一块油田大概年处理污水多少方

❶ 油田污水处理有哪些方法

注水是中国油田开发的一种十分重要的开采方式，是补充地层能量，保持油层能量平衡，维持油田长期高产、稳产的有效方法。注入水的水源主要是地面淡水、地下浅层水及采出原油的同时采出的油层水。为了节约地球上的淡水资源，目前注入油层的水大部分来自从原油中脱出的水，习惯上称之为污水。目前，污水的使用率大体已经占了注水总量的80%左右。污水未经处理时含有大量的悬浮固体、乳化原油、细菌等有害物质。水注入油层就像饮用水进入人体一样，如果人喝了未经处理的水，人的身体就会受到伤害，发生各种病变；同样，油层注入了未经处理的污水，油层也会受到伤害。这种伤害主要体现在大量繁殖的细菌、机械杂质以及铁的沉淀物堵塞油层，引起注水压力上升，注水量下降，影响水驱替原油的效率。因此，必须对注入油层的水进行净化处理。

由于污水是从油层采出的，所以，油田回注污水处理的主要目的是除油和除悬浮物。概括地讲污水处理可分为两个阶段，第一段为除油阶段。该阶段是利用油、水密度差及药剂的破乳和絮凝作用将油和水分离开来。第二段为过滤阶段。该阶段是利用滤料的吸附、拦截作用，将污水中的悬浮固体、油和其他杂质吸附于滤料的表面或不让其通过滤料层。除油阶段要根据含油污水中原油的密度、凝固点等性质的不同而采用相应的处理方法。目前，国内外除油阶段主要采用的技术方法有重力式隔油罐技术、压力沉降除油技术、气浮选除油技术、水力旋流除油技术等。

重力式隔油罐技术就是靠油水的相对密度差来达到除油的目的。含油污水进入隔油罐后，大的油滴在浮力的作用下自由地上浮，乳化油通过破乳剂（混凝剂）的作用由小油滴变成大油滴。在一定的停留时间内，绝大部分原油浮升至隔油罐的上部而被除去。其特点是，隔油罐体积大，污水停留时间长，即使来水有流量和水质的突然变化也不会严重影响出水水质。但其占地面积大，去除乳化油能力差。

压力沉降除油技术是在除油设备中装填有使油珠聚结的材料，当含油污水经过聚结材料层后，细小油珠变成较大油滴，加快了油的上升速度，从而缩短了污水停留时间，减小了设备体积。其特点是设备综合采用了聚结斜板技术，大大提高了除油效率，但其适用于来水水量变化、水质变化的能力要比隔油罐差。

气浮选除油技术是在含油污水中产生大量细微气泡，使水中颗粒粒径为0.25～25微米的悬浮油珠及固体颗粒黏附到气泡上，一起浮到水面，从而达到去除污水中的污油及悬浮固体颗粒的目的。气浮可大大提高悬浮油珠及固体颗粒浮升速度，缩短处理时间。其特点是处理量大，处理效率高，适用于稠油油田含油污水以及含乳化油高的含油污水。

水力旋流除油技术是利用油水密度差，在液流高速旋转时，受到不等离心力的作用而实现油水分离。其特点是设备体积小、分离效率高。但其对原油相对密度大于0.9的含油污水适应能力差。

过滤阶段采用的过滤技术根据滤后水质的要求不同分为粗过滤、细过滤和精细过滤。根据水质推荐标准，悬浮物固体含量为1.0～5.0毫克/升，颗粒直径为2.0～5.0微米。过滤的核心技术是滤料的选择与再生。在油田污水处理中，目前国内外主要采用的滤料有石英砂、无烟煤、陶粒、核桃壳、纤维球、陶瓷膜和有机膜等。滤料的再生方法主要有热水反冲洗、空气反吹等。

污水过滤器

❷ 油田污水处理设备有什么特殊作用

油田采油污水是一种量大而面广的污染源。全国每年大约有十几亿方油田采油污水需要处理，这些污水在处理达标以后，大部分要作为开采注入水回注地层，一小部分向自然环境中排放。在石油的二次开采中，注水开发是主要的开发方式。目前我国各油田绝大部分开发井都采用注水开发。伴随着油田注水开发生产的进行，出现了两大问题，一是注入水的水源问题；二是注入水和油田采出水的处理及排放问题。注水开发初期的注水水源是通过开采浅层地下水或地表水来解决的，但大量开采浅层地下水会引起局部地层水位下降，而地表水资源又很有限。因此，采油污水处理后用于油田回注水为各大油田所采用。但是如果污水未达到回注水的要求（主要是含油量、悬浮物超标），仍然回注到地下，这将导致堵塞地层出油通道，降低注水效率和石油开采量；因此污水处理是否达标将直接影响注水采油的效率。

❸ 污水处理油的处理方法

本发明涉及污水处理领域，尤其是涉及一种含油污水处理方法。本发明提供的含油污水处理方法是将含油污水注入集水罐并曝气;曝气后的含油污水进行磁化处理;磁化后的含油污水中添加破乳剂进行破乳;对经过加药的水进行混合反应;释放混合后产生的絮凝产物;将释放过絮凝产物的水进行过滤得到最终处理好的净水。本发明提供的含油污水处理方法，通过在经过磁化后再进行破乳处理，之后才进行过滤，进而能够彻底解决了滤料板结的问题，同时提高了过滤精度和除油效果，节省了能耗和水耗，使污水中的油可以不被分解而排出系统，使污水中的油能够进行再次利用，提高了资源利用率。

