风城油田超稠油采出水处理工艺及应用

风城油田超稠油采出水具有“含砂高、黏度高、密度高”的特点,大量不易分离的粉砂和泥质附在油中,其乳化稳定性强,处理难度大;沉降脱水罐来水含油量＞10 000 mg/L,悬浮物＞500 mg/L,高含油及悬浮物对采出水处理系统影响及冲击较大。采用“两级除油＋混凝反应＋两级过滤”工艺对超稠油采出水进行处理,处理后净化水含油量≤2 mg/L,悬浮物≤2 mg/L,污水处理合格率100％,污水回用率100％,回用油田注汽锅炉。实现了污水的循环利用,节约清水费用2 463.75万元,可充分利用高温采出水热能,年均节约天然气用量约5 475×104 Nm3,节约天然气费用5 365.5万元。     

新疆油田采出水处理稳定达标回注技术的研究与应用

介绍了新疆油田采出水处理技术的发展历程及应用情况,分析了目前采出水处理中存在的主要问题,从水质的变化、工艺流程中的细节、运行管理、药剂投加等多方面入手,制定出具有针对性的解决措施,陆续应用于采出水处理站的改造及系统运行管理中,取得了显著的成效,注水水质达标率稳定提高。     

稠油采出水再生回用技术及其应用

采用缓冲调节、混凝沉淀、溶气气浮、吸附除硅、粗精过滤和弱酸软化法处理稠油采出水,最终出水可回用作热采锅炉水,实现了稠油废水的资源化,同时还回收了油。该稠油采出水再生回用技术已在辽河油田得到了成功应用,取得了明显的经济效益、环境效益和社会效益。     

页岩气采出水处理及回用现状分析

介绍了页岩气采出水的产排特征,国内页岩气采出水的处理及回用现状,并总结出3项采出水处理技术,即：回注、简单处理后回用及处理至SY/T 6596—2004《气田水回注方法》达标,进行回注,以采出水复配压裂液为主要污水。这3种处理方式可以处理页岩气采出水,为污水达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》做技术储备,并降低采出水对土壤、地表水等可能造成的环境污染风险。     

美国油气田采出水的处置与利用

美国油气田采出水除回注外,主要还有地下灌注、地表排放、农业灌溉等方式,多途径实现采出水的资源化利用,但同时也带来了地下处置可能引发地震、浅层处置可能影响含水层、浅层处置导致地层压力增大的风险。通过对美国油气田采出水管理方式的研究,为国内油气田采出水的处置及资源化利用提供借鉴。     

某气田采出水回注储层伤害研究

某气田采出水外排压力大,污水拉运成本高,通过研究须家河组分别与蓬莱镇组、沙溪庙组流体与流体、流体与储层之间是否配伍来论证须家河组采出水在蓬莱镇组和沙溪庙组就近回注的可行性。开展了须家河组 与蓬莱镇组、沙溪庙组采出水混合水样的浊度、结垢趋势预测,以及须家河组采出水对蓬莱镇组和沙溪庙组的储层 伤害评价实验,结果表明：须家河组与沙溪庙组混合水样配伍性较好,虽然两种混合水样在地层条件下均会产生CaCO3和BaSO4垢样,但须家河组与沙溪庙组混合水样产生垢量低于和蓬莱镇组混合水样产生垢量,须家河组采出 水注入沙溪庙组岩心渗透率损失率39.68％,低于蓬莱镇组岩心渗透率损失率69.34％。须家河组和沙溪庙组流 体配伍性较好,须家河组采出水对沙溪庙组储层伤害较小,优选沙溪庙组作为须家河组采出水回注层。     

ADAF处理油田采出水的应用研究

介绍了新型ADAF溶气气浮的特点、关键技术及主要指标,并进行了油田采出水处理的试验.结果表明,该设备运行稳定,对含油废水中的油、SS的净化效率高,对其去除率分别达到94%和83%,可广泛用于油田采出水的处理.     

