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。     

一体化预分水装置在高含水油田的应用

为克服现有集输及产出液处理系统预分水设施的局限性,研制了一体化预分水装置。该装置为橇装装置,由主体橇和过滤橇两个橇块组成,主体橇可实现高含水原油的预分水和污水净化,使出水含油量和含悬浮物含量≤50 mg/L;过滤橇依据出水水质要求,可采用常规滤料过滤或耐污染多孔道膜精细过滤。现场应用表明:一体化预分水装置可在1 h内预分出高含水原油中50%以上的污水,并完成对分出污水的净化处理,使出水水质达到特低渗透油藏注水水质"5、1、1"指标,能够满足高含水油田现场预分水需求;装置的投资仅为现有同等处理规模装置的50%,且运行成本低;可标准化、模块化设计与施工,安装使用方便;适用于高含水油田预分水和污水就地处理,实现节能降耗、降本增效;可"以污代清"进行注水开发,节约清水资源,减少污水外排。     

橇装气浮与磁分离装置处理压裂返排液的效果

根据油田"十二五"及"十三五"开发规划,2014年至2020年,大庆油田每年将增加压裂井次,单井产生的压裂液量将大幅增加。压裂返排液中含有大量对环境有害的物质,不能直接排放,大量的废液存放在废液坑中存在安全隐患。基于此,油田集成了3套橇装式处理装置用以处理废液池压裂返排液和现场直接返排的废液。根据压裂返排液的水质特点及实验研究结果,制定了"调质—气浮—磁分离"的工艺路线。对三种氧化药剂进行了不同投量和氧化时间的优化试验,1#氧化剂在投加量为100 mg/L、氧化40 min时的黏度去除率达到74%。压裂返排液经橇装装置的调质单元、气浮单元、磁分离单元处理后,其悬浮物、含油量都降低到20 mg/L以下,达到进入联合站的要求。     

橇装除硫装置处理零散区块油田含硫采出水试验研究

针对零散区块油田采出水具有水量小且分散不集中,受施工作业影响水质水量波动较大、硫化物含量较高等特点,进行了橇装除硫技术(微生物除硫、氧化塔除硫、曝气除硫)的对比试验,旨在避免后续有机膜硫化物中毒失去弹性而无法再生的同时,有效控制其最终出水水质,尤其是悬浮固体含量;确定采用橇装曝气除硫技术,并且利用曝气强度的增加来弥补曝气停留时间的不足。当来水硫化物质量浓度小于44.2 mg/L且曝气时间为4 h时,曝气气水比最低限为7∶1,出水硫化物质量浓度可达到2 mg/L以下的采出水辅助注水指标要求。     

组合式含油污水处理装置在小区块油田的应用

为解决边远小区块油田含油污水处理和注水难的问题,开发了橇装组合式含油污水处理装置。装置由聚结平行板除油器、提升泵、初级过滤器、压盘式过滤器和净化储水罐等组成。在延长油田的现场应用表明,当来水悬浮物含量小于60 mg/L,含油小于1000mg/L,投加30×10~(-6)聚合铝药剂时,装置的压盘式过滤器出水悬浮物含量小于2mg/L,含油小于4mg/L,达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》中A2类水质标准。这种装置与长轴电动离心泵配合使用时,可在同一橇座上组成污水处理-注水一体化装置。     

大庆油田地面建设中一体化集成装置的研发与应用

针对大庆边际油田单井产液量低、井网间距大、系统可依托性差、气候条件恶劣等特点,研发了能够适应大庆油田特点的加热增压一体化集成装置及活动注水、水质处理橇装集成装置。加热增压一体化集成装置将油井采出液的加热、增压功能集于一体,装置配有远传智能终端控制系统,通过传输光缆实现数据远传及远程控制功能;活动注水、水质处理橇装集成装置适用于外围零散区块小规模地下水水质处理。一体化集成装置可快速组装到位,满足了油田快速建设的要求。大庆油田采用"四合一"、"三合一"流程的转油站及大型处理站不适合开展整体集成的一体化装置;一体化集成装置的研发应用需考虑本油田的自然条件及油品物性。     

红山嘴油田稠油污水处理工艺技术研究与应用

为解决红山嘴油田稠油污水含污油密度大，粘度高，乳化严重及水温高等问题，红浅稠油处理站建成了一套400m^3/h的稠油污水处理装置，投入运行后，机组能将进口污水含油≤2000mg/L，悬浮物≤200mg/L，处理为装置总出口污水含油≤10mg/L，悬浮物≤5mg/L，达到了国家污水排放标准，该装置具有运行平稳，高效，费用较低等特点，是油田稠油污水处理的一项成功技术。     

长庆高矿化度含油污水生化处理新技术研究及应用

针对长庆油田低渗透、非均质性强、地层水矿化度高等特点,以试验区活性污泥和油污土壤为菌源,应用物理诱变选育技术,研发出可在矿化度10～100 g/L范围存活的本源高效菌种体系Ca-Vi。室内开展了该菌种除油效果评价及对原油的降解作用、污水腐蚀性等试验研究。结果表明,该菌种除油效果明显,除油率可达91%以上,生化处理后含油量均低于10.0 mg/L;微生物对ZJ站、YY1站大分子原油降解效果较好;污水经生化处理后腐蚀性降低,XW5和YY1站现场挂片试验,腐蚀速率由0.228 mm/a和0.4231mm/a分别降至0.066 mm/a和0.0213 mm/a。污水生化处理工艺适用于处理pH 6～8、温度20～35℃、CODcr≤2000 mg/L、含油量≤250 mg/L的污水;处理初期投加的微生物菌种活性大于1014个/mL,曝气池中溶解氧≥2 mg/L。处理后水中含油≤10 mg/L,有机杂质≤15 mg/L,达到油田污水回注水质标准,且运行稳定。现场试验效果证明,长庆高矿化度采出水生化处理新技术有进一步扩大规模、推广应用的良好前景。     

