新疆油田稠油采出水处理技术交流材料.pptxVIP

新疆油田

稠油采出水处理技术交流;一、锅炉及给水水质指标

二、稠油采出水处理技术

三、稠油伴生气脱硫技术;注汽锅炉类型及给水水质指标对比表;蒸汽品质;锅炉给水经预热器、对流段、辐射段加热汽化后形成80%左右干度的高温高压湿饱和蒸汽，进入球型分离器汽水分离，分离出高温饱和水和干饱和蒸汽。干饱和蒸汽进入过热器吸收烟温后被加热为过热蒸汽，与分离出的高温饱和水汇入掺混器混合，形成具有一定过热度的过热蒸汽。;一、锅炉及给水水质指标

二、稠油采出水处理技术

三、稠油伴生气脱硫技术;稠油采出水处理常规流程图;2010年风城注汽锅炉开始规模回用采出水，此后回用采出水比例逐年提高，至2016年除满足SAGD换热需求及燃煤锅炉水质要求补充清水外，湿蒸汽锅炉和过热锅炉尽可能全部回用采出水。;采出水长期循环利用，硅含量和矿化度持续升高，2008年到2015年采出水硅含量从170mg/L增加到300mg/L，矿化度从3000mg/L增加到4500mg/L，造成注汽锅炉、注汽管网及油井严重结垢。严重时发生爆管事故，锅炉运行安全风险较大。;为减少清水用量缓解水量平衡问题，风城陆续实施了采出水除硅、除盐深度处理，以改善燃煤锅炉、过热锅炉给水水质保障锅炉安全平稳运行。;针对风城稠油采出水中硅含量高，造成在过热注汽系统中产生硅酸盐垢的问题，实施了化学混凝除硅工程，将除硅与净化工艺相结合，形成除硅-净化一体化工艺，提高除硅效率和降低除硅处理成本，硅含量由300mg/L降至100mg/L以下。;;2014年12月风城2#稠油联合站40000m3/d的除硅装置投运，实现了此站污水全部除硅。;为增强除硅反应效果，降低后段软化、反渗透膜的负荷，提高水处理系统运行效率，开展了深度除硅降硬协同研究。2020年4月底开始现场试验，稠油净化污水二氧化硅、硬度指标由试验前80-100mg/L降至＜50mg/L。;针对风城稠油采出水矿化度升高，造成在过热注汽系统中产生盐垢的问题，实施了高温反渗透膜除盐工程，除盐水全部供给燃煤锅炉。;水样;2015年11月风城2#稠油联合站高温膜装置投产，至2016年9月建成4台装置，共6000m3/d产水规模。因预处理工艺不完善，进水SDI值超标致使膜污染严重，通??备用换洗等运行调整，维持较低产水量运行，目前在用1台装置，日产水量1000m3/d。深度除硅后，预期膜的运行稳定性和寿命有较大提高，目前正在进行预处理工艺改造，随后开展换膜工作。;为充分利用污水资源，改善注汽锅炉给水水质，保障油田可持续发展。依据新疆油田水平衡规划，于2019年开展风城油田高含盐污水深度处理工程建设，截至目前该项目施工总进度已完成88%，预计2020年7月投产。;采用“板式降膜＋机械压缩蒸发工艺”技术，设计规模3500m3/d，产水TDS≤50mg/L，产水率≥90%，产生的除盐水回用过热注汽锅炉。;高含盐废水产生量统计表(万方/年);外排含盐废水中石油类、挥发酚、COD等污染物存在超标情况，随着《中华人民共和国环境保护法》实施和《水污染防治行动计划》的出台，要求所有排污单位必须依法实现全面达标排放。;经过攻关研究，新疆油田外排含盐废水形成了两类外排污水达标处理工艺技术，建成高含盐废水处理站3座。;红浅外排水处理站;外排装置投运以来，除冬季运行水温低、微生物活性差，石油类略有波动外，总体指标较好，COD去除率70%，石油类去除率85%。目前外排水质满足《污水综合排放标准》指标，实现稳定达标。;六九外排水处理站;该站投运以来，装置运行平稳、处理效果较好，COD去除率为27.5%，石油类去除率为50.5%，氨氮去除率为57.0%，BOD5去除率为56.4%，目前处理后的含盐废水水质均能满足《污水综合排放标准》指标。;风城外排水处理

风城油田生产废水达标处理装置2015年12月投产，主要处理软化器进盐、置换过程排放的高盐废水（氯离子3×104-6×104mg/L），采用“混凝沉淀+臭氧催化氧化”工艺，设计规模2500m3/d，目前处理量1400m3/d。;检测项目;一、锅炉及给水水质指标

二、稠油采出水处理技术

三、稠油伴生气脱硫技术;稠油伴生气脱硫技术

针对风城稠油密闭集输伴生气H2S含量高、水蒸气含量高等特点，采用“直接接触式络合铁（LO-CAT）”脱硫工艺技术，建成1座处理能力为20×104Nm3/d的伴生气集中处理站，于2019年10月15日正式投运。;稠油伴生气脱硫技术

伴生气处理系统核心反应设备吸收塔、氧化塔。在吸收塔内，伴生气与LO-CAT溶液充分接触，提高HS-被氧化为S的速率；在氧化塔内发生还原反应，S大量沉淀，最终通过真空滤布机完成硫膏回收。;稠油伴生气脱硫