油田采出水处理技术综合评价 99页

'中图分类号：X52单位代码：10425学号：S08030555◎寸闺石油六学硕士学位论文ChinaUniversityofPetroleumMasterDegreeThesis油田采出水处理技术综合评价TheEvaluationofOillrieldWastewaterTreatmentTechnology学科专业：环境科学与工程研究方向：水污染控制工程作者姓名：陈文婷指导教师：张秀霞教授二。一一年六月 TheEvaluationof0ilfield肠stewaterTreatmentTechnologyAThesisSubmittedfortheDegreeofMasterCandidate：ChenWentingSupervisor：Prof．ZhangXiuxiaCollegeofChemistry&ChemicalEngineeringChinaUniversityofPetroleum(EastChina) 关于学位论文的独创性声明本人郑重声明：所呈交的论文是本人在指导教师指导下独立进行研究工作所取得的成果，论文中有关资料和数据是实事求是的。尽我所知，除文中已经加以标注和致谢外，本论文不包含其他人已经发表或撰写的研究成果，也不包含本人或他人为获得中国石油大学(华东)或其他教育机构的学位或学历证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对研究所做的任何贡献均已在论文中作出了明确的说明。若有不实之处，本人愿意承担相关法律责任。学位论文使用授权书本人完全同意中国石油大学(华东)有权使用本学位论文(包括但不限于其EN,嗣J版和电子版)，使用方式包括但不限于：保留学位论文，按规定向国家有关部门(机构)送交学位论文，以学术交流为目的赠送和交换学位论文，允许学位论文被查阅、借阅和复印，将学位论文的全部或部分内容编入有关数据进行检索，采用影印、缩印或其他复制手段保存学位论文。保密学位论文在解密后的使用授权同上。学位论文作者签名：陵∑童盛指导教师签名：日期：捌／年6月／D日日期：劲f／年石月f，Et 摘要本文在胜利油田的污水质进行析基础上提出水质中的腐蚀因素主要有矿化度、pH、溶解氧、SRB菌、侵蚀性二氧化碳和水温等，确定胜利油田污水站来水具有较高腐蚀性(温度高、矿化度高、细菌高，pH值低)、结垢趋势明显和来水含油不稳定的特点。采用模糊评价的隶属函数方法对胜利油田的四个污水站水质进行了综合评价，确定了广利站和史南站的预氧化工艺、辛一站的悬浮污泥工艺、正理庄站的电化学绿色处理工艺出水水质级别分别可以达到B2、A3、Bl、A3级别，符合采油工程处定的标准，对油田的回注水是否达标提供了判断依据；用层次分析法中的判断矩阵指出四个污水站中首要去除的污染物，广利站、史南站、辛一站的污水中首要去除的污染物为悬浮物和含油量，对于正理庄站的污水首要去除污染物为SRB菌，利用以上两种方法推断出现有的处理工艺是否符合各个污水站的水质特性，能为污水站确定水处理工艺提供论依据。评价结果表明广利站和史南站中的预氧化工艺对悬浮物的去除能力不是很理想，辛一站的悬浮物泥处理工艺效果最佳，正理庄站的电化学绿色处理工艺对于SRB菌去除能力很差。’上述的两种评价方法，既能从整体上对水质的处理效果进行分级，又能判断污染物对水体的污染贡献率的大小，指出水体中污染物的先后排序，为确定水处理工艺提供理论依据，指导现场选择一些成本低廉，处理效果好的工艺。关键字：采出水，模糊数学，判断矩阵，水质评价，处理工艺 TheEvaluationOfOilfieldWastewaterTreatmentTechnologyChenWenting(EnvironmentScience&Engineering)DirectedbyProf．ZhangXiuxiaAbstractAnalyzetheoverallnatureofShengliOilfieldwastewaterthatthemaincorrosionfactorofthewaterissalinity,pH，dissolvedoxygen，SRBbacteria，carbondioxideandwatertemperature，etc．Meanwhile，evaluatethewaterqualityoffourShengliOilfieldwaterstationsbythemembershipfunctionoffuzzyevaluationmethod．Themembershipfunctionmethoddeterminestheinpre—oxidationprocessofGuangliStationandShinanStation，suspendedsludgeprocessofXinyistation，greenelectrochemicaltreatmentprocessofZhenglizhuangstationeffluentwaterqualitythatCanrespectivelyachieveB2，A3，Bi，A3Level，meetthecriterionofProductionEngineeringDepartmentset，providesabasisforwhethertheinjectionwaterachievesthestandardoftheoilfield．Second，AHPcomparisonmatrixshowthattheprimarypollutantsofthesewagestationmustberemoved，inGuanglistation，Shinanstation,Xinyistationthefirstremovalofpollutantinwastewaterissuspendedsolidoroilcontent，forZhenglizhuangstationtheprimaryremovalofpollutantinthesewageisbacteriaSRB，itCanbeinferredwhetherthetreatmentprocessesmeetthequalitycharacteristicsofeachwaterstations，determinedatheoreticalbasisforsewagewatertreatmentstations．resultsshowthatGuanglistationandShinanstationinthepre-oxidationprocessontheremovalofsuspendedsolidscapacityisnotverysatisfactory,Xinyistationsuspendedsolidssludgetreatmentprocessisthebest，greenelectrochemicaltreatmentprocessofZhenglizhuangstationremovestheSRBbacteriaisbad．Theabovetwoevaluationmethods，bothoveralltreatmenteffectonwaterqualityclassification，butalsodeterminethepollutantsonthepollutionofwaterbodiesthesizeofthecontributionrate，pointeouttheorderofpollutantsinwatertreatmentprocess．Providedatheoreticalbasis，youCanchoosesomelow-cost，thetreatmenteffectgoodprocess．Keywords：producedwater,mathematics，judgmentmatrix，waterqualityanalysis，treatmentprocess． ⋯⋯⋯⋯⋯．⋯⋯⋯1⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．1⋯⋯．⋯⋯．⋯．⋯⋯．1⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．2⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．3⋯⋯⋯⋯⋯．．．．．．⋯．41．4．3采出水处理工艺及设备⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯51．5采出水处理存在的主要问题及发展趋势⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯91．5．1采出水处理存在的主要问题⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯91．5．2油田回注水处理技术发展趋势⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一101．6技术路线及研究内容⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯10第二章胜利油田采油废水性质⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯122．1腐蚀性因素分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯122．1．1矿化度⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯l22．1．2pH值⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯122．1．3溶解氧⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．132．1．4SRB菌⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．142．1．5侵蚀性二氧化碳⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．142．1．6水温⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．152．2水型分类⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯152．3结垢趋势分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．162．4含油量分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯172．5悬浮固体含量⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯18第三章采出水处理技术现场实验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．