摘要附图

权利要求书

1.一种含油污水处理方法，其特征在于，将含油污水注入集水罐并曝气;曝气后的含油污水进行磁化处理;磁化后的含油污水中添加破乳剂进行破乳;对经过加药的水进行混合反应;释放混合后产生的絮凝产物;将释放过絮凝产物的水进行过滤得到最终处理好的净水。

2.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，对释放过絮凝产物的水进行过滤时，使用微滤罐进行过滤。

3.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，对释放过絮凝产物的水进行的过滤为至少两次。

4.根据权利要求3所述的含油污水处理方法，其特征在于，在释放混合后产生的絮凝产物后，通过提升泵将水位提高，以便于进行多次过滤操作。

5.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，对经过加药的水进行混合反应的容器为超声波混合罐。

6.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，在破乳后，先使用PAC将水中的胶体进行絮凝后，再使用PAM将反应后的细小繁花进行团聚，之后再进行混合。

7.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，在经过加药的水进行混合反应后，先使用PAC将水中的胶体进行絮凝后，再使用PAM将反应后的细小繁花进行团聚，之后再进行释放混合后产生的絮凝产物。

8.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，在含油污水进入到集气罐之前先进行强氧化处理。

9.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，在释放混合后产生的絮凝产物的同时，在水中进行曝气。

10.根据权利要求1所述的含油污水处理方法，其特征在于，对含油污水进行磁化处理在管道型磁化器中进行。

说明书

一种含油污水处理方法

技术领域

本发明涉及污水处理领域，尤其是涉及一种含油污水处理方法。

背景技术

含油污水的范围包括了油田污水处理，也包括了油田用于回灌到地下保持地层压力的回注水处理。相比之下，回注水处理技术要求最高，而且处理的目的是将原油与水进行有效分离，同时对悬浮物的去除要求也最高。

传统的油田回注水处理一般采用的工艺为：

1、来水-聚合氯化铝-沉降-核桃壳-一级石英砂-出水

2、来水-聚合氯化铝-沉降-核桃壳-一级石英砂-二级石英砂-出水

3、来水-生化-超滤膜

4、来水-预处理-陶瓷膜

聚合氯化铝的作用在于凝聚溶解性胶体和细小悬浮物，核桃壳的作用在于吸附油，石英砂过滤的作用在于滤出悬浮物，一般过滤精度大于10μm。

传统的油田回注水处理一般采用的工艺存在的问题是：

1、仅仅添加聚合氯化铝或相类似的通用性药剂，对于去除水中溶解性胶体类物质作用有限，其原因在于很多含油污水里面含有不同离子型胶体，通用药剂对此没有作用或作用有限。

2、采用核桃壳吸附油工艺具有普遍性，也确实可以起到很大作用。但是对于油田污水，因为所含油为原油，非常粘，类似铺设马路的沥青。因此很容易将核桃壳粘连在一起，用水很难清洗，后来人们采用添加各种除油剂进行脱附，以期希望恢复吸附原油的能力，而事实上很难做到这一点，也就是没有长期稳定吸附油的能力，反冲洗效果有限，原油粘连核桃壳是老大难问题。

3、石英砂过滤是水处理行业普遍应用的设备，已经有近百年的历史，因其结构简单价格便宜而延续至今，但是石英砂过滤也不是万能的，在油田使用中已经普遍表现为不适应，具体为：

反冲洗水量大，一般为产水量的20%左右;反冲洗耗电大，例如直径3米的石英砂过滤罐，反洗水泵一般为55KW;反洗效果有限，流量逐渐衰减;滤料板结粘连，使得过滤功能逐渐失效;过滤精度低，一般高于10微米，过滤出水悬浮物指标大于10mg/L，难以达到油田中后期普遍希望的高指标，既出水悬浮物5mg/L，粒径中值2微米的要求，更难以达到出水悬浮物1mg/L，粒径中值1微米的要求。

来水-生化-超滤膜工艺可以达到回注水最高标准，存在的问题是生化耗能较高，实际上是用耗电催生微生物，然后用微生物分解油，这样得不偿失，因为电和油都是能源，因此而造成很大浪费，特别是超滤膜的寿命有限，一般为2-3年，这样就需要不断的重复投资。

来水-预处理-陶瓷膜工艺也可以达到回注水最高标准，但是致命的缺陷是流量衰减太快，一般在6个月左右流量会衰减50%左右，投资和运行费用昂贵。

发明内容

本发明的目的在于提供一种含油污水处理方法，以解决现有技术中存在的技术问题。

本发明提供的含油污水处理方法，将含油污水注入集水罐并曝气;曝气后的含油污水进行磁化处理;磁化后的含油污水中添加破乳剂进行破乳;对经过加药的水进行混合反应;释放混合后产生的絮凝产物;将释放过絮凝产物的水进行过滤得到最终处理好的净水。

进一步的，对释放过絮凝产物的水进行过滤时，使用微滤罐进行过滤。

进一步的，对释放过絮凝产物的水进行的过滤为至少两次。

进一步的，在释放混合后产生的絮凝产物后，通过提升泵将水位提高，以便于进行多次过滤操作。

进一步的，对经过加药的水进行混合反应的容器为超声波混合罐。

进一步的，在破乳后，先使用PAC将水中的胶体进行絮凝后，再使用PAM将反应后的细小繁花进行团聚，之后再进行混合。

进一步的，在经过加药的水进行混合反应后，先使用PAC将水中的胶体进行絮凝后，再使用PAM将反应后的细小繁花进行团聚，之后再进行释放混合后产生的絮凝产物。

进一步的，在含油污水进入到集气罐之前先进行强氧化处理。

进一步的，在释放混合后产生的絮凝产物的同时，在水中进行曝气。

进一步的，对含油污水进行磁化处理在管道型磁化器中进行。

本发明提供的含油污水处理方法，通过在经过磁化后再进行破乳处理，之后才进行过滤，进而能够彻底解决了滤料板结的问题，同时提高了过滤精度和除油效果，节省了能耗和水耗，使污水中的油可以不被分解而排出系统，使污水中的油能够进行再次利用，提高了资源利用率。

