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。     

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2 000 m³/d工业化现场试验。现场试验结果表明,在来水含聚浓度为400 mg/L,油含量、悬浮物含量≤100 mg/L的水质条件下,出水的油含量、悬浮物含量均可稳定达到5 mg/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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

新疆油田含聚污水处理技术应用研究

针对新疆油田聚合物驱含油污水特点,在不改变高效水质净化与稳定技术配套污水处理工艺的基础上,形成了一套聚驱产出液的技术。研究确定了"氧化+曝气"的预处理技术结合旋流反应工艺做为含聚污水处理的核心工艺,可实现含聚污水的有效净化,并筛选优化与之配套的化学药剂体系。通过室内大量模拟实验,结果表明:此工艺可达到室内净化后水中悬浮物含量≤15mg/L,含油≤10mg/L。     

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。     

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。     

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。     

油田污水膜法处理工艺优化及膜污染分析

利用扫描电镜、原子力显微镜、能谱分析等对油田采出水膜污染的机理进行研究,确定了污水中的有机污染物是导致膜污染的主要因素.通过优化预处理,控制膜污染,形成以生物接触氧化为核心的预处理与膜过滤相集成的油田污水资源化处理工艺.现场试验结果表明：预处理后污水COD67.3～92.6mg/L,浊度〈0.5NTU,悬浮物〈1.0mg/L,含油〈1.0mg/L,保障了膜过滤系统的稳定运行.膜过滤产水达到油田锅炉用水和配制聚合物用水标准.     

组合工艺处理含聚采油废水的中试

针对某油田矿区联合站产生的含聚采油废水水质特点,在室外条件下,采用"聚结除油+溶气气浮+Fentn试剂氧化+深度过滤"组合工艺成套装备对其进行处理,出水COD_(Cr)可降低至50 mg/L以下,SS降低至30 mg/L以下,含油降低至1 mg/L以下,色度降低至30倍以下,外排水水质指标达到GB 8978 1996《污水综合排放标准》一级标准,并满足进入后续膜系统深度处理的进水条件。     

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。     

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。     

纯化油田污水处理新技术研究

纯化油田首站污水由于具有较高的矿化度和温度,同时含有未除干净的原油及大量的悬浮物,使污水变得异常复杂,结垢腐蚀严重,为此展开了纯化油田污水水质改性新技术研究。通过试验,结论为：水处理工艺用化学混凝、沉降分离过滤为好,对现有水处理流程改造少,能充分利用现有设施和条件,投入成本低。处理后的污水：含油≤8 mg/L,悬浮物≤3 mg/L,SRB ≤102,平均腐蚀率＜0.076 mm/a。     

煤层气采出水达标排放处理技术研究

以鄂东区块采出水为研究对象,在对其水质特征充分分析的基础上,研究提出了“固定化微生物”曝气生物滤池的采出水COD和NH3-N的去除工艺,开展了3个阶段的现场试验进行COD和NH3-N去除效果的验证,同时采用GC-MS分析方法探究采出水中有机物氧化降解情况。试验数据显示：最终出水的COD、NH3-N均低于40,2mg/L排放指标要求,难降解有机物种类和数量大幅减少。其中,COD去除率从70％逐步提升至880％,且随水力停留时间（HRT）增加而不断提升;NH3-N去除率可稳定达到99％以上,远低于标准设定值2mg/L,且对HRT的调整不敏感。研究结果表明,以“固定化微生物-曝气生物滤池＋活性炭吸附”为主体的工艺的处理技术,对鄂东区块采出水中的COD,NH3-N和难降解有机物均具有明显的去除效果,将HRT调整至8h左右时,出水仍可稳定达标,此时的直接运行费用将降至1.40元/m3以下,较化学处理工艺处理费用低70％以上,实现了鄂东区块煤层气采出水的“低成本、 稳定达标排放”处理。     

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。     

厌氧膜生物反应器对乳品废水处理效果的研究

采用厌氧膜生物反应器(AnMBR)对乳品废水进行处理,装置连续运行100d,研究了不同进水COD_(Cr)浓度(3 000、5 000、7 000、9 000 mg/L)对出水水质及反应器内污泥特性的影响,并与常规厌氧生物反应器的处理效果进行对比。结果表明,温度为35℃,HRT为48h时,COD_(Cr)去除率和氨化率随着进水COD_(Cr)浓度的降低而升高,最高可达89%和38%以上。TN去除率随着进水COD_(Cr)浓度的增加先增高后降低,在7 000 mg/L条件下,去除率为55%。装置在运行过程中,MLVSS/MLSS平均值约为0. 7,SVI值在60～80 m L/g的范围内,污泥具有良好的活性与沉降性。AnMBR与常规厌氧生物反应器相比,在处理高浓度乳品废水时运行更加稳定,耐冲击负荷能力更强,出水水质更好。     

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。