Kinetic Performance of Oil-field Produced Water Treatment by Biological Aerated Filter

The biological aerated filter(BAF)was used to treat the oil-field produced water.The removal effi- ciency for oil,COD,BOD and suspended solids(SS)was 76.3%—80.3%,31.6%—57.9%,86.3%—96.3%and 76.4%—82.7%,respectively when the hydraulic loading rates varied from 0.6m.h- 1to 1.4m.h -1.The greatest part of removal,for example more than 80%of COD removal,occurred on the top 100cm of the media in BAF.The ki- netic performance of BAF indicated that the relationship of BOD removal efficiency with the hydraulic loading rates in biological aerated filters could be described by cr/ci=1-exp(-2.44/L 0.59).This equation could be used to predict the BOD removal efficiency at different hydraulic loading rates.

海上油气田生产水处理工艺及新技术浅析

我国原油及天然气对外依存度较高,国家能源安全形势愈发严峻。近年来,海上油气产量逐年增加,已经成为我国重要的能源增长极。海上油气田生产过程中会产生大量的生产水,需要经过合适的工艺处理后达到相应标准进行排放或回注。渤海油气田生产水通常采用“沉降-气浮-过滤”工艺处理后回注地层,南海北部湾油气田生产水通常采用“水力旋流-过滤”工艺处理后回注地层,但对于低渗透油气田,生产水处理工艺末端通常增加陶瓷膜处理;南海其他油气田及东海油气田生产水通常采用“水力旋流-沉降/旋流气浮”工艺处理达标后外排。旋流过滤、单罐双级气浮选、纤维聚结分离技术等生产水处理新技术可在有限空间内实现油水分离技术的结合,膜分离技术适用于低渗透海上油气田生产精细处理,但各项新技术还需进一步研究以实现工业化应用。

密闭隔氧浮动收油技术的应用

研制了一种密闭隔氧浮动收油装置,介绍了该装置的结构和工作原理。通过对运行情况进行统计发现,安装该浮动收油密闭隔氧装置后,采出水除油罐顶部的平均浮油回收率超过98%,VOC去除率达到93%。

氧对聚合物污水溶液黏度影响的实验研究

在45℃下对溶解氧对聚合物污水溶液表观黏度（170s^-1）的影响作了全面的实验研究。采油污水取自大庆采油二厂．矿化度4013、Fe^3＋、∑Fe、SO4^2-分别为0．2、1．0、9．6mg／L。厌氧实验操作和测试均在Baetron 1．5型厌氧室中进行。污水中SRB菌数随放置时间延长而增加，厌氧条件下增速远大于曝氧条件下的增速，放置7天时菌数相差6—600倍。用脱氧和含氧加盐蒸馏水配制的抗盐型和功能型聚合物溶液的黏度，均随放置时间延长（1～10天）而减小，脱氧溶液的黏度总是明显大于含氧溶液。0．5g／L超高分聚合物溶液在厌氧和曝氧条件下放置时，黏度随放置时间延长而减小，分别由1天时的22．2和28．8mPa·s减至60天时的2．7和3．4mPa·s，曝氧条件下的黏度总是大于厌氧条件下的黏度；加入甲醛杀菌剂使溶液黏度的减小趋缓，60天时为8.9和9．6mPa·s；在4～8mg／L范围改变含氧量，当舍氧6mg／L时放置2～40天时的黏度均最大，40天时为18．2mPa·s。6mg／L为污水的合理曝氧量。分析了聚合物降解、SRB菌作用、杀菌剂作用等机理。表6参10。

纯化油田回注污水结垢性与配伍性研究

胜利纯化油田注水水源为纯梁 (油气水集输处理 )首站污水 ,碳酸钙结垢引起注水压力上升 ,影响油田生产。在室内通过加入助凝剂和混凝剂进行化学混凝、静置沉降、过滤后加入稳定剂 ,将该污水转变成为符合注入水行业标准的净化水。该净化水 pH =8.0～ 8.3,成垢离子Ca2 + 、Mg2 + 、HCO-3 等含量较高 ,但根据饱和指数SI和稳定指数SAI预测无CaCO3 结垢倾向。配伍性实验结果表明 :在油层温度 (90℃ )下密闭加热 7天 ,首站污水、纯梁油田及其边缘井产出水均产生沉淀 ;不同比例的首站污水与纯梁、边缘井产出水混合水也产生沉淀 ,相互不配伍 ;处理后的首站污水仍保持清澈透明 ,按不同比例与纯化油田及其边缘井产出水混合后 ,水色清亮 ,浊度略上升 。