193．1电化学预氧化工艺现场测试⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．193．1．1电化学预氧化设备的工作原理⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．193．1．2评价依据⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一193．1．3检测点⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯203．1．4评价指标⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．203．1．5现场应用效果分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．21 3．2悬浮污泥工艺测试⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯283．2．1SSF污水净化处理工艺流程⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一293．2．2辛一污水站污水处理系统现状及存在的问题⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一30312．3经济效益分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．313．3TDS(totaldissolvedsolids)全自动高频电磁场水处理器测试⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯313-3．1TDS全自动水处理技术的工作原理⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．313．3．2评价依据⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．323．3．3评价方法⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．323．3．4结果分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．333．4含油污水电化学绿色处理技术⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．353．4．1含油污水电化学绿色处理技术流程⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一353．4．2现场实验效果分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．363．4．3小结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．373．5电解盐杀菌器⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯383．5．1评价目的⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．383．5．2工作原理⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．383．5．3评价依据⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．393．5．4评价步骤⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．393．5．5评价结果⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．413．5．6．经济效益评价⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．433．5．7．小结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．44第四章油田污水处理技术综合评价模型的建立⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．454．1水质等级评价模型的建立⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯454．1．1水质评价的模糊综合评判方法及步骤⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．454．1．2对污水站建立模式进行评价⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一464．2建立污水特性评价模型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．504．2．1权重因子的计算方法⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一504．2．2几个污水站的污水污染物分布特性的评价⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．524．3／J、结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯58结论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．60参考文献⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一62附录⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．66致谢⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．85 中国石油大学(华东)硕上学位论文第一章文献综述弟一早义I瓢综迎1．1引言采油技术经历了一次、二次、三次采油⋯。“采出液’’是指从地下采出的含水原油，‘‘油田采出水”是指“采出液”经过电脱后分离出来的水，亦称“油田污水”。为了保持底层的能量，大部分的油田采出水经处理后需要回注，小部分外排。由于地层和采油方法的不同，油田采出水的性质也有差异，因此不同的采出水需要使用不同的处理方法【21。1．2油田采出水的水质特点由于原油性质、采油方法、地质条件等不同，油田采出水的水质各不相同，但又存在一定的共性。总体上有以下特剧3】：①含油量高。一般油田采出水中油的质量浓度大概在1000．2000mg／L左右，高的可达5000mg／L以上。其中90％以上为悬浮油和分散油，油珠粒径在20．1501am，另外还有5％．8％的油为乳化油，油珠粒径在209m以下，还有少量溶解油【4】；②含大量的难降解有机物，COD高；③含大量的悬浮物，悬浮物粒径一般为1．100p．m，颗粒细小，容易造成地层堵塞；④矿化度高，易腐蚀管线，给废水后续的生化处理带来困难；⑤富含大量微生物，不仅腐蚀管线，还易造成严重的地层堵塞；⑥含有大量的Ca2+、M92+、Ba2+、CP、HC03"等结垢离子。油田采出水还有其特殊性。如：由于原油粘度大或凝固点低，生产过程中需加热，导致采出水水温较高；聚合物驱由于高分子聚丙烯酰胺的存在，粘度大，油水分离缓慢；三元复合驱还含有碱和表面活性剂，采出水乳化严重，油水分离困难；有些油田由于特殊的地质条件，采水中还含有大量的S2’、Cl。等【51。1．3油田污水种类及采出水回注标准1．3．1油田污水种类油田污水主要包括油田采出水、钻井污水及站内其它类型的含油污水。用于油田回注水时，此时对回注水水质有着严格的要求，一般执行企业标准SY／T5329．94，对污水中的含油量、悬浮固体、SRB等多项指标要进行严格的控制，防止其对地层产生伤害f6】。钻井污水成分复杂，主要包括钻井液、洗井液等。其它类型污水主要包括含油污泥堆放场所产生的渗滤水、洗涤设备的产生的污水、油田地表径流雨水、生活污水以及事故性泄露和排放引起的污水等等。 第一章文献综述1．3．2油田采出水回注标准目前大多数油田用的标准是1995年1月18日中国石油天然气总公司颁布的行业标准【71。该标准对注水中的含油量、悬浮物粒径及SRB菌和增加注水系统寿命的指标提出了更加严格的要求，对老处理站的改造提出了新的挑战，见表1．1【81。回注水水质标准根据油层性质的不同，有不同的注水标准，但概括起来注水水质应满足以下几点：①应尽量少含悬浮杂质，防止其对油层产生堵塞；②水质要稳定，尽量不产生沉淀或结垢；③对注水设备不产生腐蚀；④要控制细菌含量，尽量不要产生新的悬浮杂质，以免影响注水系统正常工作；⑤应防止油层粘土膨胀【31。表1-1注水新旧指标Table1．1Thewaterindexesofoldandnew项目总公司推荐指标渗透率／urn2<0．10．1．0．6>0．6新旧新旧新旧悬浮物含量(mg／L)S1．051S3．0955．0§悬浮物粒径(um)S1．05；2盟．099_3．0<5含油量(mg／L)<5．0§g．0<10<15．0S10溶解氧含量(mg，L)硫化物含量(mg／L)游离C02含量(m叽)水中含铁量(mg／L)平均腐蚀率(mm／a)滤膜系数硫酸盐还原菌(个／mL)腐生菌(个／mL)铁细菌(个／mL)点腐蚀新标准：溶解氧作为辅助性指标，当腐蚀率不达标时，注水中的溶解氧<0．50mg／L；旧标准：矿化度小于5000mg／L时为O．5，矿化度大于5000mg／L时为0．05新：0旧：S10新：．1．0雯02S1．01日：SlO新：辅助指标旧：卯．59．076>20芝15>100_<1000<1000S100fixl02_<1000nxl03_<1000n×104_<1000n×102n×103nxl04新标准：试片各面都无点腐蚀；旧标准：没有要求1．4油田采出水处理技术及工艺采油污水经处理后，90％以上作为回注水注入地层，部分排放或作为蒸汽采油的锅2 中国石油大学(华东)硕士学位论文炉用水。不同去向的污水有不同的处理要求，亦需要不同的处理方法191。1．4．1采油污水回注处理技术行业标准SY／T5329．94对回注水中的悬浮物浓度、含油量、悬浮颗粒大小的指标有严格要求，但是对COD却未做要求。因为污水中的悬浮物和含油量是污水回注时导致注水井和油层堵塞的重要原因。因此，采油污水回注处理技术主要立足于去除污水中含油和悬浮物，主要有以下几种处理方法：①混凝法主要是在废水中投加化学药剂来破坏分散态油珠的稳定性，使废水中的细小悬浮物聚集成具有可分离性的絮凝体，再加以分离除去的过程，主要用于去除污水中的乳化油。