长庆油田五里湾采油污水絮凝实验研究

针对五里湾采油污水含油量、悬浮物、细菌含量高、成垢离子含量较高的特点,文章通过对pH值、除铁剂、絮凝剂、加药间隔时间进行优选,得出适宜的絮凝条件:pH值为7.5、除铁剂加量为40mg/L,无机絮凝剂加量为40mg/L、有机絮凝剂加量为1.0mg/L、加药间隔时间为30s。分析了处理前后的水质,并进行了与地层水的配伍性实验。结果表明:处理后水质达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》SY/T5329—94中回注水水质标准,并且水质稳定,与地层水配伍性良好。     

以响应面法优化气田含甲醇污水预处理药剂加量

针对延长气田某净化厂的含甲醇污水预处理装置存在结垢严重、腐蚀等问题,利用离子色谱、XRD等方法对含甲醇污水及再生塔塔板垢样进行分析,在单因素的实验基础上,以含甲醇污水的总铁、浊度为考察的总指标,采用响应面法优化得到氧化剂、碱化剂、絮凝剂及助凝剂４种预处理药剂的最佳注入量,最后验证了优化方案的可靠性。研究结果表明：含甲醇污水pH值偏低,矿化度较高,易结垢的Ca2＋、Mg2＋含量高;再生塔塔板垢样的主要成分为CaCO3、MgCO3,含量（质量百分比）分别为64.32％和35.58％,说明大量存在的Ca2＋ 、Mg2＋是导致甲醇再生装置结垢腐蚀的主要原因。预处理药剂的最佳加量为氧化剂832.39mg/L,碱化 剂1108.64mg/L,絮凝剂889.01mg/L,助凝剂57.59mg/L,此时,预测的响应值为3.525。现场污水经优化 处理后pH值为7.4,浊度为6.8NTU,总铁含量为11.04mg/L,均达到预处理水质指标要求;现场的设备和管线结垢、堵塞情况明显好转,由原来的1个月检修两次,降至3个月左右检修1次。     

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。     

复合絮凝剂Al2(SO4)3+PAM处理生活污水中CODCr和浊度的实验研究

研究絮凝剂硫酸铝Al2(SO4)3与助凝剂聚丙烯酰胺(PAM)联合处理生活污水的效果。研究表明:Al2(SO4)3与PAM联用比单独用Al2(SO4)3处理生活污水效果更好;Al2(SO4)3 PAM对生活污水CODCr和浊度具有良好的去除能力;当投加1:1的50mg/L的Al2(SO4)3 0.5mg/L的PAM,调节水体pH=7时,处理效果最理想,CODCr去除率可达95.8%,浊度去除率可达97.5%。为复合絮凝剂Al2(SO4)3 PAM处理生活污水的应用提供了有价值的参考依据。     

有机颜料废水的混凝预处理研究

利用絮凝剂阳离子聚丙烯酰胺(CPAM)和混凝剂聚合氯化铝(PAC)对有机颜料废水进行混凝处理,考察了单独使用CPAM、PAC及两者联合使用的处理效果,探讨了初始pH值、混凝剂投加量对处理效果的影响.结果表明,CPAM与PAC复配处理该废水时效果较好,水样pH值为7.0;CPAM与PAC的投药量分别为10mg/L和150mg/L时,浊度去除率可达97.56％.     

石南油田采出水处理药剂筛选及性能评价

根据新疆油田石南4井区采出水高含盐、强腐蚀、结垢、药剂絮凝反应效果差的水质特性,通过室内实验及药剂评价,筛选出适宜的水质净化剂及稳定剂。在净水剂加药量为100 mg/L,助凝剂加药量4.0 mg/L,催化剂加药量30 mg/L,缓蚀剂加药量为50 mg/L,阻垢剂加药量为15~20 mg/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/SYXJ 0065—2003《克拉玛依油田注水水质标准》要求。采用此药剂处理,成本为1.17元/m~3。     

气田压裂返排液氧化处理实验研究

以四川某气田压裂返排液为研究对象,采用破胶絮凝处理后进行氧化对比实验,氧化剂选用高锰酸钾、过硫酸钾、次氯酸钠、Fenton试剂。研究表明,絮凝实验最佳条件为氧化钙、硫酸铝和硫酸亚铁投加量分别为3,1,1 g/L。4种氧化方法的最佳实验条件为:高锰酸钾投加量0.5 g/L,pH值为4;过硫酸钾投加量0.25g/L,pH值为6;次氯酸钠投加量15 g/L,pH值为4;Fenton氧化方法pH值为3.5,双氧水投加量25 g/L,七水硫酸亚铁投加量10 g/L。出水COD_(Cr)最多可降至800 mg/L左右,最大COD_(Cr)去除率72.96%,处理效果良好,为后续处理创造了条件。     

化学氧化-絮凝工艺在压裂返排液除硼中的应用

为降低压裂返排液中的硼含量,满足水样回用配液或外排标准,以5口水平井压裂后的返排液为研究对象,考察了氧化剂类型、投加量、预处理条件、沉淀剂类型、投加量对化学氧化工艺的影响;在化学氧化工艺出水的基础上,考察了絮凝剂投加量、搅拌速度和加药时间间隔对絮凝工艺的影响,并监测了两者耦合联用后的效果。结果表明,H2O2和 BaCl2分别作为氧化剂和沉淀剂时,除硼效果较好,建立了最佳投加量与返排液中初始硼浓度相关的线性方程,便于现场快速选定加药浓度;当PAC浓度为80 mg/L、PAM浓度为5 mg/L、搅拌速度30 r/min、加药时间间隔30 s时,絮凝工艺的处理效果最优;将化学氧化-絮凝工艺耦合后,在氧化反应pH 值为９、氧化反应时间为30 min,沉淀反应pH值为9和最佳絮凝工艺的条件下,可保证滤液中硼质量浓度小于5 mg/L,满足回用配液的要求。研究结果可为压裂返排液的高效、清洁处理提供实际参考。     