❹ 选矿污水使用多少分子量的絮凝剂

混凝与絮凝的比较
絮凝剂是用来提高沉降、澄清、过滤、气浮、离心分离等工艺过程的速度和效率。絮凝过程就是悬浮液中许多单独颗粒形成聚集体（絮团或矾花）的过程。
水处理中，混凝和絮凝代表两种不同的机制。

混凝
水中悬浮的颗粒在粒径小到一定程度时，其布朗运动的能量足以阻止重力的作用，而使颗粒不发生沉降。这种悬浮液可以长时间保持稳定状态。而且，悬浮颗粒表面往往带电（常常是负电），颗粒间同种电荷的斥力使颗粒不易合并变大，从而增加了悬浮液的稳定性。
混凝过程就是加入带正电的混凝剂去中和颗粒表面的负电，使颗粒“脱稳”。于是，颗粒间通过碰撞、表面吸附、范德华引力等作用，互相结合变大，以利于从水中分离。
混凝剂是分子量低而阳电荷密度高的水溶性聚合物，多数为液态。它们分为无机和有机两大类。无机混凝剂主要是铝、铁盐及其聚合物。
絮凝
絮凝是聚合物的高分子链在悬浮的颗粒与颗粒之间发生架桥的过程。“架桥”就是聚合物分子上不同链段吸附在不同颗粒上，促进颗粒与颗粒聚集。
絮凝剂为有机聚合物，多数分子量较高，并有特定的电性（离子性）和电荷密度（离子度）。
实际过程要比上述理论复杂得多。由于混凝剂/絮凝剂都是高分子物质，同一产品中大大小小的分子都有，所谓“分子量”只是一个平均概念。所以，在用某一混凝剂或絮凝剂处理污水是，“电中和”和“架桥”作用会交织在一起同时发生。絮凝过程是多种因素综合作用的结果，目前仍有一些没有认清和解决的问题。就我们所知，絮凝过程与絮凝剂分子结构、电荷密度、分子量有关；与悬浮颗粒表面性质、颗粒浓度、比表面积有关；与介质（水）的pH值、电导、水中其他物质的存在、水温、搅动情况等因素有关。因此尽管有理论和经验可循，用实验来选择絮凝剂仍然是不可缺少的。

