模拟油田采出水中硫化氢的脱除研究

硫化氢是油气田伴生气中的有害组分。在含硫油气田的采出水中,硫化氢的存在对于安全生产和和油田环境均会产生危害。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,常用的硫化氢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。本文探讨了通常可用于油田水中硫化氢脱除的各种方法,对比了各类方法的优缺点,提出以次氯酸钠为主要脱硫剂的水处理方法,通过对模拟采出水的室内试验,证明次氯酸法可以快速有效地去除采出水中的硫化氢,并提出了消除过量氧化剂的后续处理方法。实验表明经处理后的水质可以达到油气田回注水质要求,处理成本较低。     

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。     

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。     

普光高含硫气田水中H2S去除技术研究

文章探讨了通常用于水中H2S去除的方法,对比方法的优缺点,提出以NaClO为主要脱硫剂的处理方法。通过对采出水的脱硫氧化剂优选试验、NaClO连续脱硫试验,并将试验研究结果应用于普光高含硫气田水脱硫处理。试验证明:采用NaClO可以安全、高效地去除采出水中的H2S,处理后的气田水中硫化物的含量小于1mg/L。     

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。     

中国石油采出水水质达标率超94%

<正>中国石油已建成各类采出水处理站630多座、含油污泥处理站26座,采出水水质综合达标率达到94.08%,为促进油田高产稳产、保护环境等发挥了重要作用。规章立制,提高水质达标率。2012年,中国石油发布《注水开发油田水处理和注水系统地面生产管理规定》,使注水开发油田水处理和注水地面生产管理工作有章可循。各油田进一步制定完善实施细则、标准规范和测试评价方法等,有力推动水系统工作标准化和规范化。     

石南4井区采出水处理化学调控方法研究

随着新疆油田石南4井区逐步开发及其它区块采出液的汇入,石南4采出水水质已发生明显变化,水型已由硫酸钠型变为碳酸氢钠型,硬度、碱度明显上升。文章分析了石南4采出水水质腐蚀结垢原因,筛选出了适宜的水质净化及调理药剂。结果表明:在净化稳定剂加药量为200 mg/L,净化凝聚剂加药量为6mg/L,调理剂加药量为100~200mg/L时,采出水处理效果较好,有效降低了腐蚀结垢强度,满足Q/SYXJ0065—2003《克拉玛依油田注水水质标准》要求,采用此药剂体系处理采出水,成本为1.25元/m~3。     

臭氧气浮／微涡流絮凝分级处理含聚采出水

含聚合物采出水的有效处理和达标回注是解决油田环保风险和生产压力的关键问题。文章通过对长庆油田陇东区域某试验站的采出水水质进行调研和评价,发现处理后的含聚采出水平均悬浮固体含量高达102.5mg/L,无法达到Q/SY CQ 08011—2019《陇东油田采出水处理水质指标及分析方法》中规定的悬浮物≤50mg/L的回注标准。针对上述问题,分析了聚合物分子量及浓度对悬浮物去除的影响,根据聚合物含量提出不同的采出水处理工艺：针对聚合物浓度≥50mg/L的,形成高含聚合物废水的臭氧气浮处理技术,聚合物降解效率≥60％;针对聚合物浓度＜50mg/L的,形成了微涡流絮凝固液分离技术;在最佳搅拌条件和加药量下,处理后聚合物浓度≤10mg/L,悬浮物含量≤25mg/L,可达到 Q/SY CQ 08011—2019的回注标准。研究成果可以为后续开展含聚采出水现场治理提供技术支撑。     

新疆油田采出水处理技术

近几年新疆油田研究成功对采出水的处理技术,根据油田采出水水质特点、水处理药剂的反应机理、水处理药剂与原水的混合机理、絮体长大的机理及絮体沉淀的机理,采用了稠油污水微涡旋处理技术,高效水质净化与稳定技术等,处理后的污水又用于回注,降低了运行成本,减少了环境污染。     

