一体化采出水处理装置研究及应用

长庆油田采出水处理站具有点多面广的特点.为满足油田低成本开发的需求,研发了一体化采出水处理装置,该装置具有橇装化、集成化、自动化和数字化等特点.现场应用结果表明：经该装置处理后水质达标.处理过程不投加药剂、运行费用低、污泥产生量少,现场管理方便,适合边远中小型站场采出水处理.     

回用锅炉的热采稠油采出水软化工艺

针对我国热采稠油油田所面临的采出水处理难的问题，对国内外热采稠油采出水的处理方法进行了广泛、深入、全面的调查研究。着重介绍了热采采出水作注汽锅炉给水的各种软化工艺及处理方法。     

石西油田采出水资源合理化利用研究与应用

针对石西油田各区块采出液水质成分复杂、自结垢趋势严重、水质不配伍等情况,开展采出水稳定性控制等问题的攻关研究,采用预催化—强化絮凝水处理技术思路,评价药剂体系,复配除硫型净水剂,消耗水中还原性物质,使采出水稳定性提高。并通过对采出水走向进行合理调配,实现了石南采出水100%有效回注,达到了采出水资源合理化利用的目的。     

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。     

采出水新型处理设备综述

介绍国外公司新开发的多种新型采出水处理设备的结构、性能和特点。这些新型的水处理设备投入生产后，使采出水水质得到提高并达到水质标准，其中有的设备已在国内油田引进，用于采出水处理，已经取得良好效果。     

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。     

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。     

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。     

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。     

油田采出水微生物菌株的筛选及适应性评价

微生物处理油田采出水技术已在各油田广泛应用,如何针对地层条件、区块采出水特性筛选适宜的采出水降解菌株需要进一步探讨。文章从长庆油田姬?油田某联合站采出水中分离纯化出5种微生物菌株,分别研究温度、酸碱性、盐度等条件对筛选菌株的影响,从而探讨菌株对该区块油藏条件的 适应性;结果表明5种菌株能够适应该区块油藏条件,其中A菌株生长繁殖趋势最好;进一步开展5种筛选菌株降解原油性能的实验,结果表明A菌株对石油类的降解率达到55.6％,可作为油田采出水降解菌菌株。     

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。     

稠油采出含聚污水微生物处理研究

随着海外河油田聚合物驱采油技术大面积应用,含聚合物(聚丙烯酰胺)污水大量产出。针对含聚污水黏度大、含油多、乳化稳定,采用传统的污水处理方法及设施难以达到油田注水水质标准的问题,在对海外河油田含聚污水水质分析和微生物处理可行性分析的基础上,进行了微生物处理实验,实验表明:经生化处理的污水满足SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》。     

华北油田岔南联合站污水处理技术改造及效益分析

采油污水必须经过处理达到油田注水水质控制指标才能回注。华北石油管理局第二采油厂岔南联合站建成投产后，采取了选用合适的化学药剂，改善加药方法等措施，使岔南联合站污水水质得到较大改善，达到了油田注水水质控制指标，并同时收到了减少电耗和化学药剂使用量，节约成本的效果。环境效益和经济效益都十分显著。本文介绍了该站污水处理系统技术改造的试验过程及效果。     

油田采油注入水处理技术

介绍了中原油田注入水水质特点,以前采用的处理工艺和存在的问题,并分析了问题的根源在于产出水的“四高一低”,原处理工艺难以去除。针对这一情况,中原油田与江汉石油学院合作开发研制了三组分水质调整剂,分别调整ｐＨ,破坏液体的稳定性并去除液体中的金属离子;他们对三种组分的加入时间和投加量进行了试验,结果表明：三种组分应按顺序加入,其中Ａ、Ｂ剂应有足够的间隔,加入量根据不同水质由试验确定。通过中原油田水处理站的运行试验得出结论：该工艺简单,投资小,处理效果好,适合中原油田的水质特性;处理后的水水质稳定,有效控制了腐蚀,减少了穿孔损失和污染损失,取得了显著的社会效益和环境效益     

稠油污水处理系统改造与絮凝剂筛选试验研究

河南油田井楼稠油联合站含油污水中的污油和悬浮物含量较高,超过150mg/L。为此,对该处理系统进行了改造,并对絮凝剂的筛选进行了试验。结果表明:无机絮凝剂与有机絮凝剂联合作用,可对污水中所含有的污油和有机物杂质的悬浮物产生很好的絮凝沉降效果。加药浓度、加药顺序及沉降时间均对絮凝沉降效果有一定的影响。改造后的污水处理系统实现了污水达标回注,降低了无效回注费用。同时还回收了污油,降低了药剂成本,产生了十分明显的经济效益,每年节约成本约500万元。     

大庆油田含油污泥资源化利用技术与实践

随着水驱、化学驱、生物驱等二次、三次采油技术在油田的推广应用,在处理采出液、地面设施运行维护过程中,伴生了大量的含油污泥。含油污泥产生数量大,环境危害强,其处理及治理问题,已经成为各油田所面临的重大环保瓶颈。为解决污泥的排放去向问题,大庆油田开展含油污泥的资源利用技术研究,制定了DB23/T 1413-2010《油田含油污泥综合利用污染控制标准》,并规模建成了含油污泥处理站,实现了油田含油污泥的减量化、资源化处理。     

超稠油污水深度处理工艺技术

针对辽河油田超稠油污水的特点设计了处理工艺流程,进行了药剂的筛选,根据各工艺设备的出水水质要求确定了合适的净水剂、除硅剂、阻垢剂的加量,并进行了现场实际应用,外输出水达到锅炉给水指标要求,用于锅炉注汽使用,效果良好,分析了该超稠油污水处理技术的特点和优势,提出了超稠油污水回用锅炉的建议。     

胜利油田污水回注处理及资源化利用新技术研究

胜利油田目前随着"三次采油"的进行以及环保要求的日益严格,采出水处理技术面临空前挑战。文章介绍了胜利油田采出水水性特点,水量组成,水质需求;重点介绍了常规污水处理、稠油污水处理、强腐蚀性污水处理等污水处理技术以及"双膜"脱盐工艺、"热法"脱盐工艺等污水资源化利用技术。为加强污水资源化、污泥无害化的技术研究与推广应用提供技术支撑。     

油田污水过滤罐含油污染滤料再生技术

大庆油田污水处理系统产生的含油污染滤料,经过含油污染滤料再生工艺化学清洗、烘干、分筛、磁浮选等程序处理后,各种再生滤料重复使用于油田污水处理系统,清洗过程中产生的污水经自然沉降、旋流除砂、重力式过滤、杀菌和有机物降解处理后循环使用。减少油田含油污染滤料带来的环境污染,为油田节约了新滤料采购费用、废旧滤料集中堆放和处置费用。     

长庆油田采出水处理系统污泥收集及处理

分析长庆油田采出水系统内污泥处理现状,介绍负压排泥和撬装离心脱水组合技术处理污泥的原理、流程及运行情况。该工艺流程在密闭状态下运行,占地少,污泥脱水率稳定,为油田采出水系统污泥处理技术发展和推广应用做了新的尝试。