MVC工艺在高盐稠油采出水资源化工程中的研究及应用

针对国内某稠油油田采出水处理后回注面临的问题,确定了替代清水回用注汽锅炉的资源化处理方案。通过分析采出水水质,明确了蒸发脱盐前需要除油、除悬浮物及除硅,并根据原油黏度及水质等确定了"除油+气浮+过滤"的预处理工艺。开展了除硅室内试验及现场连续试验,投加氧化镁、碳酸钠、混凝剂、絮凝剂等药剂混凝搅拌,室内停留1 h或现场停留2.5 h后,出水硅质量浓度平均在5 mg/L左右。通过脱盐除硬工艺对比,在预处理后选择了水平管降膜MVC蒸发装置,对其系统工艺、内部结构及布管等进行分析研究,使工艺水在低于70℃时达到沸点而产生蒸发;通过在某油田资源化工程上的实际应用,产水率达69.5%,产水含盐量≤2 mg/L,完全满足注汽水质要求。该工艺在油田采出水资源化处理领域具有广阔的应用前景。     

庆二联采出水处理系统工艺优化

本区采出水处理系统于2010年10月15日投入运行以来,制定了一套适合华庆油田的采出水处理流程工艺及加药制度,但系统本身的局限,处理效果不理想,通过工艺、流程改造,选择配套水处理工艺,改善采出水处理水质,主要指标:悬浮物、含油量达到10 mg/L以下,硫酸盐及腐生菌含量控制在指标范围内,减缓采出水系统结垢腐蚀,使处理后水质达到华庆油田采出水回注水质要求。     

新型涡旋式离心机用于含油污水处理

在胜利油田孤东采油厂应用新型涡旋离心技术进行了稠油废水的处理试验.试验结果表明,该机型稳定运行后水中除油率达到98%以上,离心出水含油均在30 mg/L以下.若采用两级离心,出水水质可维持在10 mg/L以内,设备抗流量冲击性强,且处理过程中无需加入化学药剂,工艺的经济可行性很高.     

微生物法处理三元复合驱采出水试验

三元复合驱油作为三次采油提高采收率技术,已进入工业化推广阶段。由于三元复合驱采出水中含有大量的聚丙烯酰胺(PAM)、表面活性剂和碱,使采出水的黏度增大,污水中油珠粒径变小,污水乳化严重,采用常规处理工艺很难使三元复合驱采出水得到有效处理,并达到回注水水质控制指标要求。为此,在杏十联三元复合驱采出水站,采用处理规模为5 m~3/h试验装置进行三元复合驱采出水微生物生化处理现场试验。试验结果表明,微生物生化处理技术除油效果显著,试验装置生化段和过滤段的出水含油浓度分别小于50和20 mg/L,达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法(SY/T 5329—1994)》的回注水水质控制指标要求,提高了三元复合驱采出水的处理效果。     

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。     

油田采出水微生物处理橇装一体化技术研究

为了解决油田边缘零散区块开发过程中面临的含油污水处理及去向问题,进行了可移动搬迁的橇装化微生物处理技术研究。首先确定了目标水质具有较高的可生化性,并通过室内筛选得到了具有针对性的降解能力较强的破乳菌和降解菌,然后进行了微生物橇装处理装置结构设计。油田采出水微生物处理现场试验结果表明:采用微生物预处理装置+微生物处理装置工艺,处理后水质可达到"含油量≤10 mg/L、悬浮固体含量≤15 mg/L"的滤前控制指标;应用微生物处理技术可以有效除硫,去除率可达到96%,为后续颗粒滤料过滤及精细处理奠定了基础。     

旋流气浮-过滤工艺处理稠油污水中试研究

针对秦皇岛33-1油田稠油含聚合物采出液的特点,采用旋流气浮-过滤工艺对该油田稠油污水开展深度处理中试研究。结果表明,在辅以综合处理剂D-33的情况下,该工艺可使处理出水水质稳定,油含量平均7.7mg/L、悬浮物含量平均2.7mg/L、粒径中值平均1.7μm,达到回注要求,其中油和悬浮物的平均去除率分别达到99.1%和95.2%。该工艺在技术上是可行的,具有流程短、运行稳定、处理效率高及占地面积小等特点,在秦皇岛33-1油田具有较好的适用性。     

油田采出水生化处理工艺

采出水生化处理具有高效除油、运行平稳、成本低廉、污泥量少和无二次污染等优点;其缺点和局限性在于采出水停留时间长、环节多,导致其一次性投资比传统工艺高约15％,占地多20％,且对采出水的矿化度、可生化性、水温有一定要求。采出水生化处理工艺适用于富余污水的外排处理,以及中、低渗透油田回注污水的精细处理。吐哈油田4套处理装置采用生化处理工艺后,装置运行平稳,出水油含量＜1 mg/L,悬浮物含量＜3 mg/L,出水清澈透明。     