一体化采出水处理装置研究及应用

长庆油田采出水处理站具有点多面广的特点。为满足油田低成本开发的需求,研发了一体化采出水处理装置,该装置具有橇装化、集成化、自动化和数字化等特点。现场应用结果表明：经该装置处理后水质达标。处理过程不投加药剂、运行费用低、污泥产生量少,现场管理方便,适合边远中小型站场采出水处理。     

油田采出水微波处理技术探讨

微波应用于油田采出水处理,具有辅助絮凝、杀菌、降低腐蚀的作用。实验表明：应用微波处理油田采出水,可使PAC（聚合氯化铝）加量减少20％、PAM（聚丙烯酰胺）减少30％,处理时间仅为常规工艺的1／4,微波处理60S可将采出水中的TGB（腐生菌）、FEB（铁细菌）、SRB（硫酸盐还原菌）杀死99%以上,与常规工艺相比,微波处理后水质腐蚀率可下降20％以上。     

高矿化度油田采出水危害性分析

长庆油田学一联合站油田采出水经三级处理后,出水水质达到低渗透、特低渗透油田回注指标,但不久水质变浑浊,并伴有大量的红棕色沉淀物生成.取样分析,红棕色沉淀物为氢氧化铁,水中pH值为6.0～6.5,铁含量在50～100 mg/L.文章针对含铁量过高为主的高矿化度油田采出水可能带来的危害进行分析,并提出解决方法.     

船厂二级生化出水的回用技术应用研究

通过小试模拟船厂二级生化出水的中置式混凝沉淀工艺运行过程,研究了PAC和PAM投加量对出水水质的影响。结果表明,PAC和PAM最佳投量分别为40和0.3 mg/L。根据小试结果进行中试投药,结果显示NaClO的最佳投量为10 mg/L、PAC和PAM最佳投量与小试一致;中试对COD的去除率要高于小试,且出水水质达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》(GB/T18920—2002)与《城市污水再生利用景观环境用水水质》(GB/T 18921—2002)水质标准;除总氮外,中试出水其余指标均达到《地表水环境质量标准》(GB 3838—2002)的Ⅳ类水质要求,且部分指标达到Ⅰ类和Ⅲ类水质要求。回用水处理总价为0.65元/t,厂区自来水费为2.38元/t,中水回用装置流量按30 t/h来计,则企业每年可节约自来水量为26.3×104t,每年将节省45.5万元;同时还可以减排污水量为26.3×104t,削减COD量为10.52 t、NH3-N量为0.39 t、TP量为0.26 t。     

气田采出水回注环境风险控制措施探讨

气田采出水的水量小、含盐量高,回注通常是更适合的环境处置方案。回注的主要环境风险是井 筒内腐蚀造成泄漏后的土壤、地下水污染。文章在分析气田采出水水量、水质和污染特征的基础上,综述了回注处置井的目标构造选择方法,提出地下水污染最关键控制参数是注水静水压力低于“可利用地下水”的低水 位（高度）以保证下方注入水不会上侵,回注处置目的层必须位于可能的饮用水源之下并有可靠的隔离层;提出井筒必须具有连续完整性,以保持注水构造与可能饮用水源的隔离;同时提出相应的检测/运行管理需求和控制措施,即可采用模型预测、检测、试验等方法分析采出水的腐蚀、结垢特性,通过投加适当的缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂等措施控制井筒腐蚀/结垢,为气田采出水回注环境风险控制提供参考。     

低含聚油田采出水硅藻土过滤中试研究

针对某低聚油田采出水易造成传统过滤器滤料板结的问题,开展了硅藻土吸附和过滤相结合处理油田采出水的中试。结果表明,过滤出水水质满足一级过滤器出水对注水指标悬浮物及含油量的要求,其中80%以上的滤后水悬浮物含量都在2 mg/L以内。试验还表明,硅藻土过滤器运行周期为2.3 h,硅藻土投加量为1.5 kg/d左右,处理成本为0.85~2.37元/m3,硅藻土耗量大,应开展硅藻土废滤渣的再生利用研究。     

臭氧-生物活性炭深度处理胜利油田采出水的实验研究

对胜利油田某油站采出水进行水解酸化 生物接触氧化中试试验,研究后发现,处理水质不能达到当地采出水的外排标准。在此基础上,提出了臭氧-生物活性炭工艺,对生物接触氧化出水进行深度处理,以达到外排标准。研究表明,O3-BAC处理工艺从第12天开始稳定,能够使进水中的NH3-N彻底氧化分解,使出水中的NH3-N保持在0.2mg/L以下。O3-BAC工艺出水的CODCr值基本稳定在40mg/L左右,达到外排标准。     

