接触氧化法在油田含聚采出水中的应用实例

介绍了聚结除油─生物接触氧化─气浮工艺在新疆油田高含聚采出水处理中的应用。采出水处理规模为6 000m3/d,设计进水聚合物、悬浮物和含油浓度分别为600,300,3 000mg/L,经过一系列物理沉降和生化处理,出水悬浮物和含油浓度均可达到≤20mg/L,出水水质可满足Q/SY XJ0030─2015《油田注入水分级水质指标》中所规定的高渗注水要求。生物接触氧化法处理含聚采出水具有处理成本低,处理效果稳定的特点,采出水处理成本为1.66元/m~3,具有良好的经济效益和环境效益。     

基于“双纳米”技术的含聚污水深度处理现场试验

为解决杏北油田高含聚污水深度处理水质达标难度大，三采区块采出污水无法深度处理回注至低渗透储层的问题，提出采用“纳米气混浮选＋纳米硅基精细过滤”工艺的“双纳米”水处理技术，并在聚杏十一污水站开展了规模为2000m3/d工业化现场试验。现场试验结果表明，在来水含聚浓度为400mg/L，油含量、悬浮物含量≤100mg/L的水质条件下，出水的油含量、悬浮物含量均可稳定达到5mg/L以下，可以实现含聚污水深度处理要求。且“双纳米”水处理技术具备较好的吸附及滤料再生效果，可以保障设备连续稳定运行；同时其工艺流程短、效率高，可大幅降低建设及运行成本，具备大规模工业化推广及应用价值。     

气田采出水处理系统优化运行效果评价

长北天然气处理厂气田采出水处理系统自投运以来,在生产运行过程中存在采出水悬浮物含量高、油分处理效果差的状况,回注水中含油、悬浮物较高,回注泵故障频发,回注压力高。分析水质变差原因,同时对现有采出水处理系统进行分析,优化缓蚀剂加注方案,制定加药程序,引入新设备、新工艺提升采出水处理效果,使回注水含油量、悬浮物含量达到SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》要求。     

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50～100mg/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。     

新疆油田压力式连续流过滤器工业性试验

介绍了压力式连续流过滤器用于油田采出水的工业性试验,试验结果表明:采用0.8～1.2 mm石英砂滤料处理水质悬浮物,73.7%情况下出水悬浮物可降至2 mg/L以下,26.3%情况下出水悬浮物可降至2～5 mg/L,水质介于一级与二级过滤指标要求之间,处理水质较双滤料过滤器出水水质好;采用0.5～0.8 mm金刚砂滤料,处理水质悬浮物在5～6 mg/L,含油在1 mg/L以下。     

气田采出水处理系统优化运行效果评价

长北天然气处理厂气田采出水处理系统自投运以来，在生产运行过程中存在采出水悬浮物含量高、油份处理效果差的状况，回注水中含油、悬浮物较高，回注泵故障频发，回注压力高。分析水质变差原因，同时对现有采出水处理系统进行分析，优化缓蚀剂加注方案，制定加药程序，引入新设备、新工艺提升采出水处理效果，使回注水含油量、悬浮物含量达到回注标准。     

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5 475×10~4 Nm~3,节约天然气费用5 365.5万元。     

微生物管式膜污水处理工艺试验与应用

某油田污水处理站设计处理规模1500 m³/d,实际处理量630 m³/d,处理工艺为“微生物接触氧化+加药絮凝沉淀+二级过滤”,在运行过程中投加的混凝剂等药剂成本高,且二级过滤器使用年限过长,其处理后出水无法达到Q/SYTH 0082—2020《油田注水水质规定》中油小于5 mg/L、悬浮物含量小于3 mg/L、粒径中值小于2μm的注水水质要求。该油田污水处理站开展了“特种微生物+低能耗管式膜”污水处理技术研究,并完成现场中试试验,处理后膜出水的悬浮物含量基本稳定在1 mg/L,出水水质达标,表明此工艺处理油田污水是可行和可靠的,为该油田污水处理工艺优化提供了可靠依据。     