投加的混凝剂多为聚合铁和聚合铝类。②隔油法隔油法是靠重力作用进行油水分离，大多数是采用平流式、平行斜板式或波纹斜板式隔油池，主要去除机械分散态和游离态油。③聚结法在聚结反应器中，某些聚结材料依靠污水中油粒的聚结作用，使原水中的油粒相互聚结成直径较大的颗粒，改变了原水中原油的颗粒分布状况，使之易于重力分离。对于性质比较稳定的聚合物驱采油污水，聚结材料中的波纹板状聚结除油效果优于粒状，亲油性填料好于疏油性填料Ilo】。④气浮法利用高度分散的微小气泡作为载体去黏附废水中的污染物，使其试密度小于水而上浮到水面实现固液或者液液分离的过程。根据气泡的生成机理，分为溶气气浮、散气气浮和电解气浮三类。溶气气浮产生气泡的机理主要是使空气在一定的压力下溶于水中并成饱和状态，然后使废水压力骤然降低，这时溶解的空气便以微小的气泡从水中析出并进行气浮；散气气浮是利用机械、水力或采用二者相结合的方式，将吸入的空气打碎成微细的气泡；电解气浮是利用不溶性电极电解采油污水产生微小气泡，破坏乳化油，将油珠附着在气泡上。⑤过滤法过滤法是使采油污水流过过滤器，除去水中的油和悬浮物。但此法应用时易造成滤料堵塞和损害，所以应用时受到很大的限制。一般用的过滤器为压力式和重力式2种，在油田废水普通站、深度站过滤处理工艺中使用最广泛的是核桃壳过滤器，马跃香‘ll】3 1．4．2．1生化处理法(1)厌氧．好氧联合处理杜卫东【13】等人对采油污水进行的厌氧．好氧处理工艺，研究表明：在脱油污水进入厌氧处理流程之后，厌氧菌可以将废水中的一些复杂有机物转化为易于生物降解的简单有机物。而后污水再进入好氧池单元，在好氧微生物的作用下再把简单的有机污染物分解为无机物，达到排放标准。(2)气浮．好氧联合处理气浮处理工艺不仅能有效地去除污水中的含油，同时使污水冷却，水中的含氧量增加，提高了微生物的降解能力。在生物接触氧化处理工艺中，需要严格的筛菌种，才能有良好的去除效果【14】。(3)好氧法①活性污泥法，GilbertT-Tellez等人【151对采油污水进行了活性污泥法处理，实验发现污水的COD去除率可达92％，COD降至100mg／L以下；②氧化塘法桩西联的外排污水利用当地的芦苇塘作氧化塘，污染物经氧化塘处理后可实现达标排放；③生物膜法，CampusJ．C．等人㈣将采油废水通过微滤处理后，再经过附有生物膜的聚苯乙烯颗粒的空气提升反应器，在水力停留时间为12h时，COD的去除率达65％，TOC去除率达80％。1．4．2．2化学处理方法(1)化学药剂法：投加氧化剂或投加破乳剂、絮凝剂等可去除采油污水中的含油、COD、SS等；(2)催化氧化法：用催化方法来处理难降解的有机物。刘春英等人1171用Cu(N03)24 中国石油人学(华东)硕上学位论文溶液浸渍活性炭，利用活性炭的吸附作用、铜的催化作用及曝气后水中的溶解氧的氧化作用使有机物分解，降低了污水的COD值；(3)化学强化法：采用电处理的方法和化学絮凝．催化氧化来处理采油污水【1引。1．4．3采出水处理工艺及设备1．4．3．1国内采出水的处理工艺油田采出水经过处理后主要用于回注。总体来说多数采用三段处理工艺即除油．混凝沉降(或气浮)一过滤，再辅以缓蚀、阻垢、杀菌处理后即可用于回注。但是目前采出水还无法完全回注到地层，外排量在增加。外排采出水的COD值偏高，特别是对于稠油污水、聚合物采出水、高含盐采出水，达标排放率就更低‘1纠。1．4．3．1．1油田回注水处理(1)常规油田回注水处理工剖3J对于中、高渗透油层回注的含油废水，大部分油田都采用“三段式”常规处理工艺极：自然沉降一混凝一过滤。对于中、低渗透油层的含油废水，一般选用“三段式”加“精细过滤”工艺。(2)稠油回注水处理工艺稠油采出水特点一般有：悬浮物含量高、水温高、油水密度差小、粘滞性大、成分复杂多变‘201。稠油废水经过处理后一部分用于回注，一部分还需再经过深度处理用于热采锅炉的给水。工艺流程见图1．1。图I-I稠油采出水处理工艺流程Fig．I-IHeavyoilproducedwatertreatmentprocess5 第一章文献综述(3)聚合物驱采出水处理工艺随着聚合物驱的加大使用，使含油废水处理起来更加困难。常规的“二级过滤”处理工艺已经满足不了出水水质的要求了。我国对于含聚废水于回注，因此处理该类废水的技术主要集中在除油和除聚合物两方面。而的横向流除油器能够去除含聚废水中的油类，具有很高的推广价值【211。先导性试验工艺流程【22】，见图1．2。加I司旦◆圈墨，网◆陌高效沉降分离除油设备图l·2三次聚合驱采出水先导性试验工艺流程Fig．1-2Producedwaterofpolymerdrivenpilottestprocess(4)回注水处理设备油田回注水处理设备种类繁多，主要包括：重力沉降罐(包括斜板)、粗粒化罐、水力旋流器、气浮池、过滤罐和精细过滤装置等，这些设备主要用于去除水中的油及悬浮物【8】o油田所用的过滤器主要有压力式和重力式两种。压力式过滤器主要有：核桃壳、石英砂器、双层滤料、多层滤料‘231以及双向过滤器㈣等。重力式过滤器效果差基本已不使用。纤维球过滤器的滤料细密，纳污能力大，去除悬浮物的效果好，反冲洗时不会出现滤料流失，但是它的滤料是亲油性的，反洗时需要使用清洗剂。我国油田已经在应用滤芯过滤器【251，虽然其过滤精度高，但是对悬浮物的粒径控制却有限度。膜技术对于悬浮物的粒径控制效果很出色，尽管其投资大、膜污染后难清洗、运行费用高等，但它的技术发展潜力大。1．4．3．1．2采出水外排处理工艺【26】随着国民经济的不断提高，环境保护越来越受到重视，对污水排放指标要求也越来6 中国_石油人学(华东)硕十学位论文越高。从原水水质看，有以下几个特性：水中矿化度高，C1．含量高；对于粘度较大的原油在脱水过程中一般要加热，脱出的水温度一般为60．70。C；BOD5／CODc，值一般较小。涸洲岛处理厂的污水处理就是采用生化处理来去除水中有机物的，污水处理采用流程如图1．3。图1．3洞洲岛处理厂污水处理流程Fig．1-3Hezhouislandsewagetreatmentprocess生化处理工艺可采用SBR法、水解酸化一接触氧化法等，对水中难于被生物降解的有机物，可化学沉淀法去除。处理流程见图1-4。图1．4生化处理法处理污水流程Fig．1-4Biologicaltreatmentprocessofwastewatertreatment该流程中要根据水质情况来选择是否要采用一级或两级及生化处理和化学沉淀。对于不能用生化处理的污水，应采用物化方法进行处理，物化方法有化学沉淀、活性炭吸附、光催化氧化等方法等1．4．3．2国外采出水处理工艺近几年来，国外油田采出水治理技术改进主要体现在工艺流程、治理设备、药剂等几面，采用了许多新的采出水治理工艺流程。1．4．3．2．1采出水治理工艺流程国外处理采出水的工艺流程见图1-51271。主要由API和CPI油水分离器、IGF(Induced7 第一章文献综述gasnotation)气浮等构筑物组成。这种处理工艺与国内目前的采出水处理技术基本一致。但是这种污水处理工艺流程对乳化严重的和稠油污水处理效果不佳。原油电脱盐污水API油水分离器CPI油水分离器IGF气浮出水图1-5油田采出水处理典型工艺流程Fig．1-5Typicaloilfeldproducedwatertreatmentprocess二叠纪盆地油田采用了一种新的处理工艺【281，其流程见图1-6。其特点是将水力旋流器引入流程，替代传统的隔油与浮选单元。图l-6二叠纪盆地油田采出水处理工艺流程Fig．1-6PermianBasinoilfieldproducedwatertreatmentprocess印度尼西亚阿伦油田采出水的工艺流程㈣见图1．7。采用化学破乳除油、气浮生化联合组成的工艺替代了过去的混凝．过滤或混凝．气浮．过滤工艺。图1．7阿伦油田采出水处理工艺流程Fig．1·7Aurnoilfieldproducedwatertreatmentprocess北海乌拉油田采出水回注的处理工艺流程13∞中采用了油水分离器和水力旋流器串联，处理后的水质符合回注水的标准。工艺流程见图1．8。乳化剂图1-8北海乌拉油田采出水回注的处理工艺流程Fig．1-8BAIHAIoil—fieldpickupwaterreturnpourtreatmentprocess活性炭生物流化床反应器是针对近海油田处理采出水研发的新-r艺[31l。主要是由油8 中国石油大学(华东)硕士学位论文水分离器、絮凝工艺、气浮装置、活性炭生物流化床反应器、电渗析等组成。另外还有其他的废水处理工掣321。这些流程大部分是由油水分离器、溶气气浮、金属离子去除系统、化学氧化、过滤、离子交换、蒸发等单元组成。1．4．3．2．2采出水治理新设备及新技术近些年来国外开发了一些新的采出水处理设备。(1)净化采出水装副331，该装置实际上是一种密闭的浮选箱。该浮选箱有4个浮选室，各个浮选室都有一个气体布管，处理过的采出水分为两层，下层为清水上层为浮油，浮油收集于储油箱内。(2)浮选柱‘341，浮选装置在侧部采用布气技术，能分离含油废水中的细小悬浮物和油滴。(3)油水混合物分离简易装置【351，其结构简单，油水分离速度快，但对油水密度差异小的废水处理效果不是很理想。(4)旋流分离器【361，该装置能实现三相分离。三相旋流器具有效率高、体积小、投资少和操作费用较低等特点，是一种集除油和除砂为一体的新型分离设备。(5)油水分离旋流器【371，该装置能在井下实现油水的高效分离，并且能将水回注到地Cj力墨o1．5采出水处理存在的主要问题及发展趋势1．5．1采出水处理存在的主要问题我国的许多油田进入开采的中后期，采出液含水率不断上升，污水量变大，同时由于各个油田大力发展新的驱油技术，使得含油污水处理面临更多更新的问题【381。1．5．1．1聚合物驱的采油废水聚合物驱是通过改变注水性质提高采收率的一种技术。由于聚丙烯酰胺的存在，使含油污水中的油水分离更加困难1391。根据聚合物驱回注水质的要求，在处理过程中应将污水中的表面活性剂、聚合物等物质予以保留，这使得除油变得异常困难。1．5．1．2蒸汽驱的稠油废水稠油的开采是向地层注入高压蒸汽降低原油粘度来实现的。稠油废水经处理后一般回用于热采锅炉【柏】。稠油废水含油量较高，且稠油与水的比重非常接近，因此稠油的去除是主要难题【4l】。1．5．1．3低渗透油田含油污水在低渗透油田开发中，为了不堵塞地层，各油田制定了严格的注水标准，以大庆、9 第一章文献综述辽河和胜利油田为例，要求注水的滤膜系数MF≥_25，水中颗粒固体直径茎O．5pm[421。1．5．1．4小断块油田废水小断块油田1431是指年产能力低于lOxl04t／a的断块油田。由于小断块油田产生的油污水少而且分散，再者各断块的污水水质性质不同，不易集中处理。对小断块油田油污水宜分散处理和回注；但是现有的常规处理流程很难做到小型化。1．5．1．5含油污泥处理油田含油污泥的产生量一般为原油产量的0．5％．1％，但随着油田采出水量增加污量也在增加，目前我国每年产生近百万吨的含油污泥【441。目前，国内各油田对含油污泥进行了固化处理、焚烧及固液分离回收利用等一些方面的研究及实践【45】但是工艺还不成熟。