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。     

生化处理技术在油田高矿化度采出水处理中的应用

论述了采出水生化处理技术的基本原理、特点、适用范围,以及微生物处理的主要影响因素和控制措施,并与传统重力沉降工艺进行了对比。对比结果表明,该工艺具有除油彻底、运行稳定、运行成本低等方面的优势。通过对雁木西、鲁克沁等油田高矿化度采出水处理的应用情况,包括流程、设备、构筑物、配套技术、处理水质及成本效益等分析,说明了生化处理工艺的技术优势,及其对15×104mg/L高矿化度采出水处理的良好适应性。提出了今后生化处理技术需要攻关和推广应用的方向及建议。     

稠油采出水可生物处理性试验研究

通过采出水外排处理试验研究，考察了采出水的可生物处理性。实验室模拟试验结果表明，通过厌氧处理，采出水的生物化学需氧量(BODs)，重镉酸钾法测的化学需氧量(CODCr)上升到0．3～0．4。再经好氧处理可使CODCr降低到120mg/L以下。现场模拟试验采用厌氧水解—生物接触氧经两级生物组合工艺处理，处理后采出水的主要水质指标分别为CODCr60～100mg／L、石油类小于10mg／L、硫化物小于0．5mg／L。     

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。     

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。     

延长油田韩渠联合站采出水水质达标工艺研究及效益分析

延长油田经过多年的勘探开发,部分联合站采出水处理系统工艺落后,滤料更换频繁、加药效果差,滤后水质不达标,难以满足低渗透油藏注水水质要求。为实现采出水水质达标,延长油田将韩渠联合站作为试点进行工艺优化改造和药剂筛选。研究表明,改造后的一级重力除油+一级气浮+双滤料过滤+多介质过滤+烧结管工艺流程配合絮凝剂40 mg/L、助凝剂2 mg/L、阻垢剂60 mg/L、杀菌剂60 mg/L、缓蚀剂60 mg/L,以及合理的加药点,能够适应目前来水工况,且滤料更换周期由8~14个月延长至30个月,每年减少更换滤料费用65万元,水处理药剂费减少1.86元/m~3。     

油田采出水结垢趋势及工艺优化技术研究

针对留17水处理站目前处理水质无法满足断块注水水质要求的问题,利用Scale Chem结垢预测软件对注水井筒和采出水处理设备中的结垢量进行了预测,结果表明采出水与浅层地下水混配后井筒底部的CaCO_3结垢量为488 mg/L,BaSO_4结垢量为154 mg/L。对4种阻垢剂进行了室内筛选,发现当EDTMPS与PASP以2∶1质量比进行复配,添加总质量浓度为40 mg/L时,阻垢效果较好。对絮凝剂的添加方式进行了优化调整,当PAC与CPAM的质量浓度分别为70 mg/L和1 mg/L时,搅拌时间和加药间隔分别为5 min和30 s时,处理后采出水透光率最高。最后通过药剂筛选和工艺优化,出水水质达到SY/T 5329中的推荐水质指标,岩心渗透率下降幅度为21.7%,处理后采出水可以进行回注。     

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.     

西古尔纳Ⅱ油田高硬度高矿化度采出水回注处理工艺

油田采出水回注处理技术与油田采出水中所含杂质的种类及性质、油藏性质、原油性质等因素密切相关。伊拉克西古尔纳Ⅱ油田的采出水具有高硬度、高矿化度、低pH值的特点,为了使其在处理后达到要求较高的回注水水质指标,通过对原水水质的分析,以及综合考虑经济、环保和社会效益,确定了水力旋流→诱导气浮→核桃壳过滤→精细过滤的处理工艺方案,并对设备、管线的选材给出了明确规定。该方案不仅能满足处理水质指标要求,达到安全、稳定运行的目的,而且在节省投资和占地方面效果也非常突出。     

渤海油田D平台聚结-气浮除油技术

针对渤海油田D平台生产水流程的问题及特点,将聚结与气浮技术结合一起,进行除油效果研究。实验结果表明,采用特有的聚结材料,经过2级溶气设备和聚结除油设备,出口水质含油值小于20mg/L;经过3级溶气设备和聚结除油设备,出口水质含油值小于10mg/L。并根据渤海油田D平台现场空间情况,设计了1套聚结-气浮除油的撬装设备。     

胜利油田污水资源化利用技术研究进展

为解决油田生产开发过程中普遍存在的大量富余污水处置难度大和大量清水资源消耗之间的矛盾,开展了油田污水生化处理和膜过滤相结合的研究和试验。针对低渗透油藏回注水质要求严格的问题,应用生化处理配套精细过滤的集成工艺,可使处理后水质达到低渗透油田回注水A1级标准。针对稠油热采锅炉、三采配聚耗用清水的问题,应用生化处理配套反渗透膜淡化的组合工艺,可使处理后水质达到注汽锅炉和三采配聚用水指标。实验结果表明,采用生化与膜过滤集成工艺,可以实现采油污水的循环利用。     

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。