1、PAC(聚合氯化铝)的溶解与使用
1) PAC为无机高分子化合物,易溶于水,有一定的腐蚀性；
2) 根据原水水质情况不同,使用前应先做小试求得最佳用药量(具体方法可参见第2条:聚合硫酸铁的溶解与使用-加药量的确定)；(参考用量范围:20-800ppm)
3) 为便于计算,实验小试溶液配置按重量体积比(W/V),一般以2～5%配为好。如配3%溶液:称PAC3g,盛入洗净的200ml量筒中,加清水约50ml,待溶解后再加水稀释至100ml刻度,摇匀即可；
4) 使用时液体产品配成5-10%的水液,固体产品配成3-5%的水液(按商品重量计算)；
5) 使用配制时按固体:清水=1:5(W/V)左右先混合溶解后,再加水稀释至上述浓度即可；
6) 低于1%溶液易水解,会降低使用效果；浓度太高易造成浪费,不容易控制加药量；
7) 加药按求得的最佳投加量投加；
8) 运行中注意观察调整,如见沉淀池矾花少、余浊大，则投加量过少；如见沉淀池矾花大且上翻、余浊高，则加药量过大，应适当调整；
9) 加药设施应防腐。
2、聚合硫酸铁(PFS)的溶解与使用
1) PFS溶液配制
a. 使用时一般将其配制成5%-20%的浓度；
b. 一般情况下当日配制当日使用，配药如用自来水，稍有沉淀物属正常现象。
2) 加药量的确定
因原水性质各，应根据不同情况，现场调试或作烧杯混凝试验，取得最佳使用条件和最佳投药量以达到最好的处理效果。
a.取原水1L，测定其PH值；
b.调整其PH值为6-9；
c.用2ml注射器抽取配制好的PFS溶液，在强力搅拌下加入水样中，直至观察到有大量矾花形成,然后缓慢搅拌，观察沉淀情况。记下所加的PFS量，以此初步确定PFS的用量；
d. 按照上述方法，将废水调成不同PH值后做烧杯混凝试验，以确定最佳用药PH值；
e. 若有条件，做不同搅拌条件下用药量，以确定最佳的混凝搅拌条件；
f. 根据以上步骤所做试验，可确定最佳加药量，混凝搅拌条件等。
注意混凝过程三个阶段的水力条件和形成矾花状况。
a) 凝聚阶段：是药剂注入混凝池与原水快速混凝在极短时间内形成微细矾花的过程，此时水体变得更加浑浊，它要求水流能产生激烈的湍流。烧杯实验中宜快速(250-300转/分)搅拌10-30S，一般不超过2min。
b) 絮凝阶段：是矾花成长变粗的过程，要求适当的湍流程度和足够的停留时间(10-15min)，至后期可观察到大量矾花聚集缓缓下沉，形成表面清晰层。烧杯实验先以150转/分搅拌约6分钟，再以60转/分搅拌约4分钟至呈悬浮态。
c) 沉降阶段：它是在沉降池中进行的絮凝物沉降过程，要求水流缓慢，为提高效率一般采用斜管(板式)沉降池(最好采用气浮法分离絮凝物)，大量的粗大矾花被斜管(板)壁阻挡而沉积于池底，上层水为澄清水，剩下的粒径小，密度小的矾花一边缓缓下降，一边继续相互碰撞结大，至后期余浊基本不变。烧杯实验宜以20-30转/分慢搅5分钟，再静沉10分钟，测余浊。
表1:PFS适用范围及参考用量
名称 参考用量 名称 参考用量
生活饮用水 1:20000-1:200000 纸箱厂废水 1:5000-1:10000
工业用水 1:20000-1:200000 机加工乳化油废水 1:5000-1:12000
城市污水 1:10000-1:50000 化工废水 1:3000-1:10000
电厂废水 1:10000-1:30000 油田钻井废水 1:3000-1:10000
洗煤废水 1:10000-1:30000 造漆废水 1:3000-1:8000
钢铁工业废水 1:10000-1:20000 洗毛废水 1:2000-1:8000
有色选矿废水 1:8000-1:20000 制革废水 1:2000-1:6000
冶金选矿废水 1:8000-20000 印染废水 1:2000-1:6000
食品工业废水 1:8000-1:20000 造纸废水 1:2000-1:6000
电镀废水 1:5000-1:10000 污泥脱水 1:100-1:1000
注：上表为参考用量，具体用量应该通过实验确定。
3) PFS的投加
a. 根据烧杯混凝试验结果,调整废水PH值和搅拌条件；
b. 根据水量大小，调整加药泵流量，按所确定的加药比例投加；
c. 实际加药量可能与烧杯混凝试验有些差异，根据处理水质情况调整；
d. 若配合使用有机高分子絮凝剂如PAM，可取得更佳效果；
e. PAM加药量一般为2ppm左右。
3、聚丙烯酰胺(PAM)的溶解与使用
1) PAM是有机高分子化合物，可分为阴离子型，阳离子型和非离子型，为白色粉末或颗粒，可溶于水，但溶解速度很慢；
2) 阴离子型一般用于废水处理絮凝剂，阳离子型一般用于污泥脱水；
3) 作为絮凝剂时用药量一般为1-2ppm，即每处理1吨废水用药量约为1-2g；
4) 使用时阴离子型一般配制成0.1%左右的水溶液，阳离子型可配制成0.1%-0.5%；
5) 配制溶液时应先在溶解槽中加水，然后开启搅拌机，再将PAM沿着漩涡缓慢加入，PAM不能一次性快速投入，否则的话PAM会结块形成“鱼眼”而不能溶解；
6) 加完PAM后一般应继续搅拌30min以上，以确保其充分溶解；
7) 溶解后的PAM应尽快使用，阴离子型一般不要超过36h，阳离子型溶解后很容易水解，应24h内使用。

ST絮凝剂特性：
ST絮凝剂是种新型的水溶性高分子电解质。它具有离子度高、易溶于水（在整个PH值范围内完全溶于水，且不受低水温的影响）、不成凝胶、水解稳定性好等特点，由于ST絮凝剂的大分子链上所带的正电荷密度高，产物的水溶性好，分子量适中，因此具有絮凝和消毒的双重性能。它不仅可有效地降低水中悬浮物固体含量，从而降低水的浊度：而且还可使病毒沉降和降低水中三卤甲烷前体的作用，因而使水中的总含碳量（TOC）降低。ST絮凝剂可作为主絮凝剂和助凝剂使用（其用量0.5-0.7PPM相当于明矾50~60PPM），对水的澄清有明显的效果，特别是对低浊度水的处理，更是其它类型的高分子絮凝剂所不及。ST絮凝剂与传统使用的无机絮凝剂（如硫酸铝、碱式氯化铝等）相比，具有产生的淤泥量少，沉降速度快水质好，成本低等特点，而且还可采用直接过滤的新工艺，这对传统的上水处理无疑是一个重大改革。
ST絮凝剂产品的技术指标为：
外观：无色或淡黄色粘稠液体
含量：≥30%（m/m）
特性粘度：≥40%（m1/g）
离子度：≥50%(m/m)
2、ST絮凝剂的使用方法：
ST絮凝剂可单独使用，或与硫酸铝、碱式氯化铝复合使用。复合使用时、可减少无机絮凝剂添加量，并大大减少产生的污泥量。
ST絮凝剂的最佳使用浓度是使Zate电位零或接近于零时用量。当用量过多时，反而起分散作用。
ST絮凝剂单独使用时，其加药量范围为0.2-10ppm。
ST絮凝剂在低温贮存时，将使胶体或液体冻成冰块，影响它的絮凝活性。因此，应在0-32℃之间贮顾为宜。
ST絮凝剂应可能用中性不含金属盐的水来配制贮备液。贮备液一般配成1%、0.5%或0.1%的液体。与其它高分子絮凝剂一样，ST絮凝剂在剪切力较高的高速搅拌下，将会被切断分子链，从面降低絮凝剂性能。因此，溶解、输送和絮凝过程，都不要使用较高速度的旋转搅拌机和离心泵。一般溶解和絮凝时可用吹入空气或用约100转/分低速的螺旋式搅拌为宜。输送则尽可能利用位差或排液泵为宜。
ST絮剂的效果与加入方法有很大关系，为使ST絮凝剂与悬浮物能充分混匀，絮凝剂应尽可能稀释并多次加入。
为了使ST絮凝剂的分子链既不被剪断，同时又能与处理体系充分混合，可采用：（一）在处理物流动管中多次分散加入ST絮凝剂；（二）用压缩空气搅拌；（三）用螺旋桨搅拌器在100转/分低速下进行。形成絮凝块后，便要避免搅拌。
3、ST絮凝剂广泛应用于净水、破乳、造纸双元助留、造纸浆液阴离子杂质消除等领域。