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。     

井下作业废水处理的试验研究

油田开发过程中,井下作业工艺尤为复杂,施工类型繁多,容易发生各种污染。针对压裂施工排出井管返出液的特点,重点提出利用絮凝-隔油法,之后再用次氯酸钠结合紫外光对废水进行深度处理,可氧化分解难处理的部分高分子有机化合物的污染。结果表明:在适宜的处理条件下,该法可有效去除水中CODCr 和Oil ,去除率分别为98.9％、98.3％。     

采油废水气浮-生物处理方法研究

针对采油废水外排水质超标现象,胜利油田孤岛采油厂在室内试验和现场小试的基础上,分别采用直接投加菌液方法和生物接触氧化方法对孤岛采油废水进行了现场中试对比研究。试验结果表明:两种方法都能有效地去除了采油废水中的超标污染物,处理后的水质指标全部达到GB8978-1996《污水综合排放标准》二类水质标准。相比较生物接触氧化法工序运行稳定,易于实施。     

一种经济有效的含油地下水预处理方法——吹脱法

吹脱法应用于低浓度废水处理,可有效去除水中的溶解性气体和挥发性油类,同时还可增加水中的溶解氧,为进一步的生物处理创造有利条件。利用现场动态实验对影响除油的因素进行了试验研究,确定最佳处理条件为：气水比５∶１、淋水密度５．０ｍ３／（ｍ２·ｈ）,实验表明在最佳运行状态下,吹脱法对地下水中油类物质的去除率能够达到５０％,还能去除水中的铁、氨氮等污染物质,是一种非常有效的预处理方法。为了弄清目前炼油厂废水的处理水平,通过对三个典型炼油废水处理厂的调查,分别对其处理流程、处理效果、采用的主要处理药剂及处理工艺进行了介绍,分析了每套处理设施的长处以及与先进设施对比存在的不足。     

油田污水去除成垢离子处理技术研究

在高效气浮除油、多种新型过滤分离技术的基础上,利用特种阴离子交换树脂去除油田污水中成垢离子的方法,解决了油田在注水开发中管线、设备及地层存在的结垢问题,处理后水质达到油田回注要求。同时在污水处理过程中,对"三废"的有效处置和循环使用,也达到了绿色环保的要求,为油田企业做进一步的实验和推广,起到一定作用。     

胜利油田采油废水污染现状及达标处理技术探讨

介绍了油田采油外排污水的污染现状,并对油田主要的采油污水处理技术及其在生产中的应用情况进行了调查、分析与评价。调研结果表明:油田采油污水的外排量较大,处理达标率很低,环境污染严重;目前采用的大部分采油外排污水处理技术已不能适应油田生产的需求,必须研究开发新的采油外排污水处理技术。利用氧化塘技术处理桩西联采油废水和利用生物接触氧化法处理孤岛采油废水的工程实验获得成功,废水最终达标排放。     

青海油田采油一厂采出水处理技术改进

尕斯库勒联合站采出水治理是青海油田采油一厂环境保护的一项重要工作。为了对油田采出水进行综合治理,尕斯库勒联合站先后对原有的采出水处理系统进行了四次技术改造,通过多年的实践与探索,找到了满足青海油田采出水处理需求较为成熟的采出水处理技术。     

污水深度处理系统在油田污水处理中的应用分析

乐安油田是通过蒸汽吞吐减轻原油粘度进行开采的稠油油田。针对其特点,借鉴美国、加拿大污水回用的成功经验和先进技术,建成投产了国内第一座也是最大的一座油井采出水回用于湿蒸汽发生器的大型泵站 ── 乐安污水深度处理站。文章详细介绍了污水深度处理系统以及运行2年来所取得的成果,证明油田采出水深度处理后回用于湿蒸汽发生器技术是完全可行并易于操作的。     

油气田开发水资源高效利用探

在油气田开发过程中,尤其是干旱缺水地区,处理好生产用水与产出废水之间的关系是油气田企业可持续发展的重要问题。油气田开发水资源高效利用的最终目的是减少淡水的消耗量,主要体现在新鲜水的合理使用及产出废水的回收再利用两个方面。提出应以产出废水为生产水源,研发适合其水质特征的工作液体系,实现产出废水"免处理"再利用;建立油气田开发水管理体系,根据水的不同用途,科学调配新鲜水和产出废水,实现水资源的高效利用。