臭氧杀菌技术在油田回注水处理中的应用研究

采用臭氧杀菌技术处理油田回注水,考查了臭氧投加量、臭氧接触时间对腐生菌(MB)、铁细菌(IB)、硫酸盐还原菌(SRB)灭活效果的影响。研究表明:臭氧投加量80 mg/L,臭氧接触反应时间t≥30 min,SRBI、B、MB的残留个数均可达到SY/T5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》注水水质标准中A2级指标要求。     

能耗和水质因素对紫外LED灭活深海油田注水常见细菌的影响

为了探究紫外LED应用于深海油田注水消毒的可行性,通过静态实验考察了255、280、350 nm紫外线对腐生菌、铁细菌和硫酸盐还原菌的消毒能力,并结合光电转换效率考察各紫外LED的能耗差异;此外,考察了水质因素对紫外线透射率及紫外LED灭活异养菌效果的影响.结果表明,紫外LED的单位灭活率能耗受紫外线灭活速率常数和该波长紫外LED的光电转换效率共同影响,尽管255 nm紫外线对腐生菌、铁细菌和硫酸盐还原菌灭活速率常数最大,但280 nm紫外LED针对受试菌种的单位灭活率能耗最低;颗粒物和铁离子等水质因素主要通过影响紫外线透射率对消毒效果产生影响,当紫外线透射率较高时对消毒效果的影响不大;驱动电流相同时,280 nm紫外LED对高细菌负荷水样的消毒更有优势.     

采油污水的电催化杀菌工艺及其作用机理

利用形稳阳极借助于电催化方法对油田污水中的硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(FB)、腐生菌(TGB)进行杀菌实验研究,确定了最佳操作条件,并对杀菌机理作了初步探讨。结果表明,在电流密度30mA/cm2、极板间距2cm、pH值5.0下处理30min时三种细菌的杀菌率均达100%。通过对杀菌机理的初步探讨表明,在电催化过程中产生的活性氯对杀菌效果起主要作用。     

石油化工再生水回用时微生物的控制

研究了石化再生水回用于循环冷却水时微生物的控制，结果表明：再生水和自来水循环运行时，微生物的控制无显著差异；投加目前国内常用的杀菌剂：优氯净、“１２２７”和异噻唑啉酮，就能达到微生物控制的要求；ＣＯＤ不是细菌控制的关键因子。     

石油化工再生水回用时微生物的探讨

研究了石化再生水回用于循环冷却水时微生物的控制，结果表明，再生水和自来水循环运行时，微生物的控制无显著差异，投加目前国内常用的杀菌剂：优氯净；“１２２７”和异噻唑啉酮，就能达到生物控制的要求，ＣＯＤ不是细菌控制的关键因子。     

零价铁纳米颗粒对硫酸盐还原菌的杀灭作用研究

在实验条件下通过混合振荡的方式,探究了零价铁纳米颗粒（NZVI）对硫酸盐还原菌（SRB）的杀灭能力和杀灭效果;并通过电镜扫描等手段观察零价纳米铁颗粒与硫酸还原菌形态变化,推测杀灭机制.结果表明,当向油田回注水中分别加入0、1、2、5和10mg/mL的零价铁时,该纳米粒子对硫酸还原菌的杀灭效率分别为0、75.6%、90....     

锐钛矿型TiO2光催化降解异噻唑啉酮废水研究

本文制备了自然光照条件下能有效降解异噻唑啉酮模拟废水(主要成分MI和CMI)的锐钛矿型TiO2光催化剂,并通过电镜分析(TEM、HRTEM)和XRD手段对其进行表征,优化了光催化处理异噻唑啉酮模拟废水的反应条件,并分析了异噻唑啉酮的降解产物情况和自然光照条件下羟基自由基的产生情况.结果表明,合成的锐钛矿型TiO2主要暴露面为{101}面,具有较好的异噻唑啉酮去除效果.在500 W氙灯照射下,12~53 mg·L-1异噻唑啉酮模拟废水在催化剂投加量为677 mg·L-1的条件下反应4 h,异噻唑啉酮去除率可以达到97%~100%;当异噻唑啉酮模拟废水浓度升高为141 mg·L-1时,其去除率为77%~80%,最佳反应时间4 h.对异噻唑啉酮降解产物的分析显示,在光催化反应结束时,MI为主要的残留物质,CMI脱氯转化为氯离子和MI,并发现未知有机产物.     