胜利油田回注污水处理技术现状及发展趋势

结合胜利油田污水回注处理现状,介绍了近两年来胜利油田回注污水处理中应用的新工艺、新技术,主要有:针对腐蚀性污水实施了预氧化处理技术、水质改性处理技术,实施后水质达标,沿程水质稳定;针对含聚污水实施了氮气气浮除油技术和气浮与磁粉处理结合技术,取得较好除油效果,存在问题为产生污泥量大,排污困难;针对油田回注污水中低含油难以去除难题,实施了生物接触氧化处理技术并在樊41低渗透油田工业化应用,配套金属膜精细处理,使处理后水质达到A1级标准。针对油田污水回注处理中后续存在难题,提出了下步攻关方向。

采油污水生物处理技术

采油污水是石油工业中的重点污染源之一。本文论述了采油污水生物处理的难度和技术可行性 ,总结了国内外近年来采油污水生物处理技术的现状及研究进展。

曝气对聚合物驱采出水流变性和油水分离特性的影响

测试了大庆油田喇 36 0联合站聚合物驱采出水曝气处理前后的流变性和油水分离特性的变化。实验结果表明 ,聚合物驱采出水经过曝气处理后 ,其中所含的聚丙烯酰胺发生降解 ,粘度和稳定性均明显下降。还实验研究了聚合物驱采出水的曝气降粘机理和曝气处理后的重复利用性 ,发现用曝气处理后的聚合物驱采出水与高浓度聚合物母液混合配制聚合物驱注入液 ,可比用未曝气的聚合物驱采出水获得更好的增粘效果。

渤南油田采油污水处理方法研究

在室内实验研究的基础上提出了处理渤南油田结垢性含油污水的方法。在 45～ 5 0℃下在渤南首站污水中依次加入以活性Ca(OH) 2 为主要成分的助凝剂CH 2和等量PAC、PAM组成的复合絮凝剂JPM 1,短时间搅拌后静置沉降 5 0～ 6 0min ,上清水经砂滤后清澈透明 ,浊度 <0 .5NTU ,pH值上升至 8.0～ 8.5 ,各项水质测定值 (含油量 ,悬浮物 ,腐蚀速率 ,粒度中值 ,SRB和TGB菌数 )均符合石油天然气行业标准的A3级指标。CH 2加量为 2 80～ 40 0mg/L ,JPM 1加量为 15 0～ 2 0 0mg/L ,随污水含油量 (39～ 112mg/L)增加而增加。未处理污水失钙镁率为 17.7% ,有结垢性 ,处理后水及其与未处理水的 2∶3和 3∶2混合水失钙镁率 <1% ,无结垢性。此方法工艺简单 ,可利用原有设备 。

中原油田注入水水质改性效果及结垢可能性研究

本文介绍了 1995— 1997年间在中原油田陆续实施的注入水水质改性技术的要点、回注污水处理工艺及实施前后全油田注入水水质改善情况的统计数字。这些数字表明中原油田注入水水质已稳定达标。用不同理论公式预测了 3个联合站的高 pH值 (≥ 8.0 )注入水发生CaCO3 ,CaSO4 ,MgCO3 结垢的趋势。通过加入晶种促进结垢并用X射线衍射法测定 ,得到了这 3个联合站不同比例的注入水和采出水在不同温度下 (70℃ ,90℃ ,110℃ )的单一无机盐结垢量和总结垢量。理论预测和实验测定结果都表明 ,3个联合站的注入水和采出水均具有结垢性 ,且相互间是不配伍的 。

双河油田注水水质不达标影响因素研究

分析了影响双河油田注水水质不达标的主要因素 ,认为 :(1)产出污水含S2 -高达 6 0mg/L ,而处理工艺没有采取除S2 -措施 ,是造成水质不达标的主要原因 ;(2 )产出污水含有一定量的残余聚合物 ,使斜板沉降罐、过滤罐的净化效果变差。在动态测定条件下 ,这种含硫污水对铁的腐蚀速度为 1.6— 2 .3mm/a ,超过部颁标准 (0 .0 76mm/a) 2 1倍以上。由于腐蚀不断发生 ,在外输过程中 ,悬浮物含量不断增加 。

稠油产出水深度处理回用于热采锅炉的中试研究

对稠油产出水回用于热采锅炉进行了现场中试研究 ,确定了工艺流程和设计参数 ,并对软化工艺的选择、硬度、二氧化硅、悬浮物、总铁的去除以及运行成本和经济效益进行了分析讨论。当 pH值控制在 8 5～ 9 5 ,MgCl2 的投加量为 2 0 0mg/L时 ,混凝沉降罐出水中二氧化硅、总硬度和总铁量可分别降至 40mg/L、70mg/L和 0 0 5mg/L以内。强酸树脂和弱酸树脂对硬度的去除效果都很好 ,但对二氧化硅的去除效果均不明显。与弱酸树脂相比 ,强酸树脂再生周期长、运行简单、成本较低。稠油产出水经混凝沉降罐、双滤料过滤器和强酸钠离子交换器处理后可回用于热采锅炉。

