文一污水站减少污泥产生量的污水处理技术

为了减少文一污水站按现行工艺在高pH(8.0-8.5)下处理油田污水过程中产生的污泥量，开发了一种新的污水处理工艺，在室内实验条件下，用一种pH调节剂将污水pH控制在7．0－7．5，加入除铁剂，除铁增效剂各100mg/L，得到了最好的净水效果（滤膜系数MF＞30），车原污水相比，净化水污泥产生量由10．8g/L降至－1g/L，50℃，15d静态腐蚀速率为0．0089－0．0110mm/a，平均0．0097mm/a，SRB菌数为0，TGB菌数0－10^1个／mL，与地层水完全配伍；矿化度和主要成垢离子浓度有所降低。在文一污进行了为期47d的现场试验，结果表明：（1）在pH6.8-7.2，除铁剂和增剂剂加量分别为150，130mg/L时，净水效果最好，外输入MF＞28，SS 5mg/L，含油2mg/L，（2）pH增大时污泥产生量增大，处理后水水质变差；（3）pH6.8-7.2除铁剂130mg/L，增效剂100mg/L为最佳净水条件，外输水MF＞20；（4）净化水腐蚀性符合水质指标，主要腐蚀因素是二次沉降罐曝氧，加入Na2SO3可降低溶解氧含量，但引起水质下降；（5）试验期间污泥量减少1／2－1／3。（6）处理后水水质波动主要是水量波动引起的。     

缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价

涠洲12．1海上油田生产污水温度高（85--90℃）、Cl^-浓度高（12．5～17．8g／L）、矿化度高（30--40g／L），因而具有较大腐蚀性，且成垢离子HCO3^-、Ca2^＋、Mg^2＋等浓度高，SI值为1．96--2．00，结垢性也较强。针对此状况研制了咪唑啉类缓蚀阻垢荆NY-HGA。80℃下在该污水中加入40mg／L的NY-HGA，使A3、N80、K0—95钢的腐蚀速率分别由0．084、0．080、0．068mm／a降至0．059、0．064、0．063mm／a（同时加入20mg／L脱氧荆），使污水结垢率降低96．2％。在涠洲12—1油田生产系统进行NY-HGA应用试验，用美国Corrpro公司的旁通式腐蚀仪在线监测排海污水的腐蚀速率，在原处理工艺条件下（48mg／L缓蚀剂IMC-80-N＋56mg／L阻垢剂V402＋67mg／L清水剂JPA-Ⅱ）腐蚀速率为0．08806mm／a，只加清水荆时腐蚀速率高达0．8663mm／a，不加阻垢荆而改加37mg／L NY-HGA时腐蚀速率为0．02475mm／a，只加清水剂和NY-HGA时腐蚀速率为0．03162mm／a。因此，在涠洲12．1油田用NY-HGA代替IMC-80-N和V402可满足油田腐蚀控制要求．图5表4参5．     

氧化-混凝法用于油田回注污水处理研究

报道了过氧化辅助混凝法处理油田回注污水的研究结果。简述了方法原理。在室内实验研究中将油田污水先用石灰乳处理，使pH值升至7．07～7．3，先后加入合20％H2O2的氧化剂和混凝剂聚硅酸铝铁，沉降后的上清液经砂滤器过滤即得到净化污水。加入氧化剂5mg/L和混凝剂60mg／L，使污水中含油、悬浮固体、总铁、舍硫(S^2-)分别由146、43、26、8．0mg／L降至2．8、2．1、0．1、0mg/L；与单独使用混凝剂相比，混凝剂的最优加量范围由80～100mg／L扩大至40～90mg／L，适应处理水量变化的能力大大增强；氧化剂最优加量范围为4～6mg/L.在中原油田采油三厂进行的现场试验中，过氧化辅助混凝法(5mg／L氧化剂 60mg／L混凝剂)处理后的污水，舍油、悬浮固体、总铁、舍硫、MF、TGB、SRB、腐蚀速率等指标均大大优于混凝法(90mg/L混凝剂)处理后的污水，特别是MFF值高达42，TGB和SRB茵数为0，腐蚀速率为0．0386mm／a；在水处理流程中，被处理水的腐蚀速率除混合罐内高于来水外，均低于0．076mm/a；处理后污水合氧量低，水质的稳定性提高。图5表4参5。     

一种降低污水腐蚀性的油田污水处理技术

胜利东辛油田广利污水站处理后回注油田污水腐蚀性很强。注水井管柱和地面管线腐蚀极为严重。多次检测结果表明腐蚀速率高达0．24～0．28mm／a。腐蚀是由氢的去极化反应和硫化物引起的。污水在沉降罐停留时间长达15h，但沉降后污水中悬浮固体、含油、总铁仍大大高于行业标准的要求。使用已申请专利的一种电化学处理设备，在不同运行参数下在现场对未加水处理剂的污水进行预氧化处理，然后在pH=7．0进行混凝沉降1h，在运行参数（氧化程度）适宜时，砂滤后水质（悬浮固体、含油、Fe^3＋、∑Fe和滤膜因数MF）完全达到要求。预氧化后的污水容易混凝沉降，所用混凝剂（HPAM、HPAM＋硫酸铁、HPAM＋硫酸铝）效果相仿。预氧化使污水腐蚀速率增大。提高混凝沉降pH值（6.5-8．0）使水质普遍变好，腐蚀速率下降，但污泥生成量增多，合理的pH值为7．0。这时腐蚀速率为0．052mm／a。预氧化/混凝处理后污水矿化组成变化很小，Ca^2＋、HCO3^-浓度和结垢趋势减小。表7参5。     

