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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。 相似文献
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处理后的油田要出水绝大部分都应用于油田注水,注入油层的水质对水中悬浮杂质含量要求非常严格,例如悬浮固体含量一般不得大于5mg/l,低渗透率(渗透率<0.1μm^2)不得大于1mg/l,不仅对含量作严格规定,而且对所含杂质颗粒粒径也作了严格的规定,一般不得大于5μm,低渗透层不得大于2μm, 相似文献
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在对叶轮浮选法处理含油污水技术进行理论分析的基础上,进行了叶轮转速,浮选剂投加量、污水在浮选池中的停留时间对浮选处理效果影响的试验研究。试验结果表明,采用叶轮浮选法处理含油污水是可行的,在叶轮转速为700r/min,UP20型浮选剂的投加量为20-25mg/L、污水在浮选中的停留时间为5-8min、进水含油量约为1000mg/L、悬浮固体含量为15-40mg/L时,除油率可达到86%以上,悬浮固体 相似文献
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油田采出水矿化度高,氯离子含量高,针对这一特点,利用电解盐产生次氯酸的原理,对华北油田古一联合站的采出污水进行了电解杀菌试验,试验表明,当水的矿化度≥4000mg/L时,电解杀菌的费用仅为投加杀菌费用的3%左右,而油田采出水的矿化度一般都大于4000mg/L,因此电解杀菌工作有待进一步研究。 相似文献
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1.塔中联合站概况
塔中联合站地处塔克拉马干沙漠腹地,距轮南油田300km,来液情况复杂,污水矿化度90000mg/L左右,属于典型的高矿化度含油污水,联合站来液7002t/d左右,其中油3563t/d,含油污水3752t/d。经生产分离器后出水含油为50-200mg/L,悬浮固体含量为150-300mg/L。处理后的水质含油量为40~80mg/L,悬浮固体含量为40~110mg/L,悬浮固体粒径中值为6~9μm。三项指标均较大范围地超出塔中油田的注水水质指标。 相似文献
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油田聚合物驱采出水的处理,采用沉降、过滤的处理工艺,经该工艺处理后的水即可进行回注。为了优选占地面积小、处理效率高的含油污水处理设备,开展了水力旋流器处理聚合物驱采出水的研究。通过对旋流器两个运行操作参数的比较,确定了水力旋流器在进口压力0.56 MPa,出口压力0.21 MPa,排油口压力0.17 MPa,排泄比为10%时的处理效果最好。在进口流量为208 m3/h,出口流量为198 m3/h的条件下进行了的现场试验。试验结果表明,经过两级过滤后出水的悬浮固体含量达到低渗透注水水质指标。 相似文献
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以油藏数值模拟为手段对渤19断块的水驱进行综合评价,结果表明:渤19断块目前各油层采出状况很不均衡,主力油层“顶端优势”加剧——采出程度高、含水高,原主力油层的剩余储量仍然保持其主力地位。基于目前井网,对层系的数值模拟预测的水驱采收率仅为35.4%。在水驱研究的基础上,对该断块进行聚合物驱和交联聚合物驱数值模拟优化研究,结果表明:以第一段塞0.05PV(聚合物浓度2000mg/L,交联剂浓度800mg/L)加第二段塞0.20PV(聚合物浓度1500mg/L,交联剂浓度600mg/L)的交联聚合物驱为最优方案,最优方案下的吨聚合物增油为86t,可提高原油采收率8.42%。 相似文献