生物法处理压裂返排液的实验研究

压裂返排液是井下作业废弃液的一种 ,它的有机物浓度非常高 ,采用单一的处理方法很难达标。为此 ,文章提出用混凝—Fe/C微电解—活性炭吸附的方法对大港油田港深 11— 8井的压裂返排液进行预处理 ,然后采用直接投加细菌的方法进行生化处理研究。实验结果表明 :预处理不仅可以使压裂返排液的CODcr去除 6 5 % ,而且提高了压裂返排液的可生化性 ,降低了后续生化处理的负荷 ;经过 15d的生化处理 ,CODcr值可降到 10 0mg/L以下 ,其他各项污染指标均达到国家一级排放标准。

含油污泥调剖剂的研制与应用

测定了江汉钟市、马王庙油田采出污水处理中产生的含油污泥的含固、含油、含水、含盐量,污泥水的矿化组成及污泥固相颗粒的粒径分布。针对渗透率级差为10、高渗层平均孔隙直径11.53μm、低渗层平均孔隙直径3.978μm、地层水矿化度很高的广北油田注水井调剖,按1/3～1/7桥塞理论确定颗粒堵剂的粒径范围为1.6～3.8μm,选用固相颗粒以小 中颗粒为主、d<10μm的颗粒占42.8%的钟市污泥,添加超细碳酸钙粉(d<5μm的颗粒占88.8%)以弥补污泥固含量的不足(仅18.2%),加入高分子稠化剂和悬浮剂,制成含油污泥调剖剂,其粘度为56mPa·s,颗粒沉降时间4～5小时。在平行双岩心封堵实验中,注入2PV该调剖剂并关闭48～72小时后,高渗岩心的封堵率>90%,低渗岩心的伤害率<20%;耐水冲刷性>30PV;以多段塞方法低流量注入调剖剂而以高流量注水可得到好的封堵效果。以岩心封堵前后的压汞、铸体薄片数据和扫描电镜观测结果证实了封堵效果。2001～2002年在广北油田11口注水井实施污泥调剖,单井平均注入量247m3,介绍了选井原则、施工工艺及2口井调剖效果。图6表5参5。

安塞油田采出水腐蚀性及缓蚀处理

安塞油田采出污水回注处理系统的腐蚀日趋严重。该油田污水产出点分散,污水含油、机杂、细菌多,某些站点含硫化氢多。室内静态测试和现场在线实时检测结果表明,不同站点污水的腐蚀性大小不同,Z集油站最严重,X集油站次之。对污水腐蚀因素即溶解氧、二氧化碳、硫化氢、氯离子、温度、pH值及细菌等作了一般性讨论,确定了各个站点的腐蚀因素,包括细菌腐蚀特别是SRB腐蚀、二氧化碳腐蚀、氯离子参与的腐蚀及垢下腐蚀等。为了控制污水处理系统的腐蚀,筛选出了缓蚀剂AD43-1,该剂为含氮长链化合物、烷基磷酸酯、含羧基螯合剂的复合物,加量为30 mg/L;又筛选出了杀菌剂AD52-168(溴基大环化合物和双氮基大分子等的复配物)和QD-707(活性氯和二硫氰基甲烷的复合物),以60 mg/L的加量交替使用,使用周期7天,在W1转油站则使用次氯酸钠发生器杀菌。采用这些杀菌、缓蚀措施后,Z、X、W集油站及W1转油站的污水腐蚀速率均降至0.07 mm/a以下。