油田回注水中硫酸盐还原原核生物的快速检测和群落结构分析

利用荧光原位杂交(Fluorescence in situ hybridization,FISH)技术,采用荧光标记的rRNA探针及其组合对胜利油田胜利采油厂回注水中硫酸盐还原原核生物(Sulfate reducing prokaryotes,SRPs,包括硫酸盐还原细菌和硫酸盐还原古菌)进行检测,分析了该回注水中SRPs群落结构.结果表明:SRPs在胜利油田回注水中具有极高的种群多样性,广泛分布于4个细菌门和1个古菌门;总数可达2.86×104个/mL,占回注水中总微生物细胞的20%左右;其中优势菌属为脱硫弧菌属(Desulfovibrio)和脱硫肠状菌属(Desulfotomaculum),分别占回注水微生物总细胞数的8.71%(±4.45%),和12.15%(±3.90%).Desulfobacterales和Syntrophobacterales这2个目中的SRPs,Thermodesulfobacteriales以及Thermodesulfovibro属的SRPs分别占样品微生物总量的7.59%(±2.92%),3.57%(±1.39%)和2.32%(±0.80%).除此之外,也检测到了占微生物总量4.29%(±1.75%)的Archaeoglobus属的SRPs,证明了古菌类SRPs是回注水中一个不容忽视的硫酸盐还原微生物种群.FISH法能够快速、准确地检测回注水中SRPs数量,解析SRPs群落结构.     

采油废水中硫酸盐还原菌的二氧化氯杀灭实验研究

废水中硫酸盐还原菌 (SRB)所造成的注水系统的腐蚀、结垢和阻塞严重影响着原油的开发与生产。以二氧化氯作为氧化型杀菌剂杀灭SRB的实验结果表明 ,ClO2 对SRB具有很强的灭菌能力 ;ClO2 投量C >1 0mg/L时就能满足回注水的要求 ;适宜的接触反应时间为t>4 0min ;相应地有Ct>4 0 ;对ClO2 的杀菌机理进行了探讨 ,研究成果将为今后油田水处理工艺的改造提供理论依据和技术支持     

陶瓷膜处理油田采出水用于回注的试验研究

为满足低渗透油田的回注水质要求,采用非对称结构的陶瓷复合超滤膜对大庆油田采出水进行了处理.结果表明,该超滤膜的适宜操作条件为膜面流速5.0~5.5m/s,跨膜压差0.30 MPa,工作温度(37±0.5)℃.超滤对浊度、油和悬浮物的去除率分别达到97%,98%,94%以上,硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)、腐生菌(TGB)的去除率接近100%.渗透液浊度<1NTU,原油<1mg/L,悬浮物<1mg/L, IB<2CFU/mL,SRB、TGB和粒径中值未检出.挂片试验表明,渗透液对挂片只有轻微的点腐蚀,平均腐蚀率<0.065mm/a.除点腐蚀外,超滤出水达到了油田低渗透层的回注水质A1 级要求.     

特稠油污水处理技术研究

采用自己研究的药剂对辽河油田稠油污水进行破乳和净水试验，找出了主要影响因素，确定了处理工艺的操作条件。结果表明，使用破乳剂DI，可使油的回收率大于99％；絮凝剂A中添加了收缩絮体的化学药剂和B之后作为净水剂，使积杂量小于5％（体积比）。同时，处理后的水完全达到辽河油田要求的指标，即油含量小于5mg/L，积杂量小于15mg/L。     

稠油废水回用热采锅炉工艺研究

以新疆油田红浅稠油区为研究对象进行了稠油废水再生后回用热采锅炉的工艺研究，结果表明采用混凝、过滤、离子交换、除氧工艺对稠油废水进行处理，出水各指标可达到热采锅炉给水水质标准，该工艺在油田的应用具有明显的经济效益和环境效益。     

