不同膜过程处理油田采出水.pdf

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1、第33卷第9期(2014．09)(试验研究)不同膜过程处理油田采出水孙国富徐静莉李大鹏司红岩郝宏艳河南许昌学院化学化工学院摘要：采用不锈钢平膜组件在室温、进料液pH值为7的条件下，考察了不同膜过程uF、NF、IKO、UF+NF及UF+IKO的产水通量随时间的变化情况。uF、NF和IKO的产水通量在开始的几个小时内急剧下降，然后趋于平稳；UF+NF和UF+tKO膜组合过程的产水通量比较平稳。对于NF和RO过程对来水进行预处理是必要的。UF、NF和IKO能够去除来水中的油，NF和IKO能够去除大部分COD和硅。膜技术的选用应该结合所需水质确定。关键词：采出水；

2、膜过程；产水通量；预处理doi：10．3969／j．issn．1006—6896．2014．9．022在原油开采过程中，会产生大量的采出水，这通常是几种方法联合使用，使出水水质达到回注或种采出水占石油开采过程废水产量的约70％。目排放标准。在这些工艺流程中，常见的一级处理方前，大部分采出水用于回注(包括无效回灌)，小法有重力分离、浮选及离心分离。主要除去浮油及部分外排。无论是外排还是回注，由于采出水含有油湿固体；二级处理方法有过滤、粗粒化、化学处理等，主要是破乳和去除分散油。大量的盐类及可能对环境造成危害的有机物，因此必须对其进行处理。常用的工艺基本是除油

3、和过滤1实验两级处理。采出水成分比较复杂，油分含量及油在实验装置如图1所示，采用STERLITECH公司水中存在形式也不相同，因此单一方法处理效果往的实验室用不锈钢平膜组件进行。室温下料液通过往不佳。因各种方法都有其局限性，在实际应用中高压泵进入膜组件，错流流过膜，产水收集在产水(2)二段原油脱水试验。取该区块的四相分离稀油量以及加药量的情况下，低温预脱水+沉降罐器出口油样进行二段脱水试验，乳化水含量为加热脱水的工艺试验采出液从进站到四相分离器预21％。脱水试验采用瓶试法，脱水温度65。C，试脱水环节均不加热，在沉降罐脱水环节采用65。C验药剂为现场在用破

4、乳剂。试验结果见表4。从表加热脱水。试验中分离器出口油含水平均为4可以看出，在加药量150mg／L、脱水温度65。C、12．5％，与原工艺相比上升9．3％；水中含油量由沉降时间180min的条件下，该区块原油含水率达853mg／L上升到899mg／L，水质变化不大。建议预到0．6％，可满足外输要求。脱水后原油进大罐至罐满(液位9．21m)后，沉降表4四相分离器出口原油脱水试验结果20h取样，2．7m处含水率1-5％，5．7m处含水率·1．0％，7．7m处含水率为1．0％。可以得出液位5．7m以上的原油可满足外输要求。相较于静态沉降大罐，动态沉降罐的出油口在

5、大罐顶部，可有效控制外输原油含水率≤l％，且动态沉降罐可以通过调节油水界面高度控制油水停留时间，既保障了外输原油含水指标合格，又可控制原油脱出污水水质。3结论及建议参考文献(1)低温预脱水+动态沉降罐两段脱水工艺相【1】王瑞军．改造后的稠联脱水系统主要设备运行评价【J1_油气田较于传统的二段热化学重力沉降脱水工艺，可在四地面工程，2013，32(7)：56—57．相分离器脱水环节降低脱水温度10~16DC，减少加[2]宋新红．河南油田稠油联合站原油脱水系统运行分析『J1．油气药量40-70mg／L，净化原油含水率小于1％，达到田地面工程。2013．32(9

6、)：34-35．外输指标。(2)该稠油联合站在不改变该区块原油站外掺(栏目主持杨军)基金论文：河南省科技厅项目(142102310200)。34——油．_【田地面工程(http：／／www．yqtdmgc．com)第33卷第9期(2014．09)(试验研究)罐中。用电子天平称重，天平和计算机相联，利用进行预处理是十分必要的。软件自动记录结果。浓缩液返回到进料槽。+UF—-一NF_．一R0‘一UF+RO进’一UF+NF算机电子天平时间／h图1采出水处理实验装置图2不同膜过程的产水通量随运行时间的变化膜的性能根据产水通量，盐拒绝率和膜的入2．2不同膜过程的产水

7、水质口、出口压力评价。实验使用3种商业膜，膜的具实验在室温、进料液pH值为7的条件下采用体性质见表1。膜面积140cm。。实验过程中使用的不同的膜进行，考察了不同膜过程UF、NF、RO、进水是模拟经过气浮处理的采出水(气浮出水)，UF+NF及UF+RO的产水水质，结果如表3所示。水质情况如表2所示。实验分别采用超滤(UF)、由表3可知，经过膜处理后，油能够完全被除纳滤(NF)、反渗透(RO)、超滤+纳滤、超滤+反去。油被膜截留，会导致膜污堵，这也是造成膜通渗透膜，在室温下进行。量下降的原因。如果膜的进水中油含量比较高，那表1膜性质么必须进行预处理，以降低油

8、含量防止膜污染。参数．．．堕一塑鎏_-堑堕表3产水水质m#L膜材料