1．5．1．6含油污水的排放处理由于油田含油污水处理量的增大以及某些油层不适合污水回注等原因，污水的外排量也正在逐年增加。主要存在问题有：(1)腐蚀和结垢问题(2)沿程水质二次污染问题表现突出。(3)运行成本高。1．5．2油田回注水处理技术发展趋势1．5．2．1采出水资源化利用技术研究研究采出水合理化利用的途径。比如把采出水用于农业灌溉、高矿化度采出水用于沙漠灌溉、采出水用于消防的处理技术研究等【461。1．5．2．2稠油和超稠油污水深度处理技术根据稠油及超稠油污水的特点，研究高效低成本的新工艺以及各环节相配套的设备、化学药剂、技术等。1．6技术路线及研究内容(1)技术路线：10 中国石油人学(华东)硕士学位论文(2)研究内容：首先对胜利油田采出水的水性进行全面的分析，准确掌握油田污水水性特点。对油田几种水处理技术进行全面的分析测试、对比研究，建立水质等级评价模型与污水特性模型体系。应用所建立的评价模型与体系，对污水站的工艺进行评价，得出评价结果，对油田的生产作出指导。 表2-1污水站来水矿化度分布Table2-1Salinitydistributionofsewagestationincomingwater油田回注水中的矿化度(溶解盐类)对管网腐蚀有显著的影响。cE+、M92+离子的存在会增大溶液的矿化度和离子强度，在其它条件相同时，这两种离子会加大局部腐蚀的严重性。矿化度对腐蚀的影响主要是溶液的电导率大，有利于电荷的转移，腐蚀速度加快。2．1．2pH值表2．2一为污水站来水pH值分布。从检测结果来看一胜科油田分公司污水站来水有75．7％的水量呈弱酸性(pH<7)，其中有51．4％的水量pH<6．5。因此，从pH来看，多数污水本身具有一定程度的腐蚀性。12 中国石油人学(华东)硕上学位论文座数水量占总水量污水站2036420051．4％东四污、临南污、辛三污、纯梁首站、临中污、史南污、盘二污、孤四污、东三污、孤五污、孤一污、东一污、垦西污、坨二污、王岗污、永一污、郝现污、广利污、辛二污、辛一污1417200024．3％正理庄、滨二污、营66污、102污、利津污、孤二污、桩82、宁海污、坨六污、坨五污、滨五污、四净污、渤三污、陈庄污1417240024．3％桩106污、孤六污、垦利污、埕东污、草西污、孤三污、坨一污、河口首站、桩西联、滨一污、大北污、坨四污、坨三污、东二污在pH值和溶解氧较低的情况下，水的腐蚀主要是由氢的去极化作用控制。低pH值且含氧时，碳钢表面是氢去极化和氧去极化反应同时进行，此时，碳钢表面进行的实际上是酸作用过程，腐蚀特征表现为均匀腐蚀。2．1．3溶解氧表2．3为污水站来水溶解氧分布。表2．3污水站来水溶解氧分布Table2-3TheDOdistributionofsewagestationincomingwater13 第一二章胜利油⋯采油废水性质从表2．3来水溶解氧的检测结果来看，大部分(水量77．4％)污水站来水溶解氧含量小于O．1mg／L，但仍有22．6％(9座站)的水量溶解氧含量超过0．1m∥L。当溶解氧含量超过O．1m∥L时，将有可能加剧腐蚀。对来水溶解氧含量超标的污水站应查找原因并采取除氧措施控制腐蚀。宁海污、郝现污、史南污等站今年都通过控制溶解氧而在腐蚀速率的控制上取得了较好的效果。如宁海站在气浮后溶解氧含量上升为4mg／L，腐蚀速率达到了0．69mm／a，超标9倍，通过进行除氧措施后，腐蚀率降为0．02mm／a，比控制前降低了34倍。2．1．4SRB菌’表2-4为污水站来SRB菌含量分布。表2-4污水站来水SRB菌含量分布Table2-4SRBdistributionofsewagestationincomingwater从表2．4各站来水SRB菌含量检测情况来看，有87．3％的水量SRB菌含量超过SY／T5329．94的要求，SRB菌含量较高(>600个／mL)的占到了57．9％。总体来讲，胜利油田分公司污水站来水SRB菌含量超标较严重。SRB菌超标将加重腐蚀并可能在地层生成沉淀物造成地层伤害。要控制SRB菌的影响，必须投加杀菌剂。SRB菌抗药性的增强、杀菌剂投加方式的不适应以及杀菌剂投加量不足是目前SRB菌符合率低的主要原因。2．1．5侵蚀性二氧化碳表2．5为污水站来水侵蚀性二氧化碳分布。14 中国石油人学(华东)硕士学位论文表2．5污水站来水侵蚀性二氧化碳分布Table2-5Erosivecarbondioxidedistributionofsewagestationincomingwater从2．5可以看出，大于零的站为27座，占了总水量的57．7％。上述各站的腐蚀会不同程度的受到侵蚀性二氧化碳的影响。侵蚀性C02是指除了保持平衡的C02以外多出来的那些C02，它们会与岩石中的CaC03反应从而侵蚀岩石，故称为侵蚀性C02。侵蚀性二氧化碳是影响腐蚀的一个指标，当其值大于零时会对管线设施有腐蚀作用，等于零时为稳定状态，小于零时会可能有碳酸盐沉淀发生。C02腐蚀最典型的特征是呈现局部的点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。其中，台面状坑蚀的穿孔率很高，通常腐蚀速率可达3．7inm／a，无氧时，腐蚀速率可达20mm／a。2．1．6水温分公司各污水站来水水温较高，水温从36．5"C～60．5℃，仅有8座站水温低于40。C，50℃以上的占了17座，占总水量的37．6％。水温与腐蚀速率是呈正比例增长的。从以上影响腐蚀的因素分析，胜利油田污水具有较高的腐蚀趋势，其中一些站具有强腐蚀因素。从可控因素(SRB菌、溶解氧等)入手，是解决腐蚀问题的关键。2．2水型分类水型分类是将水的化学成分与其所处的自然环境条件联系起来，用不同的水型来表示不同的地质环境。按照水中化学成分，即主要离子的毫克当量浓度比把地层分成四个水型：15 第二章胜利油田采油废水性质(1)硫酸钠水型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水。一般此水型是环境封闭性差的反映，该环境不利于油气聚集和保存，地面水多半为该水型。(2)重碳酸钠水型：代表陆相沉积环境下形成的水型。该水型在油田中分布很广，它的出现可作为含油良好的标志。(3)氯化镁水型：代表海洋环境下形成的水。该水型一般存在于油、气田内部。(4)氯化钙水型：代表深层封闭构造环境下形成的水。环境封闭性好，有利于油、气聚集和保存，是含油气良好的标志。各污水站水型分类见表2-6。表2-6各污水站水型分类Table2-6Classificationofwater-sewagestation2．3结垢趋势分析胜利油田分公司污水站来水矿化度分布范围广，最高的矿化度55000mg／L，东辛、现河、纯梁、临盘等采油厂污水矿化度普遍较高，大部分超过了20000mg／L。污水中钙、镁、锶、钡离子含量超过其盐类的溶解度时，当外界温度压力条件发生变化，就容易结垢，对设备运行造成困难，严重的会对地层造成堵塞。根据《SY／T0600．1997油田水结垢趋势预测》对胜利油田各污水站结垢趋势进行预测，油田各污水站饱和指数(SI值)分布见表2．7。饱和指数(saturationindex，Langelierindex)由理论推导公式得出一个指数，以定性地预测水中碳酸钙沉淀或溶解的倾向性。以水的实际pH值减去其在碳酸钙处于平衡条件下理论计算的pH值之差来表示。表2．7污水站来水饱和指数分布Table2-7Saturationindexdistributionofsewagestationincomingwater16 中国石油人学(华东)硕上学位论文当饱和指数SI>O时，表示该污水有结垢趋势，SI值越大，结垢趋势越明显。根据结垢趋势预测分析，胜利油田有85％的污水站有一定的结垢趋势。其中结垢趋势明显的主要有东辛、桩西联、河口首站、大北、陈庄、垦利污、四净站等污水站，上述各站污水的SI值在1．5～3．3之间。其中东辛各站同时含钙镁离子以及锶钡离子，具有较明显的碳酸盐垢和硫酸盐垢结垢趋势，其他各污水站主要以碳酸盐垢为主。建议对于结垢趋势较明显的污水站应投加适当的阻垢剂。2．4含油量分析根据检测结果，分公司各污水站来水含油量分布情况见表2．8。含油量在100～1000meCL范围内所占比例最大，来水含油>1000mg／L的均为含聚污水站。表2-8污水站来水含油量分布Table2-8Oilcontentdistributionofsewagestationincomingwater从检测结果看，来水含油表现出较大不稳定性，会给后端的污水处理带来较大的难度。以东辛采油厂为例，3月检测的结果与9月检测的结果具有较大的差别，其他采油厂污水站也表现出类似的状况，数据见表2-9：表2-9东辛采油厂污水站来水含油量对比Table2-9comparedtheoilcontentDongxinoilextractionplantofincomingwaterstation17 第二章胜利油山采油废水性质2．5悬浮固体含量各污水站来水悬浮固体含量分布情况见表2—10。悬浮固体在含量10-50mg／L范围内所占比例最大(69．4％)，来水含油大于50mg／L的7座站中，含聚污水站占了6座。表2．10污水站来水悬浮固体含量分布Table2-10Suspendedsolidsdistributionofsewagestationincomingwater悬浮固体含量<10mg／L10～50mg／L>50mg／L座数7317水量75800491800141000占总水量10．7％69．4％19．9％桩82、垦利污、临南污、草两污、郝现污、王岗污、四净站、孤二污、孤三污、桩106污、史南滨五污、利津污、营66污、渤三污、坨六污、孤五污、辛三污、污、坨三污、坨纯梁首站、102污、坨五污、大北污、临中污、孤四污、孤一污、污水站二污、盘二污滨一污、桩两污、永一污、辛二污、埕东污、孤六污河口首站、广利污、滨二污、东二污、坨一污垦两污、陈庄污、东四污、辛一污、宁海污、东一污、坨四污、孤三污、正理庄各污水站来水悬浮固体含量虽存在一定波动，但与含油量相比比较稳定，相对在后端处理起来比较容易。同样以东辛采油厂为例，结果见表2．11。表2．n东辛采油厂污水站来水悬浮固体含量对比Table2·11comparedtheSSDongxinoilextractionplantofincomingwaterstation辛一污辛二污辛三污102污营66污永一污广利污9月(mg／L)37．025．580．619．516．2差值(me／L)+17．8+0．1．16．5+2．225．0+1331．O+22．8综合以上因素分析，胜利油田污水站来水具有较高腐蚀性(温度高、矿化度高、细菌高，pH值低)、结垢趋势明显和来水含油不稳定的特点，给后端的污水处理带来一定的难度，在日常污水处理工作中，应重视对来水的跟踪化验，根据来水的变化及时调整加药量和配方，保证外输回注水的稳定达标。在下一章节中主要介绍几个污水站的处理工艺及处理效果。18 中国石油人学(华东)硕士学位论文第三章采出水处理技术现场实验根据不同的采出水处理工艺技术特点，有针对性的制订了测试评价方案，对目前在用的以及正在开展现场中试的采出水处理技术进行综合性评价。