❺ 石油化工废水处理方法

石油化工废水处理方法具体内容是什么，下面中达咨询为大家解答。
随着油田开采期的延长，尤其是油田开发的中后期，原油含水量越来越高，而无水开采期则越来越短，目前我国大部分油田原油综合含水率己达80%，有的甚至达到90%，每年采油废水的产生量约为4.1亿t，成为主要的含油污水源。含油污水中的石油类主要由浮油、分散油、乳化油、胶体溶解物质和悬浮固体等组成。
石油从地下开采出来，经过脱水稳定处理后进入到集输管线，然后输到炼油厂或油库，在厂内再次进行脱水、脱盐处理，当原油中含水量小于或等于0．5％，含盐量小于5000mg/L后，方可进入到常减压装置。在加热炉内将原油加热到350℃以上，然后进行常压蒸馏、减压蒸馏，分割出汽油、煤油、柴油、润滑油馏分，常压重油和减压渣油作为二次加工的原料。为了提高产品质量及原油的综合利用串，在炼油厂还要进行二次加工，主要装置有催化裂化、铂重整、加氢、糠醛精制、聚丙烯、焦化、氧化沥青等多套装置，由于这些装置均采用物理分离和化学反应相结合的方法，生产过程往往是在高温下进行的，这就需要消耗燃料及冷却介质(水)。
在工艺汽提及注水、产品精制水洗水和机泵轴封冷却水等工艺中，水和油品要直接接触，因而产生含油污水，含酚污水等。
因为石油化工废水的处理难度大，不仅浓度高，而且难以溶解。因而，在石油化工废水的处理中，一般要用到化学成分。典型的就是化学法、物理法和生化处理技术。
1、化学法
化学法是指在石油化工废水的处理中，使用化学成分使废水中的污染成分分解、溶解或凝集的方法，从而达到处理废水的目的，避免环境污染。
1.1絮凝
石化污水处理的重要过程之一是絮凝，即通过向水中投加絮凝剂破坏水中胶体颗粒的稳态，胶粒之间的相互碰撞和聚集，形成易于从水中分离的絮状物质。絮凝可以用来处理炼油废水中的浊度、色度、有机污染物、浮游生物和藻类等污染物成分。在具体操作中，絮凝通常与气浮或者沉淀等工艺联用，作为生化处理的预处理。目前，采用微生物絮凝剂，利用生物技术制成的废水处理剂，同其它絮凝剂相比具有许多优点，比如，易生物降解、适用范围广、热稳定性强、高效和无二次污染等，因此应用前景广阔。
1.2氧化法
氧化法主要有光催化氧化法、湿式氧化法和臭氧氧化法。针对不同成分的石油化工废水，可以选择不同的方法，这样可以达到最有效、最经济、最安全的处理废水的目的。
1）光催化氧化法。光催化氧化法，可以有效地将光辐射与O2、H2O2等氧化剂结合起来，从而达到处理污水的目的，因此称为光催化氧化。有人以太阳光为光源，以TiO2、TiO2/Pt、ZnO 等为催化剂，用此法处理含有21 种有机污染物的水，得到的最终产物都是CO2，不产生二次污染。还有人用Fe2+和H2O2作氧化剂， 铁离子与紫外光之间存在协同效应，使H2O2分解产生氢氧根的速度大大加快，因此氧化效率得到提高，该法在许多国家尚处于研究阶段。
2）湿式氧化法。湿式氧化法可以分为两类，分别是催化湿式氧化（CWO）和湿式空气氧化（WAO）。CWO是将有机物在高温、高压及催化剂存在条件下，氧化分解为CO2、H2O和N2等无毒无害物质的过程，它反应时间更短、转化效率更高，但pH、催化剂活性对反应影响较大。WAO是利用空气中的分子氧在高温高压条件下进行液相氧化的工艺过程，该技术是有效控制环境污染物的良好途径，特别适宜于有毒有害污染物或高浓度难降解有机污染物的处理。卢义成等用湿式空气氧化工艺处理石化废液，COD、无机硫化物、硫代硫酸盐和总酚的去除率平均为81.8%、近100%、91.7%、近100%。结果表明该法在处理效果上已经达到国外同类设备的处理效能。
3）臭氧氧化法。臭氧氧化法有其独到的优点：这种方法氧化时不产生污泥和二次污染。但是，其运行及投资费用高，且处理的废水流量不宜过大。经臭氧氧化后，废水中的小部分有机物被彻底氧化为水和二氧化碳，而大部分转化为氧化中间产物。一般将臭氧氧化和生物活性炭吸附联用技术用于深度处理， 在氧化有机物的同时臭氧迅速分解为氧，使活性炭床处于富氧状态，得到再生，提高其使用周期；同时活性炭表面好氧微生物的活性增强，降解吸附有机物的能力提高。能有效去除有机物，改变有机物生色基团的结构，强化活性炭的脱色能力。黎松强等用臭氧-活性炭工艺深度处理炼油废水，COD、氨氮、挥发酚、石油类的去除率平均为82.6%、93.4%、99.5%、94.3%，出水主要指标达到地面水Ⅳ类水质标准。
2、物理法
1）吸附。吸附，指的就是利用固体物质的多孔性，使废水中的污染物附着在其表面而得以去除的方法。常用的吸附剂为活性炭，可有效去除COD、废水色度和臭味等，但其处理成本较高，而且容易造成二次污染。在石化废水处理中，吸附常与絮凝或臭氧氧化联用。
2）膜分离。膜分离有微滤、超滤、反渗透和纳滤等不同的方法，无论哪种方法，都能有效去除废水的臭味、色度，去除有机物、多种离子和微生物，出水水质稳定可靠。
3）气浮法。气浮，指的是利用高度分散的微小气泡，作为载体粘附废水中的悬浮物，使之随气泡浮升到水面而加以分离，分离对象为疏水性细微固体悬浮物以及石化油。在石化废水处理中，气浮常置于隔油、絮凝之后。比如，将涡凹气浮（CAF）系统放置于隔油池后处理含油石化废水， 进水含油约200mg/L，出水含油低于10mg/L，去除率达到95%。试验证明气浮处理废水的效果是可靠的。
3、生化法
1）好氧处理。在石油化工废水处理中，好氧处理方法比较多，比如序批式间歇活性污泥法、高效好氧生物反应器、生物接触氧化、膜生物反应器处理法等，但单独使用好氧生物处理较少，主要是与厌氧处理相结合。
2）厌氧处理。石化废水COD高、可生化性较差，一般先进行厌氧预处理以提高后续处理的可生化性。①升流式厌氧污泥床。UASB反应器内污泥浓度高，一般平均污泥质量浓度为30～40g/L。有机负荷高，水利停留时间短，中温消化，COD的容积负荷一般为10～20kg/（m3・d）。反应区内设三相分离器，被沉淀区分离的污泥能够自动回流到反应区，无混合搅拌设备。污泥床内不填载体，造价低。一般用于高浓度有机废水的处理。②厌氧固定膜反应器。厌氧固定膜反应器中装有固定填料，能够截留和附着大量厌氧微生物，通过其作用，进水中的有机物转化为甲烷和二氧化碳等从而得以去除，具有抗冲击负荷能力强、微生物停留时间长和运行管理方便等优点。
3）组合工艺。石油化工废水具有污染物种类较多，因此水质情况复杂，如采用单一的好氧或厌氧处理，很难达到排放要求，而将厌氧（或缺氧）和好氧处理有效结合的组合工艺处理效果好，有较广泛应用。比如，采用A/O 工艺的新型组合A/O1、O2工艺处理石油化工废水，系统由泥法好氧、膜法缺氧和膜法好氧组成。进水COD为1300mg/L，总HRT为60h（分别为20h），出水BOD、COD、MLSS、含油分别低于（30、100、70、10）mg/L。
石油化工企业含油污水具有水量波动大、水质波动频繁、污染物成分非常复杂的特点，其中含有大量的油、硫化物、挥发酚等有毒有害物质，直接排放将对环境造成极大的危害。含油污水处理工艺和回用工艺的正确选择，是关系到污水场和回用装置能否正常运行的关键，也是控制投资实现经济运行的关键。
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❻ 我国石油化工行业节水潜力有多大