中原油田注水水质改性技术

中原油田注入水水源以油田产出水为主，也使用洗井回水及清水。过去采用“除油－沉降－过滤”并加入杀菌剂、缓蚀剂、净水剂、阻垢剂的三段式水处理工艺，处理后水质不达标而且不稳定，沿注入系统流程不断恶化，特别是腐蚀性十分严重，其原因是该水富含游离CO2和HCO3^-，形成了弱酸性缓冲溶液。据此提出了调整水中离子、改变水性的水处理方法；将油田产出污水和清水（或其他污水）混合，加入pH调节剂（石灰乳）如絮凝剂，经沉淀、过滤后加入水质稳定剂，得到水质合格并稳定的注入水。产生的污泥压榨脱水后制成含水50％的泥饼。该水处理工艺从1995年到1999年先后经过初步矿场试验和工业性试验，在中原油田9个污水站成功推广应用，处理后的注入水pH值8.0-8.5，腐蚀速率0.003-0.040mm/a，溶解氧、S^-、悬浮油、含油、MF值、总铁、SRB、TGB、Fe细菌数等水质项目均达到注入水行业标准且稳定性良好，在地面系统和地层内不结垢。产后污泥量大及污泥利用问题正在解决中。图2表2参4。     

稠油热采采出液用缓蚀剂的研究

胜利滨南热采稠油油藏采出水温度高，H2S和SRB含量高，加之受到CI^-的作用，腐蚀性很强。为此研制了以改性咪唑啉为主剂的可用于≤80℃的缓蚀剂SLCI-3。在75℃下进行的室内评价实验中，该剂在加量20mg／L时使单家寺稠油集输首站来水的均匀腐蚀速率（0．162mm／a）减小88．7％，且不出现点蚀；在加量均为30mg／L时该剂的缓蚀性能好于胜利油田现用各种缓蚀剂（DF-1，DF-2，CIB-04，SL-2C，CSI-02）。极化曲线表明该剂为混合型缓蚀剂，Nyquist图谱确证缓蚀机理为几何覆盖效应。现场挂片监测数据表明，在单家寺首站采出液三相分离器投加SLCI-3，当加量为20-30mg／L时，脱出污水均匀腐蚀速率由0．265-0．763mm／a降至0．0475-0．0563mm／a，点蚀速率由2．927-4．162mm／a降至0．189-0．250mm／a。图3表4参4。     

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.     

稳定性二氧化氯杀菌剂在坪桥集中处理站的应用

长庆油田第一采油厂坪桥站回注污水处理工艺包括二级除油、气浮、三级过滤，加磷系缓蚀剂，来水细菌含量很高，在过滤前沿流程细菌繁殖。产生H2S，腐蚀性增大，处理后水发黑发臭，含S^2-160mg／L。Fe^2＋6．0mg／L，SRB〉10^6个／mL．TGB和IB均为100～10^7mg／L，腐蚀速率0．622mm／a。2004-07-08-2005-01-13期间进行了稳定性二氧化氯（ClO2质量分数8％）杀菌剂应用试验，通过三个阶段的加药量调整，在第三阶段后期达到每周加药2次，每次按当日处理水量加入二氧化氯杀菌剂商品8．0～10．0mg／L，处理后水清彻无异味，含S^2-4．8mg／L，Fe^2＋0．9mg/L，SRB10^1～10^2个／mL，TGB和IB均〈10个／mL，腐蚀速率0．08mm／8。详细发表了试验期间加药量变动、细菌数及有关水质数据。指出污水中硫化氢和二价铁离子消耗二氧化氯，使其杀菌效果降低．在这种情况下应相应加大二氩化氯加量．图1表5参1．     

火烧山油田含油污水与清水可混性研究

讨论了火烧山油田含油污水与清水的混合比例、混注方式、混柱条件及混合水的腐蚀、结垢、细菌和悬浮物等问题。通过研究认为,污水和清水中加入化学药剂处理后,在清水占混合水的10％－60％范围之内可按任何比例混合。混柱方式宜采用泵前清水罐内混合;任何比例（10％－60％）混合水都不结垢,腐蚀率＜0．1mm/a,SRB≤10^2个／mL,TGB≤10^3个／mL,悬浮物随清水量增加而减少。     