3．1电化学预氧化工艺现场测试3．1．1电化学预氧化设备的工作原理电化学预氧化设备的工作原理是在富含NaCl的来水中通入直流电，使之在阴、阳极及中性电极上分别发生电化学反应，产生中间态的强氧化性物质，直接对水中的还原性成份进行预氧化处理，通过氧化作用起到杀灭细菌、净化水质的目的，减少了化学预氧化剂的使用，在此过程中将pH值提高到7左右的条件下实现Fe2+离子的转化，通过化学和电化学作用打破污水中存在的C02．HC03一C03厶弱酸弱碱缓冲体系和H2S．HS．S2’弱酸弱碱缓冲体系，以及胶体平衡，将地面条件下水中容易产生腐蚀、结垢的成份，在污水处理过程中通过混凝沉降而分离去除，从而实现杀灭细菌、控制腐蚀使水质达标的目的。装置见图3．1。图3-1预氧化工艺流程Fig．3-1Pre-oxidationprocess3．1．2评价依据SY／T5329．1994《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》SY／T5523--2006《油气田水分析方法进行测定》SY／T5796．93《絮凝剂评定方法》Q／SLl356．1998《油田采出水处理用液体絮凝剂通用技术条件》19 第三章采出水处理技术现场实验SY／T5273．2000《油田采出水用缓蚀剂评价方法》SY／T6301．1997《油田采出水用缓蚀剂通用技术条件》SY／T5890．93《杀菌剂性能评价方法》3．1．3检测点在电化学预氧化设备处理前后的流程上进行挂片、取样检测，根据现场取样点设置情况，广利污水站检测点包括：广利污水站来水(装置进口)、电化学预氧化设备装置出口、一次沉降出口、二次沉降出口、过滤罐进、出口、污水站出口。广利污水处理流程见图3．2。检测点l动态挂片点3动态挂片】(检测点4混凝沉降罐图3．2广利站污水处理流程Fig．3-2Guanglistationsewagetreatmentprocess史南联合站检测点包括：电化学预氧化设备装置进口、电化学预氧化设备装置出口、二次沉降出口、联合站外输口。装置流程图见图3．3：图3-3史南站污水处理流程Fig．3-3Shinanstationsewagetreatmentprocess3．1．4评价指标根据电化学预氧化设备的工作原理，确定沿流程水质评价指标为：平均腐蚀率、SRB菌含量、含油量、悬浮固体含量、侵蚀性C02、HC03"含量、溶解氧含量、二价铁含量、 中国石油人学(华东)硕士学位论文平均腐蚀率指标采取现场挂片与室内静态挂片相结合的方式进行检测，SRB菌含量分析在现场接种、室内培养，硫化物、溶解氧、pH值、二价铁、总铁现场进行测试。3．1．5现场应用效果分析3．1．5．1含油量结果分析广利站和史南站的含油量沿程测试结果分别见表3．1、3—2：表3-1广利含油量沿流程测试结果Table3-1Guanglistationalongtheflowtestresultsofoilcontent从表3-l数据可以看出，广利联的束水含油量不高，在30mg／L．50mg／L之间波动，经过预氧化装置，含油量基本没有什么变化，在一次沉降后加入絮凝剂和助凝剂，含油量大幅度降低，己达到外输要求，经过过滤含油量控制在4mg／L以内。因此，除油主要是由于药剂的作用。表3．2史南含油量沿流程测试结果Table3-2Shinanstationalongtheflowtestresultsofoilcontent与广利站不同，史南站来水含油较高，平均在780．35mg／L，通过预氧化装置后，含油量大幅降低，平均253．83mg／L，结合广利站，预氧化装置对含油量高的来水处理效果明显。3．1．5．2Cl‘、S2’结果分析表3．3和表3．4分别为广利站和史南站的Cl‘、S2。分析’结果21 第二三章采：}{水处理技术现场实验表3．3广利C1．、S2。含量沿流程测试结果Table3-3GuanglistationCI-、S2‘contentofthetestresultsalongtheprocess项目预氧化进口预氧化出口一沉出口一二沉出口过滤前外输26596．727145．627629．527350．725477．826152．923204．923047．623332．123456．722833．722473．1CI’(rag／L)’一。21204．920047．620332．120456．7过滤装置异常21258．120255．620927．921005．320345．720144．1S2’(mg／L)未检出Table3-4Shinanstationcr、S2-contentofthetestresultsalongtheprocess从表3．3和3．4中的数据可以看出，广利和史南污水中S2。含量都为未检出，Cl。含量较高，经过预氧化装置处理后，Cl一含量有下降的趋势，可以初步判断预氧化装置有电解NaCl功能。3．1．5．3悬浮物含量、Fe2+离子和总铁的结果分析表3．5广利站悬浮物含量、Fe2+离子和总铁沿流程测试结果Table3-5Guanglistationsuspendedsolidcontentofthetestresultsalongtheprocess项目预氧化进口预氧化出口一沉出口二沉出口过滤前外输标准要求悬浮物含量(mg／L)总铁(rag／L)Fe2+(rag／L)15．516．528．516．51619171416131463．035．735．O22．519222090．40．219．019．216．518．O3693O-30．349．04．05．07．04530．20．535．04．53．01．O过滤装置异常，g·O4．53．53|过滤装置异常32l2O．50．7过滤装置异常／ 中国石油大学(华东)硕：t：学位论文表3-6史南悬浮物含量、Fe2+离子和总铁沿流程测试结果Table3-6Shinanstationsuspendedsolidcontentofthetestresultsalongtheprocess从表3—5和3-6中的数据可以看出，两站米水悬浮物含量也不高，在10mg／L．30mg／L之间，经过预氧化装置，悬浮物含量有明显的上升，从Fe2+离子和总铁的变化趋势可以看出，Fe2+离子含量经过预氧化装置后大幅度降低，总铁含量基本没变，说明Fe2+离子转化成了Fe3+离子，出现了Fe(OH)3沉淀，经过一次、二次沉降后加大部分悬浮物和Fe(OH)3都沉降出来，己基本达到标准要求。2NaC!+H，0—2NaOH+Cl，个+H，个凡2++a2一凡3++2C!一凡3++3伽一--)Fe(OH)3、l3．1．5．4侵蚀性C02、HC03一、pH值的结果分析侵蚀性C02是指除了保持平衡的C02以外多出来的那些C02，它们会与岩石中的CaC03反应从而侵蚀岩石，故称为侵蚀性C02。广利站和史南站的分析结果见表3．7和3．8。 第三章采nj水处理技术现场实验表3-7广利站游离C02、HC03一、pH值沿流程测试结果Table3-7GuanglistationfreeC02、HC03一、pHcontentofthetestresultsalongtheprocess表3-8史南游离C02、HC03一、pH值沿流程测试结果Table3-8ShinanstationfreeCOs、HC03、pHcontentofthetestresultsalongtheprocess项目预氧化进口预氧化出口二沉出口外输标准要求侵蚀性C02(mg／L)HC03一(mg／L)pH值未检出．14．1．15．8未检出．15．8—1．0mg／LS{oc02S1．0mg／L。未检出．17．6未检出．15．8．17．6791784．4797．5810．6804．1791．0810．6771．4|791797．5732．1784．4777．9751．8784．46．296．246．86．366．796．757士0．56．386．376．836．826．4l6．456．766．7 中国石油大学(华东)硕一j学位论文从上述两表的结果来看，经过预氧化装置，体系的pH值略有降低的趋势，这是由于电解NaCI反应生成C12，氯溶于水生成盐酸和次氯酸，水的pH值降低。溶液中的H+浓度增加，使C02．HC03-．C032-的平衡体系向左移动，侵蚀性C02和HC03‘离子含量将有所增加，在与测试的结果基本相符。2NaCI+H，0—2NaOH+Cl，个+H，个C72+Ⅳ20铮HCI+HCIO3．1．5．5溶解氧结果分析广利站和史南站的溶解氧分析结果见表3-9和3．10。表3-9广利溶船氧含量沿流程测试结果Table3—9GuangliStationdissolvedoxygencontentalongtheflowtestresults表3．10广利溶解氧含量沿流程测试结果Table3—10ShinanStationdissolvedoxygencontentalongtheflowtestresults从表3．10可以看出，史南站的预氧化进口和预氧化的出口溶解氧数值都超标，看不出变化趋势。表3-9中，广利站预氧化装置出口，溶解氧含量有上升的趋势，到外输口基本未检出，这与外输口加稳定剂有关。溶解氧含量沿流程变化的趋势与预氧化装置电解产生的氧化性物质的变化有关。2NaCI+日，D一2NaOH+Cl，个+日，个a2+日20§HCI+HCIO2HCIO一2HCI+023．1．5．6SIm菌结果分析硫酸盐还原菌在油田生产中是控制的重点，它的存在对油田的管道和设备起到严重25 第三章采出水处理技术现场实验的腐蚀作用，广利站和史南站的SRB菌含量分析结果见表3．11和3．12。表3．11广利SRB菌含量沿流程测试结果Table3—11GuangliStationSRBbacterialevelsalongtheflowtestresults预氧化进预氧化出一沉出二沉出项目过滤前外输标准要求口0602．5O．6SRB菌25062．5个／mL25060．6过滤装置异常250．660．660．6s10平均值18．751．654．51．84．831．23个／mL表3．12史南SRB菌含量沿流程测试结果Table3-12ShinanStationSRBbacterialevelsalongtheflowtestresults表3．11中看出广利污水中预氧化进口细菌含量不高，只有25个／mL，预氧化出口细菌含量下降；表3．12中史南污水中预氧化进口细菌含量为60个／mL，预氧化出口细菌含量下降，预氧化装置出口的细菌含量多数情况下低于进口，说明预氧化装置还是有一定的杀菌作用的。3．1．5．7腐蚀速率结果分析对广利站和史南站进行腐蚀速率的测试，广利站采用三组静态腐蚀和一组动态腐蚀的测试方式，史南站直接采用四组静态腐蚀的测试手段，其测试结果分别见表3—13和表3．14。26 中国石油大学(华东)硕士学位论文表3．13广利腐蚀速率沿流程测试结果Table3-13Guanglistationsalongtheprocessofcorrosionratetestresults预氧化进预氧化出标准要项目一沉出口二沉出口过滤前外输口求0．0390．0250．0210．0230．