长庆姬塬油田水管线内表面防腐技术

管线内防腐结构是否合理是影响管线使用寿命的关键因素之一,随着油气管线和注水管线的大量使用,管道内壁腐蚀问题日显突出。长庆油田针对管线内腐蚀问题进行了大量的科研攻关和技术研究,并引进了许多内防腐新技术和新工艺。以长庆油田水管线内壁腐蚀为例,主要介绍了在长庆姬塬油田使用的几种水管线内表面防腐技术,并对结构和性能进行了总结。     

Advanced treatment of oil recovery wastewater from polymer flooding by UV/H2O2/O3 and fine filtration

In order to purify oil recovery wastewater from polymer flooding （ORWPF） in tertiary oil recovery in oil fields, advanced treatment of UV/H2O2/O3 and fine filtration were investigated. The experimental results showed that polyacrylamide and oil remaining in ORWPF after the conventional treatment process could be effectively removed by UV/H2O2/O3 process. Fine filtration gave a high performance in eliminating suspended solids. The treated ORWPF can meet the quality requirement of the wastewater-bearing polymer injection in oilfield and be safely re-injected into oil reservoirs for oil recovery.     

微絮凝加药过滤技术在油田废水处理中的应用

为了提高油田废水的处理效率,降低滤后水中油和悬浮物的质量浓度,通过系统优化改造开发了微絮凝加药过滤工艺。筛选确定聚合氯化铝铁和改性淀粉作为本工艺的絮凝剂,最佳投药量为3mg/L,经现场试验考察了本工艺对油田废水处理效果。结果表明,微絮凝加药过滤工艺滤后水中油和悬浮物去除率平均提高了50%和30%,远优于传统的直接过滤。说明油田废水经本工艺处理可达到油田回注水标准。     

油田药剂对采出水化学需氧量的影响分析

通过对油田采出水的分析,得出了商品原油、油田化学药剂含量与COD值之间的线性数值关系。包括气浮和生化处理工艺处理流程的出水中,石油类和油田化学药剂构成的COD比例分别为20～30%和70～80%。     

电絮凝法处理油田污水

应用电絮凝浮选法对油田３类主要污水进行处理研究证实:炼油厂含油污染水含油量去除率达９６％,ＳＳ去除率达９７％;钻井污水浊度去除率达９６.８％,ＣＯＤ去除率达９７.５％;采油污水浊度去除率达９６.１％,含油量去除率达１００％。以上各项指标均远低于国家综合污水排放标准。电絮凝浮洗法不但处理油田污水效果显著,而且设备简单,耐冲击性、操作简单、不需投加化学药剂、增设投药设备和易实现管理现代化等优点,为油田污水处理提供了一条新途径      

浅谈油田开发项目事故风险环境影响和防治措施——以大庆太19区油田开发为例

通过对国内外油田开发的类比事故调查及资料分析,结合大庆太19区油田开采的实际情况,事故风险主要来自于钻井(井下作业)天然气集输管线以及站场等工艺环节,危险其安全的潜在危险因素主要有自然灾害、腐蚀环境、误操作、设备缺陷、施工及人为破坏等同题.在油田开发过程中所发生的事故,不论是人为因素引起的还是自然灾害,其最终结果都是导致原油、天然气或含油污水的泄漏及火灾爆炸事故,并产生不同程度的环境风险,因此采取风险防治措施显得尤为重要.     

优化海上油田注水工艺实施清洁生产

针对海上油田注水的实际情况，探讨、研究、实施海上注水清洁生产管理，总结经验，为海上采油实施清洁生产提供参考。     

新疆油田采出水及脱水原油挥发性组分分析及其在土壤中的淋滤特性

为了分析油田采出水及原油淋滤液挥发性组分的特性,采用气相色谱质谱法测试了油田采出水及脱水原油淋滤液中的挥发性有机物(VOCs),并通过土柱试验考察了原油可溶组分通过不同土壤厚度后的浓度变化规律。结果表明:在油田采出水中测得92种可溶性VOCs,在脱水原油淋滤液中测得29种可溶性VOCs,经过10 cm厚度的土壤后溶解组分大部分被吸附。苯系物和萘是原油的主要溶解组分,可以作为油田地下水污染的主要研究对象,土壤对原油淋滤液中VOCs组分具有较强的吸附能力。