水的CaCO3结垢性由临界变为结垢，使CaS04结垢性由不结垢变为结垢或临界。筛选了供复碱改性广利污水使用的阻垢剂。以一种标准盐水测定的渗透率为基准，精细过滤广利站处理后回注污水和复碱处理广利污水先后流过3支地层岩心，使渗透率分别下降6．2％～7．8％和3．9％～4．7％。因此，复碱改性并作絮凝、阻垢处理的广利污水可用作注水。大量污泥的处理是待解决的问题．图1表11参5．     

广义存水率及其应用

存水率 是描述油田注水能量利用率及评价油田注水开发效果的重要指标之一-,但传统存水率的概念具有一定.的局限性,使其不能得到广泛应用。基于存水率的物理意义,提出了广义存水率的定义,应用广义存水率可以反映具有边、底水油田的注水开发效果,并考虑到了油田弹性能量的作用。实例表明,广义阶段存水率下降的速度体现了油田的开发效果;在不同的油田含水阶段,广义累积存水率与含水率之间呈不同的线性关系。     

石化行业用水现状及展望

介绍了中国石化现阶段用水和节水工作的情况 ,从管理、工艺和技术三个方面与国外情况进行了比较。并提出几种节水措施 :首先应加强节水管理 ,诸如节水奖励制度等应在企业中推广 ;二是完善用水工艺 ,尽可能减少冷却水用量 ;三是实行污水回用 ,开发针对不同回用对象的污水适度处理及回用技术 ,从而解决水资源紧缺与需求之间的矛盾     

超临界水氧化技术的研究进展及工程化

介绍了超临界水的特性,对超临界水氧化技术的研究及应用进行了综述,并对超临界水氧化技术的工程化问题进行了探讨：     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

化学堵水剂在油田生产中的应用

针对油气井见水早造成注水井波及系数降低及投资费用增加等方面的危害,分析了选择性堵水调剖剂和非选择性堵水调剖剂的特点及其在油田实际生产过程中应用情况,选择性堵水剂是利用油和水、出油层和出水层之间的性质差异来实现选择性堵水的;非选择性堵水技术则主要用于封堵单一水层或高含水层。文章还总结了化学堵水调剖的应用效果,展望了堵水调剖的发展前景。     

累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系

鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。     

准东阜东斜坡区齐古组砂岩成岩作用研究

侏罗系岩性油藏是准噶尔盆地阜东斜坡区非常重要的原油产层,探索储层主要成岩作用类型对该区齐古组油气勘探及开发具有重要意义。 利用铸体薄片、扫描电镜、X 射线衍射、阴极发光、镜质体反射率和物性分析等资料,对阜东斜坡区侏罗系齐古组砂岩成岩作用及其对储层物性的影响进行了研究。该区齐古组砂岩储层岩石类型主要为岩屑砂岩,其次为长石岩屑砂岩;成分成熟度较低,结构成熟度较高;主要成岩作用类型包括压实作用、胶结作用以及溶蚀作用,成岩演化阶段已达到中成岩阶段 A 期。 其中,建设性成岩作用主要包括部分绿泥石和伊利石包膜胶结作用和溶蚀作用,破坏性成岩作用主要包括压实作用以及方解石、凝灰质、方沸石和硅质胶结作用。该研究成果为进一步的岩性-地层油藏的储层预测提供了依据。     

文南油田注入水水质处理新技术

针对文南油田清水,污水先分别处理后再混合注入所导致的严重的腐蚀和结垢问题,对清水,污水先混合处理然后再注入进行了技术研究,研究内容包括,地质基础研究,水质处理技术研究和模拟及现场试验,这种水质处理新技术的主要工艺特点是：污水先期除油;混合杀菌加药点前移;一级沉降罐内部结构优化设计,压力滤罐全面改造,现场应用证明,该技术可有效控制系统的腐蚀速率和结垢率。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

使用含水影响增量判断油田含水上升的新方法

在分析油田产液量构成和含水变化的基础上,运用系统工程基本原理,提出一个新概念即油田含水影响增量,并推导出计算方法。实例计算分析表明,该方法能定量计算出单元的产液量和产水量对油田含水变化的影响,为系统评价含水变化、合理控制含水上升提供依据。