0290．017静态腐蚀速率O．0270．02l0．009O．007O．0090．007m删a0．0350．0190．0130．009过滤装置异常平均值50．0760．03370．02170．0143O．0130．0190．012mm／a动态腐蚀速率0．6720．058mm／a0．0620．037表3．14史南腐蚀速率沿流程测试结果Table3-14Shinanstationsalongtheprocessofcorrosionratetestresults经过对广利三组静态挂片及一组现场动态挂片实验，三组静态挂腐蚀速率片平均由0．034mm／a下降到0．017mm／a，下降了2倍，现场动态挂片腐蚀速率由0．672mm／a下降到0．037mm／a，下降了18．2倍；史南的四组静态挂腐蚀速率片平均由0．031mm／a下降到0．016mm／a，下降了2倍。数据表明，污水经电化学预氧化处理设备后，腐蚀速率有显著下降趋势。到外输口腐蚀速率进一步降低，这是由于在外输口加水质稳定剂，该药剂有一定的缓蚀作用。由以上可以得出：(1)电化学预氧化设备能够将水中的二价铁离子转化成三价铁离子，生成Fe(OH)3沉淀，通过加药、混凝沉降而分离去除。(2)电化学预氧化设备的氧化作用，有一定的杀菌作用，但是由于本次测试过程中，SRB菌空白含量不高，为60个／mL，在细菌含量较高的污水中的杀菌能力有待进一步验证。(3)经过电化学预氧化设备处理后，对污水腐蚀有一定的抑制作用。27 第三章采出水处理技术现场实验3．2悬浮污泥工艺测试悬浮污泥过滤法简称SSF(SuspendedSludgeFiltration)法，其污水净化工艺及系统包括物化工艺和SSF污水净化器两大部分组成，是一套纯物理化学法处理装置系统。其工作原理为：(1)泥层过滤：在设备中心有漏斗型旋流反应室，原水从底部切线方向进入，以旋流形式上行，经过悬浮污泥层过滤区过滤后，再进入斜管沉淀，清水由水槽排出。(2)吸附：在反应室顶部中央设有集泥斗，其任务是将活性悬浮污泥层阻隔在反应室中，另一方面将多余的污泥输入反应室外下部的污泥浓缩室。由于悬浮污泥层的吸附作用，使反应室内的絮凝体增大，起吸附，过滤与澄清作用。(3)澄清排水：澄清排水是指污泥浓缩室上部的澄清水，从上部污泥浓缩室的澄清排水管排出，此出水浊度往往比上部出水还低，所以与出水进入下道处理工序。(4)排泥：当需要排泥时，从下部的排泥阀排泥，并控制一定的排泥量，以五分钟沉降比法指导排泥较为科学，可保证悬浮污泥层不过多流失。其装置流程和结构示意图如图3．4、3．5所示。28≥，、．雹。_：一，．=可囊卜；；，￡。≯，，一硅‘一寸．隆㈠¨N～H¨—隧㈣≯锶；。_；，。型～峨[b 图3．5SSF结构示意图Fig．3-5Schematicdiagramofsuspendedsludgefiltration3．2．1SSF污水净化处理工艺流程(1)工程应用流程见图3-6。(2)试验流程见图3．7。图3-6SSF工程应用流程图Fig．3-6Applicationofsuspendedsludgeflow 第三章采}}：水处理技术现场实验油立占出水图3—7SSF试验流程图Fig．3-7Experimentalflowchartofsuspendedsludge3．2．2辛一污水站污水处理系统现状及存在的问题3．2．2．1站内设施现状及问题辛一污水处理站1987年建成并投产，污水处理流程为重力沉降流程，同时配套有污水回收系统、污油回收系统、污泥处理和天然气密闭系统等辅助流程，污水处理规模为2×104m3／d。3．2．2．2站内水质情况辛一污水处理站目前处理污水为辛一油站来水，水量为1．4×104m3／d；此外还从现河首站调水3000m3／d。水质数值见表3．15。表3．15辛一污水站水质Table3-15WaterSewageofXinyiStation5．105．206．106．207．107．208．108．209．109．20平均值38206．704628．97．3434216．4450476．442161235．30156899．631781578．751461128．7532215．4640235．2993．664．197．0l1．32．11．672．62．971．833．32．81．562．84．191．7852．41．996．00．07982．50．05833．42．891．414．62．591．713．82．861．854．81．9323．22．561．766．00．07983．482．7291．7562．50．058330 中国石油大学(华东)硕}：学位论文从表3．15中可见，辛一站的污水来水水质中含油量和悬浮物含量不是很稳定，有很大的波动范围，粒径中值和SRB菌的含量都不是很高，来水经过SSF装黄处理之后，含油量下降了96．28％，悬浮物含量下降了95．75％，粒径中值也从7．Olpm降到了1．76pm。总体处理效果好。3．2．3经济效益分析对常规流程和SSF处理流程进行费用对比，见表3．16。表3．16不同技术流程费用对比表Table3·16ComparativeTableofcostsofdifferenttechnicalprocesses3．3TDS(totaldissolvedsolids)全自动高频电磁场水处理器测试3．3．1TDS全自动水处理技术的工作原理(1)阻垢除垢工作原理用水设备水垢的生成，主要是因为水中所含盐类离子，如钙离子(Ca2+)，镁离子(M92+)等阳离子和硫酸根离子(S042．)、碳酸根离子(C032‘)和碳酸氢根离子(HC03。)等，器壁与输水管道外壁和大地连接为阴极，将吸引阳离子趋向器壁，在受热条件下，聚集在器壁的阳离子一旦与相应的阴离子化和将生成结晶沉淀附着于器壁从而形成水垢，化学方程式如下：Ca2++S04扣HCaSO。(结晶，垢的成分)Ca“+2HC03’HCa(HC03)2(垢的成分)Ca“+C032。HCaC03(垢的成分)M92++S042。H必筘以(沉淀物：垢成分)M92++2HC03。付Mg(HC03)2(垢的成分)M92++C032。HMgC03(垢的成分)31 第二三章采d{水处理技术现场实验TDS全自动水处理技术属于采用物理方法处理工业用水，其防垢除垢的主要原理有以下：①使水分子结构发生变化，改变水中的离子的成分，从而达到防止水结垢的目的。②施加在水中的高频电磁场使水中原来缔合状的大分子，断裂成单个小的水分子，水中溶解盐类的正负离子等被单个水分子包围，运动速度下降从而减少了彼此的有效碰撞，在受热壁上无法生成碳酸钙、碳酸镁等结晶，达到防垢的目的。③另一方面高频电磁场使水的偶极距增大极性增强，增大了溶垢能力，使器壁和管道内原有的水垢变的松软而脱落，达到除垢的目的。(2)杀菌灭藻工作原理微生物一般只能适应地球表面的弱电场强度，电子水处理器能在水中产生高频交变电磁涡流，而且大大改变水中的电场强度，破坏了菌藻生存的生态环境，从而抑制并杀死菌藻。同时溶解氧在高频电磁场的作用下形成一些如臭氧(03)等物质，对菌类藻类具有极强杀伤力的物质，起到杀菌灭藻作用。(3)防腐工作原理氧化腐蚀和垢下原电池腐蚀是水系统管道及设备腐蚀和生锈的主要原因，而在高频电磁场作用下，水中正负离子分别向相反方向运动形成微弱电流，水中D，+e—O，一，由于02‘的生成，使水中02减少。管道内因电位差腐蚀所产生的铁锈和微弱电子流发生1如下反应：3Fe，01．nH，0+2e一2Fel04+÷D，+3力日，0‘J‘J^‘Z生成的Fe304在常温下性质稳定，不易再被氧化，它形成的膜阻止了水对管道壁的腐蚀。3．3．2评价依据SY／T5329．1994碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法Q／SHl0201737．2006《物理防垢仪防垢效果评价方法》3．3．3评价方法一对高频电磁场水处理器的杀菌、缓蚀、防垢效果同时进行评价。32 后挂片的腐蚀率情况进行评价。(2)杀菌效果对高频电磁场水处理器前后水样的SRB菌含量进行连续检测，通过处理前后的细菌含量计算杀菌率。该实验连续测试5天，每天测试一次。(3)防垢效果通过现场挂片试验进行分析，对装置前后现场挂片上附着的垢质形貌、重量进行分析。3．3．4结果分析(1)缓蚀效果通过高频物理水处理装置前后腐蚀挂片器进行现场试验，试验时间30天，试验期间停加缓蚀剂，通过前后挂片的腐蚀率情况进行评价。挂片时间：2010年3月l7日至2010年4月17日高频电磁场水处理器前腐蚀率：fl=0．356mrn／a高频电磁场水处理器后腐蚀率：f2=0．033mm／a缓蚀率为：(f1．f2)／fl×100％=90．7％腐蚀挂片前后照片见图3-9和3．10。33输 第三章采出水处理技术现场实验图3-9处理前挂片腐蚀照片Fig．3-9Photosbeforethecouponcorrosiontreatment图3．10处理后挂片腐蚀照片Fig．3-10Photosafterthecouponcorrosiontreatment(2)杀菌效果评价对高频电磁场水处理器前后水样的SRB菌含量进行连续检测，通过处理前后的细菌含量计算杀菌率，试验期间停加杀菌剂。该实验连续测试5天，每天测试一次。测试结果见表3．17。表3．17TDS全自动高频电磁场水处理器杀菌试验数据Table3—17TDSautomatichighfrequencyelectromagneticprocessorofwaterdisinfectiontestdata由实验结果可以看出，经过TDS全自动高频电磁场水处理器处理后，东三污SRB菌含量有一定程度的降低，杀菌率能够达到91．5％。但尚未达到水质达标要求，仍需与杀菌剂协同进行处理。(3)防垢效果评价34 中国石油大学(华东)硕r}：学位论文对装置前后现场挂片上附着的垢质形貌、重量进行分析，对结垢量和结垢物速率进行评价。图3．n处理前挂片结垢照片Fig．3·11Scalingpicturecouponbeforeprocessing图3一12处理后挂片结垢照片Fig．3-12Scalingpicturecouponafterprocessing仪器前端挂片结垢状态：在仪器前端，挂片上附着较厚污垢，其中含有大量原油，将原油洗掉后，仍可见有较致密垢层附着在挂片上。将垢层刮下烘干，称重，垢重3．259。对垢进行酸溶试验后称重，不溶物重0．19。可见有97％的垢质可溶于酸，所结垢主要为碳酸盐垢。仪器后端挂片结垢状态：在仪器后端，挂片上附着污垢明显比前端的少，洗掉原油后，仅有及污垢附着在挂片表面，室内处理称重，垢质重量仅为0．329。防垢率为：(gl-92)／glx100％=(3．25-0．32)／3．25×100％=90．2％通过现场挂片结垢状况对比，可见TDS全自动高频电磁场水处理器对东三污污水具有较明显防垢效果，防垢率可达90％以上。针对东三污污水，TDS全自动高频电磁场水处理器达到如下效果：缓蚀率90．7％；一杀菌率91．5％；防垢率90．2％。3．4含油污水电化学绿色处理技术3．4．1含油污水电化学绿色处理技术流程工艺流程见3．13。35 2．27上午2．27下午2．25上午2．25下午54．366．4731．