煤层气采出水达标排放处理技术研究

以鄂东区块采出水为研究对象,在对其水质特征充分分析的基础上,研究提出了“固定化微生物”曝气生物滤池的采出水COD和NH3-N的去除工艺,开展了3个阶段的现场试验进行COD和NH3-N去除效果的验证,同时采用GC-MS分析方法探究采出水中有机物氧化降解情况。试验数据显示：最终出水的COD、NH3-N均低于40,2mg/L排放指标要求,难降解有机物种类和数量大幅减少。其中,COD去除率从70％逐步提升至880％,且随水力停留时间（HRT）增加而不断提升;NH3-N去除率可稳定达到99％以上,远低于标准设定值2mg/L,且对HRT的调整不敏感。研究结果表明,以“固定化微生物-曝气生物滤池＋活性炭吸附”为主体的工艺的处理技术,对鄂东区块采出水中的COD,NH3-N和难降解有机物均具有明显的去除效果,将HRT调整至8h左右时,出水仍可稳定达标,此时的直接运行费用将降至1.40元/m3以下,较化学处理工艺处理费用低70％以上,实现了鄂东区块煤层气采出水的“低成本、 稳定达标排放”处理。     

大庆油田采出水低温处理技术

处理温度的降低对采出水处理系统影响最大的是滤料再生效果,常规的单独水反冲洗方式已不能满足污水低温处理的生产需要。大庆油田特高含水期实施低温采出水处理过程中,通过采用核桃壳滤罐变强度反冲洗、砂滤罐气水反冲洗以及提温反冲洗等技术进行的试验,开发出适宜的低温滤料反冲洗技术和运行参数,解决了制约采出液低温集输处理技术推广应用的瓶颈。研制的高效低温破乳剂解决了在原油凝固点附近进行油水破乳的技术难题,降低了脱后污水的含油量,实现了低温条件下的油水分离。     

新疆油田边缘井区采出水处理研究

新疆油田边缘井区油水的集输拉运成本高、管理不便。在对典型边缘井区——滴12井区环境条件实地调查的基础上,系统分析了边缘井区的采出水特点,提出了"就地处理、就近回注"的处理思路,研究适合边缘井区的采出水处理工艺。工程最终采用重力除油—旋流反应—混凝沉降处理工艺,处理出水的含油量检测结果为微量,悬浮物浓度≤8.1 mg/L,达到注水水质要求,且该工艺近期可为彩南油田带来64万元/a的经济效益。     

新疆油田采出水处理运行现状分析及改进建议

近10年,新疆油田采用"离子调整旋流反应污泥吸附法处理技术"和"重核催化处理技术",新、改扩建了近20座含油废水处理站,提高了油田废水处理达标率,使处理后的采出水回用注汽锅炉或回注油田,节约了淡水资源,利用了废水热能,降低了石油开采能耗,取得了显著的环境效益和经济效益。但近年有些废水处理站出水水质变差,系统处理效果出现滑坡,为此新疆油田公司组织相关部门对其油田废水处理站的运行状况进行了调查,分析存在的问题,并提出了今后改进建议。     

油田采出水微生物处理菌株选育及特性研究

为解决油田采出水微生物处理菌株的应用局限,通过He-Ne激光和紫外线复合诱变,选育出能够在油田采出水中快速生长,并有效降解油田采出水主要危害成分的5种优势菌株。经形态学和生理生化鉴定,这5株菌分别为枯草芽孢杆菌（Bacillus subtilis）、醋酸钙不动杆菌（Acinetobacter calcoaceticus）、多食鞘氨醇杆菌（Sphingobacterium multivorum）、荧光假单胞菌（Pseudomonas fluorescens）和解脂假丝酵母（Candida tropicali     

高含盐采出水冷冻脱盐技术研究

由于高含盐采出水中氯离子浓度和矿化度很高,为了实现油田高含盐采出水的回注,除了降低石油类、COD和SS的含量外,还要去除其中大量的无机盐类。文章研究了对某油田高含盐采出水采用冷冻脱盐技术的处理效果,通过对模拟水和实际采出水进行脱盐实验,对影响冷冻速率的因素,冷冻脱盐效率和重力脱盐效率进行了研究。冷冻脱盐法直接脱盐率为50％以上,通过进一步静置,最终的脱盐率可达到60％以上。较高的初始温度、缩短水从液态冷冻到固态的时间、延长重力脱盐时间,能获得更好的脱盐效果。