致密砂岩油藏水平井压裂返排液处理工艺研究

针对非常规油藏压裂返排液中化学药剂成分较多、黏度高、稳定性强等特点,采用氧化-混凝-过滤工艺处理压裂返排液,结果表明：在氧化剂加量为5 mL/L、催化剂加量为2 g/L、pH值为5、反应2h后,再将出水pH值调至9,加入P1混凝剂2 g/L,有机絮凝剂2 mL/L,搅拌均匀后固液分离,出水的主要污染指标悬浮物降为1.9 mg/L,含油量为0.4 mg/L.     

炼化废水絮凝剂筛选实验

中国石油大连石化公司的生产废水不仅具有炼化废水的复杂性,而且其中含有大量的氯离子,给絮凝药剂的筛选带来一定的困难。通过对715、728两种絮凝药剂的现场应用实验,找出了不同水质情况下的最佳投药量。实验结果表明,当污水中含油量大于100mg/L时,715药剂加入量控制在150～180mg/L,728的加入量为4mg/L,此时油、SS、COD、浊度的去除率分别为92%、41%、41%和82%。当污水含油量在30mg/L以下时,715药剂加入量为90～120mg/L,728加入量为2.7～3.3mg/L,此时油、SS、COD、浊度的去除率分别为74%、71%、38%和89%。经实验筛选出的这两种药剂可以利用现有的加药系统设备加入污水,加药处理后能提高出水的水质。     

硅藻土水处理剂对采出水絮凝试验

不同加药量的采出水絮凝试验表明:硅藻土是一种能够用于采出水处理工艺的新型药剂,絮凝沉降后水的浊度可降低到1NTU左右,悬浮物的体积浓度降低到0.0005%以下,颗粒物的分布特征值向有利于通过过滤工艺去除的大尺度方向变化。适当的加药量为50mg/L。     

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。     

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。     

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。     

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。     

稠油污水处理技术的应用及效果

锦州采油厂污水深度处理站自2002年10月投产以来,已连续处理污水并回用注汽锅炉2947×10~4m~3;污水常规处理站投产于2007年11月,连续处理污水回用注水443×10~4m~3。油田采出水的循环利用,节约了大量清水资源,避免了无效回注,同时充分利用了污水剩余热源,降低了湿蒸汽发生器的燃料消耗,产生了较好的经济效益、环境效益和社会效益。文章主要介绍了稠油污水处理技术,生产过程中遇到的问题及改进措施,取得的经济效益等。     

活性炭纤维在油田采出废水处理中的应用

针对油田采出废水的特点,以粘胶基活性炭纤维为原料,经二次炭化和二次活化方式处理制得ACF样品。以ACF为过滤材料,对延长某采油厂经过沉降、分离处理后的采油废水进行动态吸附实验,实验结果表明:经水蒸汽二次活化得到的ACF样品对选用的油田废水处理效果最佳,其悬浮物颗粒粒径中值0.496μm(<1.0μm)、悬浮物含量为0.77mg/L(<1.0mg/L)。     

国外油气田采出水处理新进展

对油气田采出水，国外普遍采用的处理方法是回注。但是在没有回注条件的地区必须将采出水处理后排放在地表水系，而对排放在地表水系的水有严格的规定，现在有些国家执行排放水含油量40mg／L的新标准，废止72mg／L的标准，原有污水处理设施需要改进。针对这个问题，文章介绍了国外在执行新标准后采用的新的油气田采出水处理工艺、设备以及新型澄清剂。     

高浓度油田压裂废水降低CODCr的预处理方法

针对高浓度油田压裂废水黏度高、浊度大、含油量高等特点,强化预处理工艺,降低CODCr值。文章通过实验证明了强氧化剂(Fenton试剂)与混凝剂PAC+PAM相结合的工艺可有效降低高浓度含油废水CODCr值,进而通过Fenton试剂与混凝剂的投药量、pH值等因素对高浓度油田压裂废水的影响进行分析,得出采用该化学预处理方法出水水质清澈,可直接进入生化处理系统进行后续处理。     

水解酸化-两级接触氧化工艺在啤酒废水处理中的应用

啤酒废水具有有机物含量高、悬浮物浓度高、温度高、 pH 值变化大及可生化性较好等特点,生化处理成为国内外啤酒废水处理的主要工艺。公司采用“水解酸化-两级生物接触氧化”工艺对啤酒废水进行处理,运行结果表明,废水pH在8～9, SS、 CODCr、 NH3-N平均浓度分别为710 mg/L、1910 mg/L、49 mg/L时,处理后出水pH在6.5～8.5, SS、 CODCr、NH3-N平均浓度分别为52 mg/L、70 mg/L、11 mg/L, SS、 CODCr、 NH3-N平均去除率分别为93％、96％、77％,满足啤酒废水排放标准的要求。该工艺对废水具有较好的适应性。