2638．5917．671917．3414．344．724．587．186．8360025．。．．．2．26上午61．5l31．58．08电絮凝出口⋯一。．。0．0158600602．26下午54257．5752．5220．675．322．27下午61．23255．14600602．25上午13．4717．423．29。．，．2．25下午15．25193．48气浮后．。～一0．0169／2．26上午32．6232．345．122．26]i午18．7930．3354R36 中国石油火学(华东)硕一}：学位论文表3．18正理庄电化学处理工艺评价数据汇总表(续)2．27上午12．12192．852．27下午20．49203．012．25上午2．4414．251．426002502．25下午1．7451．52．26上午04．751．3滤后O．0122600602．26下午051．32．27上午2．061．51．39252．27下午2．512．751．382．25上午2．4414．251．422506002．25下午1．7451．52．26上午04．751．3杀菌器出口O．011060252．26下午051．32．27上午2．06】．5】．3960252．27下午2．512．751．382．25上午5．7835．671．596002．25下午9．1819．171．572．26上午8．65143．54注水站外输O．012260062．26下午18．5824．53．152．27上午8．59l3．672．2225062．27下午18．6321．672．16①含油量、悬浮固体含量、颗粒直径中值处理效果检测评价从检测结果可以看出，经该工艺杀菌器出口的水质含油量均值为1．09mg／L小于标准值3mg／L，悬浮物含量均值为5．41mg／L，滤后粒径中值在1．0．1．51am范围内，除了悬浮物含量以外，含油和粒径中值都达到了A3标准。②杀菌效果检测评价在细菌控制方面，沿程细菌基本得到控制，电絮凝对腐生菌TGB的去除效果明显，从1233．33个／mL降到216．67个／mL，但对SRB菌的去除不明显，抑菌效果不稳定。主要是高压电场杀菌和电化学方法原位产生氧气、氯气实现杀菌的效果。3．4．3小结(1)正理庄含油污水电化学绿色处理工艺运行平稳，水质稳定，克服了化学污水处理造成的不稳定因素，适合于油田污水处理。37 第三章采fI{水处理技术现场实验(2)电絮凝装置电极使用寿命较短，需每年更换一次，质量不够稳定。(3)该装置对水中的硫酸盐还原菌的去除率不是很高，只能达到79．44％左右，对于SRB菌的去除还需要依靠别的技术手段。3．5电解盐杀菌器3．5．1评价目的对在宁海污安装的电解盐杀菌器的杀菌效果及腐蚀性进行评价，验证电解盐水杀菌装置对宁海污水站SRB菌的杀菌效果的可行性和经济性。最终外输水SRB菌控制在25个／mL，同时要保证外输水平均腐蚀率小于等于O．076mm／a。3．5．2工作原理电解盐水杀菌技术的原理是利用次氯酸钠发生装置，通过电解盐水产生次氯酸钠(NaCl0)溶液，利用次氯酸钠溶液来达到杀菌的目的。从作用原理上分析，该技术属于氧化性杀菌技术。电解盐水装置运行中的化学反应(见图3．14)方程式如下：阳极反应：2C，一ja，+2P阴极反应：H，0+2ej20H一+H，极间的化学反应：a，+20H一营C10一+Cl一+H，0总反应：NaCI+H，0寸NaClO+H，NaCl0+NaCI+H20H2盐水(NaCI+H20)图3．14电解原理示意图Fig．3—14Schematicdiagramofelectrolysis38 中国石油人学(华东)硕上学位论文图3．15KXKB．3型电解盐水杀菌装置流程示意图Fig．3—15KXKB-3brineelectrolysisprocessdiagramsterilizationdevice次氯酸钠易水解，其过程可用化学方程式简单表示如下：NaCIO+H20营HCIO-6NaOHHCIOjHCI-6【O】次氯酸钠的灭菌原理主要是通过它的水解形成次氯酸，次氯酸再进一步分解形成新生态氧【O】，新生态氧的极强氧化性使菌体蛋白质等物质变性，失去复制和生存的能力，从而达到杀灭细菌的目的。次氯酸在杀菌过程中，不仅可作用于细胞壁、病毒外壳，而且因次氯酸分子小，不带电荷，可侵入细胞内与蛋白质发生氧化作用或破坏其磷酸脱氢酶，使糖代谢失调而致细胞死亡。因而细菌不会对其产生抗药性。R2NH+HCIO---9R2NCl+H203．5．3评价依据《SY厂r5329．1994碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》及商定评价方法。3．5．4评价步骤该评价试验考虑到杀菌后为了抑制细菌的再度生长需要保持一定量的余氯，以确保注水站和注水井口细菌含量达标，在现场检测期间，技术人员根据水量调整站内水中次氯酸钠的投加浓度，控制余氯含量在0．2．3．0mg／L范围内。由于腐蚀速率随CIO‘浓度的增加而上升，该评价试验除了对电解盐杀菌器的杀菌效果进行检测评价外，还要连续监测沿程水质的腐蚀作用。(1)杀菌效果评价39 为充分评阶段：第一阶段菌的含量。生产状态检测时间检测点：(外输口)_见表3．19。第二阶段生产状态检测时间检测点：(外输口)_见表3．20。第三阶段生产状态场安装调试，解盐杀菌装置进行连续检测。检测时间：2009．9．24．2009．9．30检测点：缓冲罐出口_滤后(外输口)_宁海注注水罐进口(+82注水罐进口_82注水罐出口)_82注。该阶段检测数据见表3．21。(2)腐蚀性评价在评价杀菌效果的同时，采用现场挂片法和电化学测试法对重点监控位置的腐蚀行进行连续检测。整个试验期间缓蚀剂应正常投加。现场挂片法：通过电解盐杀菌器水处理装置前后腐蚀挂片器进行现场腐蚀挂片试验，挂片位置见图3．16，通过前后挂片的腐蚀率情况进行评价。电化学测试(现场检测)：在杀菌效果评价的同时，用电化学工作站对装置前(检测点5)和装置后(检测点6、7、8)水质进行电化学特性分析，用以分析腐蚀作用随40 中国石油大学(华东)硕士学位论文参数调节后的变化。图3．16电解盐水杀菌装置评价监测点示意图Fig．3-16Evaluationofsterilizationmonitoringdevicesbrineelectrolysispointdiagram3．5．5评价结果第一阶段由实验数据可见：宁海污按常规在滤罐前投加60mg／L杀菌剂杀菌方式，可使外输水细菌含量降至250—600个／mL，但仍未达到考核值(25个／rnL)。由此可见，采用目前杀菌剂和投加方式，不能有效地控制宁海污沿程细菌的数量。表3．19第一阶段SRB菌数据汇总表Table3-19ThefirstphaseofSRBbacteriadatasummaryTable工艺节点sRB菌含量’个／mL日期2009．9．2日期2009．9．3来水2．5×1052．5x]04一次罐出130．6x1052．5x104二次罐出口0．6×1052．5x104气浮出口2．5x1072．5x109缓冲出口2500滤后外输600250宁海注2．5x1062．5x10882注罐入口2．5x1042．5x107—82注罐出口一2．5×1052．5x107第二阶段由实验数据可见：在不加药情况下，宁海污沿程水质细菌滋生严重。由两天的检测数据看，一次沉降罐出口SRB即有大幅度的增加，至气浮出口高达2．5x109个／mL。 第三章采出水处理技术现场实验表3．20第二阶段SRB菌数据汇总表Table3-20ThesecondphaseofSRBbacteriadatasummaryTable～．．．SRB菌含量，个／mL工艺节点一～一’日期2009．9．7日期2009．9．8来水2500一次罐出口2．5×1052．5×106二次罐出口2．5×1052．5×106气浮出口2．5x109缓冲出口2．5x109滤后外输2．5×1092．5x109宁海注2．5×1092．5x10s82注罐入口2．5×1092．5x10982注罐出口2．5×1092．5x10s第三阶段(1)杀菌效果由实验数据可见：电解盐杀菌器运行以来，有效地提高了杀菌效果，在余氯量为0．2mg／L时，杀菌效果不明显；在余氯量为0．4—2．7mg／L的范围内，外输水细菌含量达到(0-25)个／mL，达到了分公司制定的考核值。沿程水质细菌含量也得到显著控制，到达注水站的细菌数据并无明显提高，电解盐杀菌器杀菌处理效果较好。表3．2l杀菌效果Table3．21Bactericidaleffect工艺节点测试数据2009．9．242009．9．252009．9．292009．9．307二，笆蚀sru3-菌,余氯!蚀，余氯腐蚀s，余氯腐蚀菌，≥率，s恤熊mg／L、s恤P．8-菌像mg氯／L家恤Rt3i袤像mg氯／L≥+／mLm∥mm／a个／mLmM个／mLm"MT--’个／mLmm／’a(2)腐蚀性评价42 中国石油大学(华东)硕十学位论文试验期间，宁海站缓蚀剂正常投加，投加位置在气浮后，投加量30mg／L．从9月30日．10月9日现场腐蚀挂片数据看，来水：0．1mm／a，外输：0．34mm／a，宁海注：0．4mm／a，系统出现明显腐蚀上升趋势。电化学工作站沿程监测数据也反映了这一现象，随着余氯量的增加，平均腐蚀率增加值逐渐增大，在余氯量为0．5mg／L以下时，腐蚀率增加幅度不明显，但余氯量超过05mg／L时，腐蚀率有明显的增加，且余氯含量越高，腐蚀现象也越严重。但随着流程的延长，至82注水站时，余氯量降为0-0．1mg／L，通过电化学测试，该处的腐蚀率与未加电解盐的来水基本持平。10月22日至10月29日，为进一步验证腐蚀性，再次进行了挂片试验，在尽量控制余氯为0．5mg／L的情况下，腐蚀情况仍然比较严重。来水腐蚀O．043mm／a，外输水O．166mrn／a，宁海注0．28mm／a。可见在余氯量的控制方面该设备尚需继续改进，建议应朝着根据水量调节加药量的自动化控制方向努力。表3．22余氯量与腐蚀率对应数据表Table3-22CorrespondwiththecorrosionrateofresidualchlorinedataTable00．30．60．91．21．51．82．12．42．73余氯量(ms／L)爵3．佴—余氯量与腐蚀率关系图Fig．3-17Relationshipbetweenresidualchlorineandcorrosionrategraph3．5．6．经济效益评价(1)目前投加杀菌剂费用目前，胜采在宁海污水系统中投加杀菌剂浓度为60mg／L，药剂价位为l1000元／吨43∞昕％∞∞∞舵叭OO^量置gv趔最磐辟蓉矮 第三章采出水处理技术现场实验处理1m，污水所需的费用为0．66元。每天费用为6000m。／dx0．66元=3960元。每年费用为6000m，／dx0．66元x365=144．54万元。(2)电解盐杀菌装置的费用：装置每小时产生有效氯2．0kg，每生产1．0kg有效氯耗盐3．5kg，耗电5度。如果按宁海污水站按日处理污水6000方，加药浓度15mg／L(加药泵50％开度)计算，此时余氯含量小于O．5mg／L，则装置需产生90kg／d有效氯，每天耗盐费用：90kg／dx3．