我国是人均水资源贫乏的国家，人均水资源仅为世界平均水平的四分之一。我国工业用水量占总用水量的20%，工业废水排放量占全国废水排放量的49%。工业用水效率低、增长快、污染重是我国水资源应用中的重要问题。我国石油天然气行业是用水和废水排放大户，因此节水成为一项十分重要和迫切的任务。
1997年全国加工原油1.54亿吨，其中中国石油化工总公司加工1.25亿吨，炼油行业消耗新鲜水4.26亿吨（按工业用水统计为3.66亿吨），平均加工每吨原油耗水3.41吨（按工业用水统计为2.93吨）；排放废水总量为2.96亿吨（按工业废水统计为2.73亿吨），加工每吨原油排放废水2.37吨（按工业废水统计为2.19吨）。2000年，中国石油天然气股份有限公司加工1吨原油用新鲜水平均在1立方米以上，最高的公司达3.95吨。
国外炼油企业加工1吨原油用新鲜水仅为0.5吨，加工1吨原油废水排放量大多在0.1吨以下，先进水平仅0.01吨。国外有的炼油厂甚至可以做到废水全部回用，基本上不向外排放废水。如日本兵库炼油厂，平均加工1吨原油的废水排放量仅为6～7千克；日本科斯莫（COSMO）公司千叶炼油厂，炼油能力为1200万吨/年，年排放废水不到3000吨，平均每加工1吨原油排放废水不到0.25千克。我国只有燕山石化公司炼油厂、齐鲁石化公司炼油厂、镇海炼化公司炼油厂、福建炼油厂、济南炼油厂和林源炼油厂加工每吨原油排放废水小于1吨，比兵库炼油厂排放量高100～130倍，比COSMO公司千叶炼油厂排放量高3000～4000倍，而其他炼油厂差距更大。1997年全国加工1.54亿吨原油，与国外一般水平比较，约多排放废水2.6亿吨，相当于多耗新鲜水3亿吨。如果与国外先进水平比，约多排放废水3.49亿吨，相当于多耗新鲜水4亿吨。全国炼油厂废水排放率如果都能达到兵库炼油厂水平，一年可少排放废水3.64亿吨，相当于少消耗新鲜水4亿吨，每吨水价格按0.45元计算，可以节约1.8亿元。可见节水潜力的经济效益很可观。
中国的石油天然气企业都在采取具体措施来节约用水，但由于各种技术和管理方面的原因，节水目标的实现还有一个过程。中国石油天然气股份公司制定的2005年主要用水指标为：加工1吨原油用新鲜水1立方米；在化工产品产量比2000年增长53%时，新鲜水用量不增；炼化系统水的重复利用率整体达到95%时，重点企业达到97%；炼化系统循环水浓缩倍数整体达到3.5～4.5，重点企业达到5～6；炼化系统凝结水回收率达到70%，重点企业要达到80%；炼化系统污水回用量达到30%，重点企业要达到50%；油气田采油污水有效回用率达到95.5%。
炼油化工生产采取的节水措施有：提高循环水浓缩倍数；回收利用凝结水；炼油污水处理回用；海水利用；加强用水计量和监测工作；加强管理和考核等。