模拟污水中Fe^2＋、S^2-联合腐蚀规律研究

SRB和S^2-广泛存在于油田采注系统之中,给油田生产造成了严重的危害和损失,腐蚀产物与Fe^2＋、S^2-相互作用还会带来FeS自燃等多种安全隐患。通过室内模拟实验,研究了模拟污水条件下污水中Fe^2＋、S^2-的联合腐蚀规律,以及有SRB和铁细菌存在时Fe^2＋、S^2-的联合腐蚀规律,实验表明Fe^2＋、S^2-及细菌成为污水腐蚀性增强、悬浮物增加的重要因素。     

模拟油井产出水的配制及其稳定性评价

含有乳化、分散油珠的油井产出水在性质上是一种高度稀释的原油—盐水乳状液。为研究油井产出水回注地层时对地层可能造成的损害,采用非离子型表面活性剂,选用最优HLB值,配制了稳定性良好的模拟油井产出水,该产出水中,油珠的尺寸分布都得以控制,此外,还提出了用油珠尺寸及尺寸分布概率密度值和标准偏差值与时间的对应关系,评价乳状液稳定性的方法。     

LBT系列双功能水处理剂在油田的应用

湖北省化学研究所研制开发的LBT系列水处理剂,是具有一定分子量范围和阳离子度的季铵盐类聚合物,其中LBT1和LBT3已在辽河油田和河南油田用于采出液抽水分离,含水原油破乳脱水及脱出水净化等方面,通过改变聚合物组成及有关物化参数,LBT对稠油油田和稀油油田,水驱开发油田和化学驱油田都能适应,本文介绍LBT在辽河和洒南油田的应用研究结果。     

聚合物驱采出水的分析与利用研究

对大庆、大港油田聚合物驱采出液水相中的无机离子、水体污染物含量进行了分析，研究了其中聚合物ＨＰＡＭ的含量，初步探讨了采出液水相排放对环境可能造成的影响及采出液水相的综合利用。回注地层是既利用水资源，又利用残留ＨＰＡＭ的途径。     

利用絮凝剂的除菌作用提高杀菌剂的应用效果

本文考察了絮凝剂在净化含油污水过程中产生的除菌作用，改絮凝剂和杀菌剂同时投加工艺为先投加絮凝剂，后投加杀菌剂工艺，在室内和现场试验中均获得了杀菌剂投加量减少，杀菌效果改善的良好结果。     

中原马寨油田卫95块注弱碱水的初期效果

中原马寨油田卫９５块从１９９５年７月底起开始注弱碱水。弱碱水是主要用Ｃａ（ＯＨ）２处理油田采出水而得到的ｐＨ在８—９的水，Ｃａ２＋、ＯＨ－含量升高而Ｆｅ３＋、Ｃｌ－、Ｓ２－含量降低。室内测定结果表明，此种弱碱性水无生成ＣａＣＯ３沉析的倾向，对储层岩芯的渗透率和粘土矿物无伤害，与地层水完全配伍。与注弱碱水前相比，注弱碱水２０个月期间注水井吸水剖面改善，区块储量动用程度提高，储层能量稳定，采出水ｐＨ值不变，矿化度和主要离子含量变化不大。     

交联黄原胶调剖引起采出水中细菌增生的研究

华北岔河集油田使用交联黄原胶调整注水井吸水剖面,发现调剖后油井采出水中SRB与TGB细菌含量增加,室内实验研究表明,在粘稠液状商品黄原胶的清水的油田污水溶液中,当黄原胶度大于500mg/L时,确有细菌增生现象发生,加入适量杀菌剂如≤mg/L甲醛液邓可抑制细菌生长,繁殖,矿场18口注水井调剖试验结果表明,使用用油田污水配制的黄原胶（2000mg/L)蜡酸铬（1000mg/L) 冻胶体系,当甲醛液另量为500mg/L时,调剖后油井采出水中细菌含量有所增加,甲醛液加量为1000mg/L时,调剖后采出水中细菌含量不变,甲醛液加量为1500mg/L时,调剖后采出水中的细菌含量有所减少。     

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在四川油气田开发过程中，来自地层的采出水对环境的危害日益增加，为了有效地防止污染和保护环境，必须对气田水进行充分的有效治理，文章通过对国内部分油气田采出水的水质特性，回注水水质标准及回流水处理工艺方法的论述，为回流技术在四川油气田建设中的应用，有效地防治水污染起到积极的推进作用。     

新型杀菌剂ZCS—32研究

目前中原油田回收污水中生长着大量SRB及TGB,而采用1227,异噻唑啉酮,有机硫化合物,有机铜盐,有机溴化合物等杀菌剂效果差,在室内合成了ZCS－32型（双十二烷基二甲基二苄基气化锡铵）杀菌剂,结果表明：ZCS－32是一种适合中原油田回注污水的优良杀菌剂。     

MBR在石化企业污水处理上的可行性探讨

石油化工废水的特点是含有大量油、硫化物的有毒有害物质和难降解的污染物等,通过预处理及二级生化处理后,基本可以达到排放要求。但要达到回用目的,必须进行深度处理。在各种处理手段中,采用MBR技术是简捷有效的,尤其用于改造工程。利用膜的选择透水性,实现曝气池中生物的富集,使生物处理效率大幅度提高。根据工程实践结果证明,运行效果稳定,出水水质好。