鄂尔多斯盆地地层水的配伍性研究

水平井体积压裂技术是致密油气藏高效开发的关键技术。为了合理地处理鄂尔多斯盆地长7采出水及避免油井水淹,通过对水质离子含量分析、失硫酸根率、结垢量和垢型的分析,研究了陕北油田长7和延10地层产出水的混合结垢性质,探索了上述混合水样回注延10地层的可行性,得出了可回注地层的长7与延10地层产出水最佳混合比例。结果表明:长7与延10地层水以8:2比例混合时,失硫酸根率与结垢量达到最高;混合水与延10地层水以9:1的比例混合时,失硫酸根率与结垢量为最低;经过絮凝处理的混合水悬浮物含量、含油量分别降至为1.0,2.50 mg/L,达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的要求。     

强碱三元复合驱采出水处理工艺技术研究

常规的"沉降+过滤"方式用于三元复合驱采出水处理,聚合物或黏度对石油类和SS的高效去除有较大影响,处理思路应以脱稳降黏为主。文章探索了采用的"气浮沉降+生化氧化+高级氧化+二级过滤"工艺,达到石油类≤800 mg/L,SS≤350 mg/L,黏度≤12 mPa·s,PAM≤800 mg/L,使采出水处理稳定达到回注水要求,降低滤池冲洗难度,降低了固液分离难度,提高了工艺运行稳定性。对于采出水进一步开展膜深度处理,采出水实现回注低渗透层等具有重要意义。     

浙江油田管5井区块注水处理研究

浙江油田管5井区块属于低渗透区块,油田开发过程中产出水悬浮物(SS)、硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)等指标严重超标。未经处理的油田污水如果直接注入到地层中,注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率,导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降,从而影响开发效果。因而,对其油田产出水采用内压式中空纤维超滤工艺处理。文章介绍了注水处理工艺及流程,结果表明:超滤工艺出水水质:SS为0.25mg/L,SRB菌数为0,铁细菌数为17个/mL,腐生菌数0,相关水质指标符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-94)的要求。     

电絮凝＋电氧化法处理山西某区块煤层气采出水研究与实践

山西省某区块煤层气采出水水质均值为COD 170 mg/L,BOD₅29.7 mg/L,氨氮5.36 mg/L,氟化物6.59 mg/L,4个污染物指标超过GB 3838—2002《地表水环境质量标准》Ⅳ类水质限值要求。文章针对该地区煤层气采出水的可生化性差(BOD₅/COD≤20%)、氯离子含量较高等特点,采用“电絮凝+电氧化”法进行中试试验,处理后水质COD≤17 mg/L,氨氮≤0.1 mg/L,氟化物≤1.0 mg/L,试验结果表明:采用该方法可以有效降低COD、氨氮、氟化物等主要污染物指标,使该区块煤层气采出水达到GB 3838—2002标准Ⅳ类水质要求(COD≤30 mg/L、氨氮≤1 mg/L、氟化物≤1 mg/L)。应用中试试验研究成果,采用“双电+保障(过滤)”工艺在该区块建成了煤层气采出水处理示范工程,水处理站建成投运后出水水质稳定,始终满足GB 3838—2002《地表水环境质量标准》Ⅳ类水质要求。     

模拟油田采出水中H2S的脱除

采出水经处理后通常需作为地层回注水使用,由于油气生产的特殊性,常用的H2S脱除方法在使用中受到限制,探索适合于油气田生产的水处理方法十分必要。文章探讨了通常可用于油田采出水中H2S脱除的各种方法,对比了各类方法的优缺点,提出以NaClO为主要脱硫剂的水处理方法,通过对模拟采出水的室内实验,证明次氯酸法可以快速有效地去除采出水中的H2S,使H2S残留量低于1 mg/L。实验表明:经处理后的水质可以达到SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》要求,处理成本较低。     