生物竞争技术防治油田采出水中SRB引起的腐蚀

新疆彩南油田产出水富含SRB、NRB及硫酸根离子,生产系统腐蚀严重。研究了利用SRB和NRB之间的生物竞争防止SRB引起的腐蚀的方法。在厌氧培养基中加入化学处理剂,在40℃培养7天,由N80钢片腐蚀速率确定了化学处理剂的适宜加量：现用杀菌剂（1227＋戊二醛）为80 mg/L,SRB抑制剂（硝酸铵＋亚硝酸钠）为1 mg/L,缓蚀剂ZC-503为20 mg/L。在彩南C2104井产出水样中加入1%磷酸氢二铵、0.1%酵母膏、适宜加量的一种或一组化学处理剂,在40℃密闭培养不同时间（4-96小时）后测SRB、NRB菌数和S2-浓度,培养120小时后测钢片腐蚀速率,结果如下：加入抑制剂可抑制SRB生长,促进NRB生长,防止S2-生成,使腐蚀速率由0.102 mm/a降至0.064 mm/a;加入缓蚀剂不影响两种菌的生长,可推后S2-的生成,使腐蚀速率降至0.038 mm/a;同时加入抑制剂和缓蚀剂可完全抑制SRB生长,防止S2-生成,促进NRB生长,使腐蚀速率降至0.035 mm/a。建议彩南油田生产系统采用这种低费用的生物竞争和化学缓蚀结合技术防治SRB引起的腐蚀。

FMA污水絮凝剂的研制与应用

针对吐哈温米油田采油污水的特点研制了一种多核无机聚合物污水絮凝剂FMA ,其结构特征是分子中含有多种具有不同电化学特性的金属和非金属元素。本文探讨了反应机理 ,评价了FMA的絮凝特性。FMA与杀菌剂及地层水具有良好的配伍性。FMA具有一定的阻垢性 ,加量为 5 0mg/L时对钙镁垢的阻垢率即达 90 %以上。用FMA处理过的污水不易结垢 ,也不会增加页岩的膨胀性。现场试验表明 ,FMA在 5 0— 40 0mg/L加量时使温米油田污水悬浮物去除率达 93 %以上 ,含油去除率达 99%。FMA生产工艺简单 ,成本低廉 。

缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价

涠洲12-1海上油田生产污水温度高(85～90℃)、Cl-浓度高(12.5～17.8 g/L)、矿化度高(30～40 g/L),因而具有较大腐蚀性,且成垢离子HCO3-、Ca2+、Mg2+等浓度高,SI值为1.96～2.00,结垢性也较强.针对此状况研制了咪唑啉类缓蚀阻垢剂NY-HGA.80℃下在该污水中加入40 mg/L的NY-HGA,使A3、N80、K0-95钢的腐蚀速率分别由0.084、0.080、0.068 mm/a降至0.059、0.064、0.063 mm/a(同时加入20 mg/L脱氧剂),使污水结垢率降低96.2%.在涠洲12-1油田生产系统进行NY-HGA应用试验,用美国Corrpro公司的旁通式腐蚀仪在线监测排海污水的腐蚀速率,在原处理工艺条件下(48 mg/L缓蚀剂IMC-80-N+56 mg/L阻垢剂V402+67 mg/L清水剂JPA-Ⅱ)腐蚀速率为0.08806 mm/a,只加清水剂时腐蚀速率高达0.8663 mm/a,不加阻垢剂而改加37 mg/L NY-HGA时腐蚀速率为0.02475 mm/a,只加清水剂和NY-HGA时腐蚀速率为0.03162 mm/a.因此,在涠洲12-1油田用NY-HGA代替IMC-80-N和V402可满足油田腐蚀控制要求.图5表4参5.

采油废水COD_(cr)处理设计和实验研究

针对某油田采油污水处理工艺不能有效去除ＣＯＤ_(ｃｒ)，致使处理后水中的ＣＯＤ_(ｃｒ)不能满足ＧＢ８９７８－１９９６《污水综合排放标准》要求的情况，进行了采油废水ＣＯＤ_(ｃｒ)处理试验研究和工艺方案设计。通过小型动态试验研究，初步提出了经济上可行、技术上有效、流程较简单、运行安全可靠的废水治理方案，并确定了关键的技术参数。

含油污水处理在中原油田防腐中的作用

中原油田回注污水矿化度高(40～150g/L),钙镁离子含量高(4～6g/L),呈酸性,pH值6.0～6.5,腐蚀性很强,污水处理和注水管线、设备腐蚀严重。列表给出了中原油田12座污水处理站来水(油田产出水)的离子组成和2001～2002年5个季度腐蚀速率监测数据。介绍了1994年以来开发的使水质完全达标的两项注入水处理技术:将污水pH值提高至8.0～9.0,絮凝,稳定化的水质改性技术,1997年已全部在12座污水站应用,处理中产生大量污泥,高pH值下的结垢性是一个受到关注的问题;在pH=7.0条件下用过氧化物预处理、混凝的强氧化预处理技术,使污泥量减少50%以上,结垢倾向减轻。中原油田注入水的年平均腐蚀速率已由0.705mm/a(1994)降至0.0986mm/a(2001),接近行业标准推荐值≤0.076mm/a,注入水引起的腐蚀已大大减轻。表6参3。