❼ 一体化污水处理设备 最大处理多少吨

沃能环保的技术人员说：一体化污水处理设备，一般建设最大为500方/天，但这并不是绝对的，800方，1000方的也可以用一体化，只不过造价就要高了，所以500方以上的设备，一般选择钢筋混凝土土建，而小于500方的则是可以使用一体化污水处理设备

❽ 目前各个油气田污水回注成本大概是多少钱/方呀

油田不同成本不同
成本计算=回灌污水费用（元/吨）*Q（回灌水）+Q*H（回灌压力）*75%（机电机功率）*80%（轴功率）

❾ 油田注水开发技术是什么

在采油过程中，仅利用地层天然能量进行采油，称为“一次采油”。一次采油也被称为“能量衰竭法采油”，采收率一般只能达到15%左右，大部分油气仍残留在油层中。为保持和提高地层能量，提高地层中油气采收率，人们采用油田注水开发技术。

向油层注水，保持或提高地层能量，提高油气采收率的采油方法，早在20世纪20年代美国就已工业化应用。苏联于1946年第一次在杜依玛兹油田采用早期注水、保持油层压力的开发方法。在这期间注水开发的油田越来越多。1936年美国采用注水开发的区块只有846个，到1970年就发展到9000个以上。我国最早大量注水的油田是克拉玛依油田，现各主要油田都采用了注水开发方式。因此，注水已成为世界范围内油田开发的主要手段。

一、油田注水时间的选择

（一）不同时间注水油田开发的特点

不同类型的油田，在油田开发的不同阶段注水，对油田开发过程的影响是不同的，其开发结果也有较大的差异。

1．早期注水

早期注水的特点是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。由于地层压力高于饱和压力，油层内不脱气，原油性质较好。注水以后，随着含水饱和度增加，油层内只是油、水两相流动，其渗流特征可由油水两相渗透率曲线所反映。

早期注水可以使油层压力始终保持在饱和压力以上，油井有较高的产能，有利于保持较长的自喷开采期。由于生产压差调整余地大，有利于保持较高的采油速度和实现较长的稳产期。但这种注水方式使油田投产初期注水工程投资较大，投资回收期较长。所以，早期注水方式不是对所有油田都是经济合理的，尤其对原始地层压力较高而饱和压力较低的油田更是如此。

2．晚期注水

油田开发初期依靠天然能量开采，在没有能量补给的情况下，地层压力逐渐降到饱和压力以下，原油中的溶解气析出，油藏驱动方式转为溶解气驱，导致地下原油黏度增加，采油指数下降，产油量下降，气油比上升。如我国某油田，在地层压力降到饱和压力以下后，气油比由77m3/t上升到157m3/t，平均单井日产油由10t左右下降到2t左右。

在溶解气驱之后注水，称晚期注水，在美国称“二次采油”。注水后，地层压力回升，但一般只是在低水平上保持稳定。由于大量溶解气已跑掉，在压力恢复后，也只有少量游离气重新溶解到原油中，溶解气油比不可能恢复到原始值。因此，注水以后，采油指数不会有大的提高。由于油层中残留有残余气或游离气，注水后可能形成油、水两相或油、气、水三相流动，渗流过程变得更加复杂。这种方式的油田产量不可能保持稳产，自喷开采期短，对原油黏度和含蜡量较高的油田，还将由于脱气使原油具有结构力学性质，渗流条件更加恶化。

晚期注水方式初期生产投资少，原油成本低。原油性质较好、面积不大且天然能量比较充足的中、小油田可以考虑采用。

3．中期注水

中期注水介于上述两种方式之间，即投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升至最大值之前注水。此时油层中将由油、气两相流动变为油、气、水三相流动。随着注水恢复压力，可以有两种情形：

一种情形是地层压力恢复到一定程度，但仍然低于饱和压力。在地层压力稳定条件下，形成水驱混气油驱动方式。据室内模拟和国外文献介绍，如果地层压力低于饱和压力15%以内，此时从原油中析出的气体尚未形成连续相，这部分气体有一定驱油的作用，并由于油—气间的界面张力远比油—水界面、油—岩石界面的张力小，因而部分气泡位于油膜和岩石颗粒表面之间。这对亲油岩石来说，可破坏岩石颗粒表面的连续油膜，有助于提高最终采收率。

另一种情形就是通过注水逐步将地层压力恢复到饱和压力以上。此时，脱出的游离气可以重新溶解到原油中，但天然气组分的相态变化是不可逆过程。当提高压力时，脱出的游离气重新完全溶解所需的压力为溶解压力。显然，溶解压力大于饱和压力。此外，在利用天然能量开采阶段，部分溶解气逸出。因此，即使地层压力恢复到饱和压力以上，溶解气油比和原油性质都不可能恢复到初始情况，产能也将低于初始值。在地层压力高于饱和压力条件下，如将井底流压降至饱和压力以下，尽管采油指数较低，但由于采油井的生产压差大幅度提高，仍可使油井获得较高的产量和较长的稳产期。