5kgx600元／吨=189元／d每天耗电费用：90kg／dx5kw·hx0．5元=225元／d合计每天总费用：414元／天每年费用为：365天x414元／天=15．1万元处理1立方污水费用：O．07元。通过以上计算可见，用电解盐杀菌装置的费用比投加杀菌剂每方水节约0．59元，按胜采宁海污水站日处理污水6000m3计算，则每年可节约144．54．15．1=129．44万元，经济效益十分显著。3．5．7．小结针对宁海污污水，电解盐杀菌器达到如下效果：(1)来水SRB菌含量250—2500个／mL范围内，余氯控制在0．4—2．7mg／L，外输水和注水站SRB菌含量可控制在0．25个／mL，电解盐水杀菌器的杀菌率可达到90％．100％。(2)电解盐水杀菌器余氯含量在0．5mg／L以下时，腐蚀率无明显增加；余氯量>0．5mg／L时，腐蚀率呈明显增加趋势，随余氯量的逐渐增加，腐蚀率亦逐步增大。(3)通过试验可知，在保证水量稳定的情况下，该设备可控制余氯含量在0．4．0．5mg／L，在实现较好的杀菌效果的同时，腐蚀率无明显的增加。(4)试验期间，宁海污来水水量变化较大，对余氯量控制产生较大影响，目前宁海在用的电解盐杀菌器药量投加控制不适应水量变化，目前尚无法有效避免腐蚀的明显增加。(5)余氯量为0．5mg／L的条件下，电解盐杀菌器每方水处理成本为O．07元。综合以上的处理工艺和实验数据，在下一章节中建立污水的综合评价模型，评价各个污水站的处理工艺的好坏，同时可以指导各个污水站的工作重点。44 中国石油人学(华东)硕上学位论文第四章油田污水处理技术综合评价模型的建立4．1水质等级评价模型的建立污水中的污染物会导致注水井和油层堵塞，使注水的压力升高，如果回注水注不进地下会导致底层能量亏空，地质不稳定。水质是否合格已经影响到油田是否能够正常生产。为了判断区块的水质处理是否能达到油田开发处定的标准，指导各个采油厂的工作，采用模糊评价的方法对胜利区块的水质进行分析评价。4．1．1水质评价的模糊综合评判方法及步骤①建立水质评价因子及等级评价因子集合：U={ul，⋯，Ui，⋯，U。)，其中Ul，U2，⋯，Ui，⋯，un为n个评价因子，V={vl，⋯，vj，⋯，vm)，其中Vl，V2，⋯，vj，⋯，vm为rn个评价等级。②建立单因素评判矩阵隶属度是指每一个评价因子隶属于评价等级中的等级程度，用rii表示。评价因子集合U中的全部指标的隶属度合成称为单因素评价矩阵。采用线性函数的方法，通过隶属函数№。)计算隶属度，ro：P-ij(Xi)。对于数值越大污染越重的指标，隶属函数为如下形式：pij(xi)21‘pi，j．1(Xi)；Si，j．1Si，j+1(4．1)式dim：xi为第i个评价因子的测定值；Si，j为第i个评价因子对应的第j级的评价标准值。对于Xi，取pil(Xi)=l，则其余rtij(x0=0；对于x>sim者，取¨m(xi)=l，其余I，to(x0=0。计算各评价因子隶属度，建立单因素评判矩阵R：R=rlIr12⋯r2lr22⋯r．1‰⋯式中：i_l，2，o9n；j=l，2，⋯，m。③确定各因素的权重，给参与评价的每个因子赋予不同的权重值，组成评价因子的权重矩阵W：W=[wl，W2，⋯，wi，⋯，、Ⅳn】45 第lnj章油田污水处理技术综合评价模型的建记式中：Wi为第i个评价因子的权重数值，一Si』m私2一乙s盯■二。聂为第i个评价因子评价标准的参考值或平均值，对W归一化处理：ai={L∑wii=l(4．2)(4．3)得到归一化处理后的权重矩阵A：A=[ai，a2，⋯，an】④建立水质评价模型，计算评价结果综合评价结果通过下式计算：Y=AoR2[Yl，Y2，⋯，Ym-I，Ym](4．4)式中：“。”为模糊数学运算符；Y为综合评判结果，它是评价等级集合上的一个模糊子集。根据评判结果，取Y=max(yi)(i=l，2，⋯，m)，即得相应的综合评价等级为vi。4．1．2对污水站建立模式进行评价中石化推行的油田回注水水质标准如表4．1所示：表4-1油田回注水控制指标Table4-1Controllingindexofoilfieldreinjectionwaterquality注入层空气渗透率mm2<0．1O．1-4)．6>0．6注：lOi，j=1，2，3，⋯，n(g)uij=l／ujii，j=1，2，3，⋯，n③uii-1i=l，2，3，⋯，n4．2．1．2单准则下的排序根据判断矩阵P，用方根法求出P的最大特征方根所对应的特征向量，方根法计算步骤如下：①计算P的每一行元素的乘积Mi=兀uo(i，j=1，2，3，．．·，n)(4-5)j=l②计算Mi的n次方根_i=√Mi(4—6)③归一化处理向量w=I赢，_2，⋯，_nr，得出w---[w。，W2，⋯，wn】T即为所求的特征向量，其中w1，W2，⋯W。为污染因子ui对应的权重，及水质矩阵中污染物所对应的权重因子值。④计算判断矩阵的最大特征方根k=㈦(P¨Wwi)i，={喜可(PW)i(4-7)其中(PW)i为向量PW的第i个元素，其值为：5179¨馓厶 第四章油田污水处理技术综合评价模型的建立PW=(vw)l(vw)2(vw)。甜ll甜12“2l／"422“”lU月2⋯“lH⋯材2月●：⋯“MW．W2：●Wn4．2．1．3一致性检验由于客观事物的复杂性，会使我们判断带有主观性和片面性，时需要做一致性的检验，来判断权重分配的是否合理，检验公式为CR=CI／RI式中：CR为判断矩阵的随即一致性比率；CI为判断矩阵的一般一致性指标，cI=击(k—n)RI为判断矩阵的平均随即一致性指标，对于1～9阶的判断矩阵，取值如表4．7所示：表4．7平均随即一致性Table4—7Subsequentlytheaverageconsistency表中当n=l，2时，Ⅺ=0，这是因为1，2阶判断矩阵总是一致的。当CRV2说明水中有侵蚀性二氧化碳。5．10硫酸钡结垢趋势5．10．1测定水中钡离了浓度测定方法见SY5523--2006的9．3a。5．10．2测定水中硫酸根离子的浓度测定方法按GB13196或SY5523--2006的6．3．3l。5．10．3硫酸钡结垢量的确定硫酸钡结垢量的确定按式(6)、式(7)计算：∥：—(m+a)-、[(m+a—)2-4ma+4Ksp(6)‘2C脚．=∥×233．36(7)式中：卜水质稳定后水中硫酸钡的结垢量，mol／L；ITI——砌始条件下水中Ba2+的浓度，mol／L；a——初始条件下水中S042-的浓度，mol／L：8l 附录Ksp—BaS04的溶度积；CBaS04一一BaS04的结垢量，mg／L。5．10．4说明a)当p>0时，有BaS04生成，说明水质不稳定，其值越大结垢越严重；b)当p<0时，没有BaS04生成，说明水质不稳定，不结垢。5．1l总铁含量5．11．1AAS法5．11．1．1原理见SY／T5523--2006的6．2．2．1．2对AAS的介绍。5．11．1．2操作规程见GB／T11911—1989。5．11．1．3精密度于准确度本办法的检测限是0．02mg／L左右。精密度小于5．8％，准确度小于2．3％。5．11．2现场快速测铁法一测铁管法测铁方法按测铁管生产厂家的使用说明进行操作。5．11．3注意事项a)含油污水在处理过程中，由于加入了破乳、缓蚀、杀菌、防垢等化学剂，严重干扰铁的测定，所以用高锰酸钾氧化破坏有机物时，高锰酸钾必须过量：b)硫氰酸盐法测铁，此法显色后稳定性差，所以标准与样品应同时操作；c)用测铁管法测定时，一般测得结果偏低。 巾罔石油人学(华东)硕士学位论文附录A(规范性附件)评价注水水源确定注水水质的工作内容为了选择评价水源确定一个合理的注水水质标准，必须进行如下工作：1．测定或收集水及油层岩石性质的基础资料。录取注入水，油层水及油层的有关资料。这是综合分析研究注水问题的摹础。1．1测定注入水及油层水中钾、钠(或钾+钠)、钙，镁、钡，锶，铁(Fe2+、Fe3+)、铝等阳离子和氯、碳酸根、重碳酸根、二价硫、硫酸根等阴离子的浓度，分析水中可溶性二氧化硅、溶解氧、侵蚀性二氧化碳、硫化氢等组分的浓度及pH值等参数。1．2测定水的温度、密度、粘度、悬浮固体浓度及颗粒分布、腐生菌．硫酸盐还原菌、铁细菌和平均腐蚀率等。1．3测定注水层位岩心的渗透率、孔道分布规律、粘土矿物组成及其含量、岩心的阳离子变换量(C．E．C值)以及水敏指数等。2水的配伍性评价2．1含钡、锶、钙离子的水与含有硫酸根离子的水混合时，按5．10操作后认为不能生成沉淀时才能注入，否则应该进行处理。BaS04结垢量控制指标CaaS04<_2．5mg／L。2．2二价硫离子含最高的水与含有二价铁离子的水混注时，必须考虑硫化亚铁结垢问题。2．3含碱度较高的水与含钙、镁、钡、锶、铁(Fe2+)等离子的水相混或当水中游离二氧化碳含量较高，或二氧化碳逸出使水的pH值升高时，应考虑碳酸盐结垢问题。2．4根据化学的溶度积原理，参照5．10条可以初步判断各离子在水中的稳定性，易生成沉淀的化合物溶度积见表A．1。当两种水(注入水与注入水或注入水与油层水)相混合，如果某化合物的阳离子浓度(mol／L)与阴离子浓度(mol／L)的乘积大于该化合物的溶度积时，提示可能有沉淀生成，应进行室内混配试验，以确定是否可混。2．5C．E．C值大于O．09mmol／1009(按一价离子计算)时，就不能忽视粘土的水化膨胀。2．6采用天然岩心进行水驱实验，了解粘土矿物的水化膨胀程度为注水时是否需要防膨提83 附录供依据，其试验方法可按SY／T5358的规定执行。3水中悬浮物的不同处理程度对岩心的伤害试验。4根据试验结果提出水质具体指标，有必要时也可调查水质处理剂的用量，预算水处理的费用。5现场试注水试验验证所提指标的可行性。表A．1难溶化台物溶度积常数化合物名称溶度积(25。C)SrS04CaC03CaS04FeSBaC03SrC03Fe(OH)3Mg(OHhFe(OH)2MgC032．8×10。74．8x10’106．1×10"54．0x10。198．0x1o-91．0x10"93．8×10’385×lO’124．8×10。161x10。5 85研究牛学都离不开实验中在 油田采出水处理技术综合评价作者：陈文婷学位授予单位：中国石油大学(华东)本文读者也读过(10条)1.夏素兰.曾抗美.朱家骅中浅层天然气钻井废水处理技术试验研究[期刊论文]-三峡环境与生态2000,22(4)2.陈君有机磷农药对端足类河蜾蠃蜚的毒性效应[学位论文]20113.徐娜娜石油污染土壤中固定化微生物降解性能研究[学位论文]20114.操卫平.谢陈鑫.冯玉军.鲁红升聚硅酸铝在钻井废水处理中的应用[会议论文]-20075.杜国新赛罕乌拉自然保护区AM真菌及其分离培养研究[学位论文]20116.牡丹呼和浩特市绿地景观格局与绿地植物群落特征研究[学位论文]20117.王结实智能海上交通流模拟与交通环境定量评估研究[学位论文]20118.徐晨光激光热弹激发流——固界面导波的数值模拟[学位论文]20119.澈力木格近现代巴尔虎服饰研究[学位论文]201110.乔旭内蒙古乌海市鸟类区系、生态分布及群落结构研究[学位论文]2011本文链接：http://d.g.wanfangdata.com.cn/Thesis_Y1875924.aspx'