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%。     

河南油田非常规压裂返排液回注工艺技术

河南油田非常规压裂返排液的成分复杂,目前尚无效果理想的处理工艺,因此,急需开发一种高效、经济的处理回注工艺技术。根据河南油田非常规压裂返排液水质分析情况,通过絮凝沉降试验、药剂除硼试验,以及反渗透膜除硼的室内及现场试验,得出如下结论:非常规压裂返排液的处理回注工艺方案可采用絮凝沉降+反渗透膜过滤的处理流程,采用橇装式成套设备,处理后水质可满足回注水质标准,即含油量≤10 mg/L、悬浮物含量≤10 mg/L、含硫量2 mg/L、总铁含量2 mg/L、细菌总数100 m L-1、p H值7~8;处理后污水通过单井注入地层,处理成本不大于5元/m3;设计压裂返排液处理规模为100 m3/d。     

红河油田钻井作业废液处理技术

2012年新建的红河油田钻井作业废液处理系统的处理量为3 600 m3/d,治理原则是单井回收、集中处理、达标回注、综合利用。其工艺流程借鉴了部分油田的生产实践经验,站场功能分区较为合理,主、次流程较分明,配套设施也较为完善,其钻井作业废液的处理已达到了设计要求。处理前水质含油量≤1 000 mg/L,悬浮物含量≤4 000 mg/L;处理后水质含油量≤10 mg/L,悬浮物含量≤10 mg/L。     

液体过滤技术在油田污水处理中的试验研究

为了确认液体过滤技术在油田污水处理中的可信性和实用性,在原理试验的基础上,设计了小型液体过滤装置。在中海油SZ36-1原油污水处理厂,用小型液体过滤装置对含聚污水进行了定性、精度选择、滤速优选、筑膜剂添加量和运行参数优选试验。根据优选后的各项参数,对出口水质进行取样化验。研究结果表明,小型液体过滤装置对含油质量浓度≤200 mg/L,悬浮物质量浓度≤100 mg/L的含聚污水进行处理后,可使出口水含油质量浓度≤10 mg/L,悬浮物质量浓度≤10 mg/L;当进口水质为44~110 NTU时,出口水质稳定在5 NTU以下,过滤时间超过10.5 h;过滤系统可自动剔除污染物,避免了常规过滤系统因反洗形成的二次污染,且不需要反洗水,污水处理系统可减负20%以上。     

诱导射流气浮选与微动力过滤技术联合处理含油污水试验

油田进入高含水开发后期,由于油田开发层位和开发方式的变化,采出污水中因细小颗粒油珠逐渐增多、乳化程度提高而带来水质特性改变,导致污水处理难度增大,重力沉降除油效果变差和滤前水质超标,为此开展了"诱导射流气浮选+微动力过滤"处理工艺技术的现场试验研究。根据诱导射流气浮选设备和微动力过滤器的特点,采用正交法进行额定设计规模条件下的最佳运行参数的优选试验,并在此条件下开展两个高效处理设备组合处理工艺的污水处理试验。试验结果表明,处理后的水质能够达到油田中渗透率油层回注水水质控制指标要求,即含油质量浓度≤15 mg/L,悬浮固体质量浓度≤5 mg/L,粒径中值≤3μm,既提高了回注水水质的达标率,同时也满足了油田生产需要。     

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.     

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。     

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。     

喇嘛甸油田污水站工艺优化设计

喇嘛甸油田三号污水站采用一次沉降工艺,缺少一级沉降,满负荷运行时沉降时间仅为3.84 h,由于沉降时间不足,导致油水分离效果差.经设计改造后,在满足处理水质达标的基础上,实现了设备先进化和管理自动化,减少了工人的劳动强度,降低了对环境的污染,并且能够处理高含聚污水.改造后污水总体沉降时间为8.64 h,可达到出水水质在沉降阶段含油≤30 mg/L、悬浮物≤40 mg/L,过滤后水质含油≤20 mg/L、悬浮物≤20 mg/L的技术指标.     

白音查干油田含油污水的处理

白音查干油田污水水质、注入层物性、所处自然环境以及污水处理规模等具有以下的特点:油田采出水矿化度高(80 000～140 000 mg/L)、水性多样(含CaCl2、NaHCO3、NaH-SO3等);属中低渗油藏,对净化水质要求较高;污水处理规模较小,仅为120 m3/d左右;污水处理工艺流程的可靠性及环保特性要求较高。因此,其污水处理工艺装置的设计原则应满足以下几点要求:采用橇装小型化污水处理装置,以减小污水处理装置的体积,节省土地资源;净化水应满足地层物性要求,采出水就地处理,就地回注;污水处理工艺流程和设备运行高效,安全可靠,与环境具有较好的协调性;具有较高的自动化程度,以降低人员的劳动强度。     

短流程油水配套处理装置在西47站的应用研究

华北油田西47站站外来液经过加热之后直接进入储罐,未经处理的含水原油拉运至联合站进行处理。西47站目前注入水为清水,造成了生产运行成本较高。为充分利用该站产出的污水和有效空间,避免新征用地,在保证处理后的水质达到指标要求的前提下,研制了一种油水配套处理装置,可减少原油拉运费用。该装置具有流程短、占地少、效率高、运行费用低、投资少等特点。应用该装置,西47站处理后的水质含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮物质量浓度≤1 mg/L、悬浮物颗粒≤1μm,满足了该断块地层对注入水水质的要求,且每年可节约拉运费用109万元左右。     

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。