中期注水的特点是初期投资少，经济效益好，也可能保持较长稳产期，并不影响最终采收率。地饱压差较大、天然能量相对较大的油田比较适用于中期注水。

（二）选择注水时机应考虑的因素

1．油田天然能量的大小

要确定油田合理的注水时间，就要研究油田天然能量的大小，研究这些能量在开发过程中可能起的作用。总的原则是：在满足油田开发要求的前提下，尽量利用油田的天然能量，尽可能减少人工能量的补充。如有的油田边水很活跃，边水驱动能满足油田开发的要求，就没有必要采用人工注水的方法开发；有的油田原始地层压力与饱和压力相差很大，有较大的弹性能量，也就没有必要采用早期注水。

2．油田的大小和对油田产量的要求

不同油田由于自然条件和所处位置的不同，对油田开发方针和产量也是不同的。小油田，由于储量少、产量不高，一般要求高速开采，不一定追求稳产期，因此也就没有必要强调早期注水。大油田，对国家原油产量的增长起着很大的作用，对国民经济及其他部门的布局和发展有着很大的影响，因此要求大油田投入开发后，产油量逐步稳定上升，在油田达到最高产量后，还要尽可能地保持较长时间的稳产，不允许油田产量出现较大的波动。要确保这个目标的实现，一般要求进行早期注水。如前苏联第二巴库油田大部分是采用早期注水开发。20世纪70年代以后投入开发的西西伯利亚油区的一些大油田也是采用早期注水开发的。如萨马特洛尔油田，1969年4月投入开发，同年10月就开始注水，当年采油140×104t，到1975年产量达到8700×104t，1976年采油速度就达到2%，1980年产量为1.52×108t，地层压力始终保持在原始地层压力附近。

3．油田的开采特点和开采方式

自喷开采的油田，就要求注水时间相对早一些，压力保持的水平相对高一些。原油黏度高、油层非均质性严重、自喷很困难、只能采用机械方式采油的油田，地层压力就没有必要保持在原始地层压力附近，不一定采用早期注水开发。原始油层压力与静水柱压力之比高于1.3以上的油田，即使自喷开采，保持压力的界限也可以比原始压力低，因此注水时间也可以推迟。

总之，注水时间的选择是一个比较复杂的问题。我们既要考虑到油田开发初期的效果，又要考虑到油田中后期的效果，必须在开发方案中进行全面的技术论证，在不影响油田开发效果和完成国家任务的前提下，适当推迟注水时间，可以减少初期投资，缩短投资回收期，有利于扩大再生产，取得较好的经济效益。

二、油田注水方式

油田注水方式是指注水井在油田上所处的部位和注水井与采油井间的排列关系。

采用人工注水开发的油田，油井之间、注水井之间、油井与注水井之间都存在着严重的相互干扰。因此，我们必须深入研究油层性质和构造条件，确定合理的注采井网，进行合理的配产配注。这是油田注水开发中最突出、最关键的一个问题。

油田注水方式可分为边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水四种，油田应结合地质条件、流动特征以及开发的要求选择最佳的注水方式。

（一）边缘注水

边缘注水的条件是：油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，边部和内部连通性好，油层流动系数（有效渗透率×有效厚度／原油黏度）较高。特别是钻注水井的边缘地区要有较高的吸水能力，能保证压力的有效传递，使油田内部能收到良好的注水效果。边缘注水根据油水过渡带的油层情况又可分为缘外注水、缘上注水和缘内注水三种。

1．缘外注水

缘外注水又称边外注水。这种注水方式要求含水区内渗透率较高，注水井一般与等高线平行，分布在外油水边界以外，如图6-8所示。它的优点是相当于将供给边线移近到油藏开发区，可保持或提高新供给边线的压力。

世界上用这种注水方式开发比较成功的油田，如前苏联的巴夫雷油田，面积为80km2左右，平均有效渗透率为0.6μm2，油层比较均匀而稳定，边水活跃。采用边外注水后，油层平均压力稳定在13.73～15.70MPa之间。在注水后的5年内，石油日产量基本稳定，年采油速度为可采储量的6%左右。我国老君庙油田，面积较小，并有边水存在，在开发初期，L油层和M油层均采用缘外注水方式。

2．缘上注水

当油田在油水外缘以外的区域渗透性差时，不宜缘外注水，而将注水井部署在油水外缘上或在油藏以内距油水外缘不远的地方，即缘上注水，如图6-9所示。

图6-8缘外注水

图6-13面积注水

什么样的油田，选用什么样的面积注水，并无固定的格式。一般说来，油层连通性不好，而又要加速开采，这时注水井就应该多，可采用四点法或反九点法；反之则采用七点法井网开采。在油田开发初期，注水井应少些，到了晚期，注水井数就应适当增多。面积注水方式适用的条件如下：

（1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割注水不能控制注入水，不能逐排地影响生产井。

（2）油层渗透性差，流动系数低，切割注水时注水推进的阻力大，采油速度低。

（3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂。

（4）适用于油田后期的强化开采以提高采收率。

（5）油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时也可用面积注水方式。

与切割注水相比，面积注水方式对油层分布适应性要广些，采油速度要高些，但切割注水方式调整的灵活性要大些。

（四）点状注水

点状注水是指注水井零星地分布在开发区内，常作为其他注水方式的一种补充形式。