孤岛油田采出液处理工艺的改进

随着油田的开发,采出液量增加且含水逐步升高,特别是采出液含聚后,油水处理难度增加,原来的处理工艺开始出现不适应状况:一、二次沉降罐效果变差,原料油含水逐步升高,站内循环处理量增大,整个脱水系统能耗明显上升;由于油水沉降效果变差,脱水系统分离出去的污水含油高,加重了污水处理站的处理负荷;经污水站处理后的污水含油量、悬浮物含量、细菌含量高。为此,推广应用了预分水工艺,该工艺降低了后段的处理负荷,提高了污水站的来水水质;通过四段沉降及大罐抽底水流程改造,保证了外输原油含水指标的稳定;通过污水处理工艺不断改进及药剂筛选优化,较大幅度提升了综合水质达标率。     

联合站污水处理技术分析

联合站是油田采出水的主要聚集地,对联合站采油污水的处理是油田开发的重要环节之一。采油污水在处理后常回注地下进行驱油,对采油污水的水质要求较高。因此,对联合站采油污水处理技术进行了分析。     

萨中开发区含油污水处理系统适应性分析及优化思路

随着聚合物驱油技术的大规模应用以及三元复合驱工业化推广,油田采出水水质含聚量逐渐升高,水驱与聚驱污水站来水水质处理难度加大,导致地面采出水处理系统出现了不同程度的不适应性。为了满足开发注水水质要求,更好地适应油田开发形式,以油田公司规定的污水站设计参数为依据,结合目前各污水系统处理工艺实际运行情况,对设计参数进行适当调整,重新校核已建污水系统处理能力,并进行系统能力分析。根据分析结果,提出"优先调整原水管网,实现水驱、聚驱污水站能力互用;其次新增污水站处理能力,完善滤后水管网,实现矿区之间污水站能力互补"的优化调整改造思路,为今后污水处理系统平稳高效运行,完成油田公司下达的生产经营指标提供保障。     

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。     

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。     

联合站污水处理系统工艺适用性评价及改善研究

本文对某采油厂联合站污水处理系统的水质跟踪化验结果中多次出现了菌类及固体悬浮物超标的情况进行研究,并进一步分析菌类指标波动范围较大的原因,由于采油厂联合站污水处理系统近几年来,油、气、水等生产主要指标参数发生了较大变化,相关场站集输处理工艺的适应性也随之发生变化,通过工艺流程梳理及药剂配伍性实验是了解水质指标变化的关键...     

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。     

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。     

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.     

百重7稠油污水处理新技术

百重7稠油井区地处克拉玛依最好的水源—百口泉地下水,为保证水源地水质及水源地环境不受污染,稠油污水外输至水源地10km外的百联站稠油污水处理系统进行处理。该项目通过研究水处理药剂与污水中悬浮物与油珠的作用机理,运用多种水处理的新老理论,并结合药剂及工艺实验,研究出多种新技术,形成了独创的“稠油污水微涡旋处理技术”,具有工艺简捷、管理方便、运行成本低等特点;确保了处理后达标回注百口泉地区稀油油田,保持地层能量;因此,该项目是一个集环保、节能、上产于一身的科研项目。     

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.     

百重7稠油污水处理新技术

百重7稠油井区地处克拉玛依最好的水源-百口泉地下水，为保证水源地水质及水源地环境不受污染，稠油污水外输至水源地10km外的百联站稠油污水处理系统进行处理。通过研究水处理药剂与污水中悬浮物与油珠的作用机理，运用多种水处理的新老理论，并结合药剂及工艺实验，研究出多种新技术，形成了独创的“稠油污水微涡旋处理技术”，具有工艺简捷、管理方便、运行成本低等特点；确保了处理后迭标回注百口泉地区稀油油田，保持地层能量；因此，该项目是一个集环保、节能、上产于一身的科研项目。     

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。     

含油污水二段处理工艺技术的改造

针对大庆油田开采方式的变化及对含油污水水质的影响，分析了已经形成的二段处理工艺处理含油污水时存在的问题。在此基础上，详细论述了二段处理工艺中各主要处理设备技术改造的依据和方案。对部分改造后的含油污水处理站处理后水质的分析测试数据表明，改造后的含油污水处理站，各主要设备的适应能力和处理性能明显提高了，并使处理后的水质达到部颁标准。     

海塔油田含油污水处理工艺

海塔油田污水具有腐蚀性不强、悬浮固体含量高、黏度较大、颗粒直径较小等特点.结合合格回注的处理要求,所选择的处理工艺应着重于除油及悬浮固体,拟采用物理、化学联合处理的工艺,同时筛选出高效的水处理药剂.海塔油田含油污水深度处理站宜采用悬浮污泥过滤的处理工艺.在今后的生产中,应积极对其进行水质监测,通过分析水质检测数据,不断优化处理参数,并对工艺进一步完善,使其达到更理想的处理效果.     

油田含聚污水水质处理技术研究与应用

针对传统的重力沉降污水处理技术已不适应含聚污水水质处理的技术要求,油田污水处理系统存在的含聚污水除油难度大、污水含油量高污水停留时间短、加药工艺存在缺陷等问题,提出了开展含聚污水处理技术先导试验研究、专用除油剂优选试验、利用闲置油罐增加沉降时间、定期开展分水器及污水罐清砂排泥和改进加药工艺方式等5项对策措施,介绍了实施情况及实施效果等。实践表明,采用先进的"气浮+聚结+过滤"的技术优化方案,选用优质专用除油药剂,并根据井排来油情况制定不同的加药量,同时利用闲置油罐增加污水沉降时间,加强分水器及污水罐清砂排泥日常维护,改进加药工艺方式等改造措施均十分有效,能有效满足含聚污水水质处理的技术要求。     

注水水质对水驱砂岩油田开发效果的影响

河南稀油油田进入开发后期以来,绝大多数水井采用污水回注采油工艺。由于长时间污水回注,储层孔隙结构发生较大改变,吸水能力变差,注水开发效果受到影响,且需进一步加大污水处理工作的力度。通过改造联合站污水处理工艺流程,采用多余污水油区以外回注、污泥固化处理、注水干线水质稳定技术、干线防腐处理、井站部分区域精细过滤等措施。改善了回注污水质量,确保了整个回注污水工艺流程污水达标.对油田注水开发后期稳油控水起到了一定的作用。     

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。     

含油污水二段处理工艺技术的改造

针对大庆油田开采方式的变化及对含油污水水质的影响，分析了已经形成的二段处理工艺处理含油污水时存在的问题。在此基础上，详细论述了二段处理工艺中各主要处理设备技术改造的依据和方案。对部分改造后的含油污水处理站处理后水质的分析测试数据表明，改造后的含油污水处理站，各主要设备的适应能力和处理性能能明显提高了，并使处理后的水质达到部颁标准。