污水站滤罐反冲洗参数优化试验

为解决部分污水站外输水中悬浮物含量不能稳定达标的问题,开展了含油污水站滤罐反冲洗参数优化试验。选择污水站进行小型模拟和现场试验,优化反冲洗参数,确定某含油污水站滤罐最佳反冲洗强度为9 L/(m~2·s),单座滤罐最佳反洗历时29 min,最佳反洗周期为22 h,此时悬浮物去除效率达到82.7%,二次滤罐出口悬浮物质量浓度为5 mg/L以下,滤罐达到较好的出水效果。     

新北二污水深度处理站提高水质指标措施

目前,新北二深度污水站水质两项指标虽已达到标准要求,但控制情况还有些不足,仍有下调余地。通过采取一系列生产措施,2008年年初新北二深度污水的水质指标含油量为8.2～8.9 mg/L,悬浮物量为7.8～8.5 mg/L;到2008年下半年,新北二深度污水站的水质指标均有所提高,悬浮物含量为5.0～6.0 mg/L,含油量为5.5～6.0 mg/L。     

胜利采油厂坨四污水站改造工程设计

胜利油田胜利采油厂坨四污水站近年来因水性改变,来水含聚,造成工艺不适应,从而引起注水压力上升,吸水指数下降.根据室内实验与现场装置试验,选用重力除油沉降+浮选+过滤的水处理工艺,并筛选出净化剂、缓释剂、杀菌剂的加药量和加药点.设计规模为一期工程40 000 m3/d、二期工程50 000 m3/d.胜利采油厂坨四污水站改造工程投产后运行平稳,水质达标:外输水含油量≤20 mg/L、悬浮物含量≤7 mg/L、粒径中值≤3.5 mg/L,避免了因水质不合格而产生地层堵塞、注水压力上升等问题,缓解了部分重点单元存在的注采矛盾,增强了油田稳产基础,减缓了老井递减.     

三元复合驱污水站工艺流程改进及运行状况分析

某弱碱三元复合驱区块,采用常温不加热集输工艺,由于转油放水站破乳剂效果不佳,更换药剂较频繁,使污水站来水含油非常高,此状况持续一段时间后,造成沉降罐内油厚超高、滤料污染严重、过滤罐憋压现象出现、反冲洗效果差,导致滤后水质严重超标。针对此种现象,改进了收油流程与反冲洗流程后,实际运行效果较好,降低了收油困难,过滤罐憋现象减轻,滤后水含油量降低,保证了生产的平稳运行。     

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.     

中一含油污水处理站存在的问题及改进方法

大庆油田采油一厂六矿中一含油污水站设计日处理能力 4× 10 3 m3 ,实际日处理 2 1× 10 3 m3 ,负荷率 5 2 0 %。外输污水质量标准是含油≤ 30mg/L ,悬浮物≤ 30mg/L ,中一含油污水站水质月合格率为 80 %左右。水质不合格时含油为 36 2mg/L ,悬浮物 33mg/L。含油超过标准 6     

延长油田冯坪集输站采油污水回注处理工艺研究

为了保证冯坪集输站采油污水达标回注,针对其原处理流程处理后水含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高,腐蚀、结垢严重的特点,采用化学氧化/絮凝沉降处理工艺,通过对p H值、除硫剂、絮凝剂、助凝剂进行优选,确定适合该站污水回注达标的工艺参数。实验结果表明:当p H值为7.5、除硫剂加量15 mg/L、PAC加量80 mg/L、PAM(1 200万)加量1.0 mg/L,先加PAC后加PAM,加药间隔20 s~30 s时,处理后水悬浮物含量0.5 mg/L,含油量0.54 mg/L,平均腐蚀速率、结垢量、细菌含量分别为0.036 mm/a、2.6 mg/L、10个/毫升,达到油田回注水水质标准。     

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。     

含聚污水微生物处理技术

在大庆某含聚污水处理站内对现有处理工艺进行改造,选择在其中一组设备横向流和两级压力滤罐之间增加微生物处理工艺。含聚污水处理站来水含油为117～192.2 mg/L,悬浮物为38.7～61.23 mg/L,且波动较大。经过微生物处理后,含聚污水含油量及悬浮物指标均稳定达标,出水水质达到“1、5、2”指标;硫酸盐还原菌降低了86.44％,腐生菌降低了92.22％,铁细菌降低了83.33％,有效抑制了细菌的滋生。     

已建三元污水站滤前水常规处理和外输水深度处理现场试验研究

“十二五”初至“十三五”末,大庆油田三元污水处理站基本采用“来水→序批式沉降罐→一级石英砂-磁铁矿双层滤料压力过滤罐→二级海绿石-磁铁矿双层滤料压力过滤罐→外输”工艺流程。为了确定三元污水处理站滤前水水质控制指标对外输水的影响,对已建站序批式沉降罐出水开展常规达标处理试验,分析沉降罐出水不同水质经过“两级双层滤料过滤”工艺处理达标情况;为探索“已建站外输水+旋流气浮+两级双层滤料过滤”工艺处理效果,对已建站外输水开展深度达标处理试验研究。试验结果表明,已建站沉降罐出水水质控制指标宜为含油质量浓度≤70 mg/L、悬浮固体质量浓度≤70 mg/L;已建站外输水在满足常规水质达标的前提下,采用“旋流气浮+两级双层滤料过滤”的处理工艺技术,可以实现深度水达标处理。     