高矿化度稠油采出水处理实验

为解决稠油采出水合格、有序排放问题,针对稠油采出水高矿化度、可生物性差,完全采用好氧工艺处理污水难度较大的水质特点,通过对车510稠油采出水进行分析,提出了实现采出水达标排放的技术路线,并开展稠油采出水达标处理的现场实验。结果表明采用"混凝沉降+水解酸化—接触氧化"工艺处理该采出水,其出水水质中COD_(Cr)≤120mg/L、石油类≤10mg/L、挥发酚≤0.5mg/L,可达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》中二级指标。     

油田酸性废水氧化除铁技术实验研究

酸化作业是提高单井产量以及修复枯竭井的重要措施,返排废液具有酸性强、腐蚀性强、含铁高、矿化度高等特点。因此,有效减少铁离子等其他成垢离子,降低悬浮物浓度以达到《长庆油田公司采出水处理及回注暂行标准》是酸性废水处理的难点。实验研究Fenton试剂、次氯酸钠、曝气三种氧化工艺除铁效果以及污泥产生量,最终确定复合碱调节pH值后曝气氧化除铁工艺效果最佳,以1.48L/min流量曝气60min,处理后出水总铁为0.31mg/L,透光率为97.5%,总铁指标达到《长庆油田公司采出水处理及回注暂行标准》。     

我国聚合物驱采出水处理方法研究进展

聚合物驱采油技术为我国东部各油田的原油稳产奠定了坚实的基础,但因对聚合物驱油采出水的处理难度大而制约了油田的发展。对油田含聚污水的处理工艺、回注可行性以及HPAM降解方法进行了分析,综合论述了含聚污水处理的研究现状。     

吉林油田稠油热采污水处理絮凝剂实验研究＊

在含油污水水质分析的基础上,采用烧杯实验和分光光度法研究絮凝剂的絮凝效果。筛选出以无机絮凝剂硫酸铝与两性高分子聚合物CE-3090的复配体系,同时研究了影响絮凝效果的因素并探究了其影响机理。结果表明:在温度为40℃,pH为7.72,170 r/min时高速搅拌1 min,然后50 r/min低速搅拌5 min,硫酸铝的加量为90 mg/L、CE-3090的加量为0.5 mg/L,絮凝沉降30 min后其絮凝效果较好。实验证明:该复配处理剂处理含油污水后,含油量和杂质含量都达到了SY/T 5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》油田污水回注的要求。     

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。     

彩南油田污水处理系统运行现状及改进

针对目前彩南油田污水处理后净化水的含油和含悬浮物指标不能满足回注标准Q/SY XJ0039-2001《彩南油田注水水质标准》的问题,对该站污水处理系统运行现状进行了调查。文章对已建污水站来水水量、水质及现场主要设备存在的问题:水量增大,系统处理能力不足;水质变化,处理工艺不能适应水质处理要求等问题,进行了针对性的分析研究。提出了今后改进的建议:建议考虑两级过滤设计,并采用新型滤料,同时做好过滤前水质监测,保证来水水质满足设计要求;加强维护管理,定期反洗等工作;建议结合新疆油田处理效果好的污泥离心脱水技术,开展室内药剂筛选,为污泥减量化设计工作提供依据。     

新疆宝浪油田污水达标回注技术应用

新疆宝浪油田污水处理原来采用外排方式,严重污染了周边环境。为此,通过对处理工艺进行的改进,对分散自控系统的升级改造及对处理药剂进行了重新筛选。改造后终端出口水质的悬浮物由200 mg/L下降到3.93 mg/L,去除率为96%,含油量由200 mg/L降为0.79 mg/L,去除率为99%,含铁为3.9 mg/L,细菌总数为4.5个/mL,硫酸盐还原菌为4.5个/mL,处理后的污水水质达到了《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》标准回注要求。