三元含油污水站处理工艺及运行状况

北Ⅲ—6三元含油污水站主要负担北Ⅲ—6转油放水站原水的处理任务。在沉降处理工艺中,当采出水中未见表活剂时采用两级连续流沉降的处理工艺;当采出水中表活剂返出浓度较高时采用序批沉降的处理工艺。无论是连续流还是序批式,在沉降阶段,除油效果明显,但悬浮物去除率较低。在过滤阶段,悬浮物去除率较高,最终滤后水质能够达到指标要求。建议在满足水质要求的前提下,进一步优化三元污水处理工艺,节省建设投资。     

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。     

浅谈污水处理站质量管理机制

大庆油田采油一厂六矿中一深度污水处理站，主要采用二次过滤的工艺流程，原水进入一次压力滤罐后进入二次压力滤罐，经过过滤后，进入外输罐，外输至各注水站，外输污水质量标准是含油≤8mg／L，悬浮≤5mg／L。滤后水每天二次对滤罐进行反冲洗，冲洗后含油污水进入回收水池。     

水驱污水站水质影响因素分析及治理建议

2013年对A水驱污水站所属区块进行强碱三元复合驱开发,2016年A水驱污水站含油达标率、含悬浮物达标率开始显著下降,2017年下游5座深度污水处理站出水水质无法稳定达标。针对A水驱污水站出水水质逐渐恶化的现象,分别对系统工艺、节点管理进行分析,发现影响水质的主要原因有:A脱水站未实现水驱、三元分质运行,导致A污水站聚合物、表面活性剂浓度升高;油田已建水驱、三采调水管网互有联通,部分三采污水进入水驱污水系统;A水驱污水站上游的A脱水站所辖8座水驱转油站全面见剂;部分污水站处理设备老化较为严重,处理效果较差,去除率较低。通过影响因素分析,系统运行时采取分质处理、优化污水调运管道、完善设备设施,使处理工艺与水质相适应,同时加强各节点管理,实现污水站水质稳定达标。     

中、低渗透层注水水质(含油污水)处理技术通过鉴定

中、低渗透层注水水质(含油污水)处理技术的试验研究是为了满足大庆长垣地区日益增长的中、低渗透层注水需要而进行的,经过两年的模拟试验和两年的工业性试验,已获得成功,并已通过大庆石油管理局的鉴定. 试验研究的主要成果是:在来水含油量5000mg/L以内,水温40℃以上的情况下,经处理后水质除悬浮物一项因污水站无排泥设施未达标外,余其九项指标均已达到了《大     

电解法处理华北油田含油污水

通过电解法配合絮凝、沉降、过滤工序对华北油田含油污水进行处理,分析了电极材料、电解时间、电极间距和电解电压对悬浮物和含油量的影响,得出了最佳工艺条件:阳、阴电极为Al和Cu,电极板间距为6cm,电解时间为20min,电解电压4V。在现场对该工艺进行了放大试验,得到了很好的处理效果,处理后污水含油量小于等于5mg/L,悬浮物含量小于等于1mg/L。     

斜板溶气气浮技术在杏西油田含油污水处理中的应用

杏西联污水处理站使用射流式浮选净化机处理污水的水质达标率低,为了从根本上解决这一问题,2001年杏西联含油污水处理站采用斜板溶气气浮技术开展了不同药剂、不同加药比例、不同溶气比及不同来水水质的试验应用.应用结果表明,斜板溶气气浮技术对含油污水中的油和悬浮物的去除率均较高,在回流比为20%,加药量为无机20 mg/L、有机2 mg/L时运行效果最佳,油和悬浮物的去除率分别为51.7%、70.6%.斜板溶气气浮对来水水质的适应能力强,在切除混凝沉降罐运行时,通过相应地提高加药量,仍可使出水水质稳定达到滤前标准.斜板溶气气浮与原有射流气浮相比,降低运行费用0.12元/m3     

大型连续砂滤器

为了适应油田含聚、含油污水处理的需要,在小型设备试验运行的基础上,进行了大型工业设备的研制。根据目前污水处理站在用设备的常见规格和处理能力的要求,确定大型连续砂滤器的直径为4.0 m,处理量为2 000 m3/d。连续砂滤器集过滤、分离、气浮、自动清洗等功能于一体,可以替代现有压力滤罐,在进水含油量≤100 mg/L、悬浮物含量≤100 mg/L的情况下,连续砂滤器单级过滤滤后水能够达到含油量≤20 mg/L,悬浮物含量≤20 mg/L。     

管道式油水分离技术在稠油处理中的应用

随着辽河油田的开发进入中后期,油井产出液含水率逐年升高,联合站脱水过程中大部分热量被水消耗,造成能量损失。在辽河油田某联合站开展了稠油预脱水工艺试验研究,首次将斜板、旋流、气浮、化学沉降等技术联合应用于稠油预处理工艺,脱水率达到50%,脱后污水水质含油质量浓度小于1 000 mg/L、悬浮物质量浓度小于1 500 mg/L,水质好于沉降罐放水水质。与原有工艺对比,日减少加热水量3 682 m~3,节约天然气5 200 m~3,经济效益明显,节能降耗效果显著。     

采油污水回注预处理实验研究

延长油田子长采油厂采油污水水质复杂,含油量和固体悬浮物含量变化幅度大,腐蚀结垢性强。采用絮凝沉降和缓蚀阻垢技术对采油污水进行回注预处理实验研究,实验结果表明:通过调节pH值和PAC、PAM加量对采油污水进行絮凝沉降加过滤处理,可以将采油污水中含油量和固体悬浮物含量分别降至3 mg/L和5 mg/L以下,HSZG-3缓蚀阻垢剂加量为30 mg/L时,腐蚀速率远小于0.076 mm/a,结垢量降至10 mg/L以下,满足注水处理要求。