CN112408711A - 一种油田化学驱采出水的处理方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油田化学驱采出水的处理方法,属于油田污水处理技术领域。所述油田化学驱采出水的处理方法,包括如下步骤:在采出水的存水罐中,分别投加功能菌的菌液和调控剂溶液;在熟化罐中,连续投加调控剂溶液,并与聚合物母液搅拌混合均匀;在外输泵入口处,每当采出水中的SRB菌浓度≥600个/mL时,即投加功能菌的菌液。本发明一是设置了3个加药节点,功能菌发挥作用的时间长,利用率高,处理效果好,能实现采出水中的硫化物含量达标排放;二是能根据现场的实际情况,对功能菌的投加浓度和投加量进行灵活调整,可以保证注入液中聚合物的粘度。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田化学驱采出水的处理方法,属于油田污水处理技术领域。
背景技术
受水资源限制,目前胜利油田三次采油的方法为低压清水配制聚合物母液,待采出水稀释到设计浓度后注入地层。随着孤岛油田化学驱和稠油热采规模的逐步扩大,使用了多种化学增产措施,造成采出液物性复杂,采出水处理困难,特别是其中的硫酸盐还原菌(Sulfate Reducing Bacteria,简称SRB菌)的含量非常高。常规污水中SRB菌浓度为25个/mL-600个/mL,而化学驱采出水中SRB菌浓度能够达到600个/mL-25000个/mL。SRB菌会消耗聚合物,代谢产生硫化物,腐蚀沿程管线。同时,硫化物还会造成聚合物分子链断裂,降低注入液的粘度,对化学驱开发效果影响较大。
近几年随着油田开发逐步深入,三采采油规模逐年增大,对工艺技术指标提出了更高的要求。针对注入液中的SRB菌浓度超标,现有技术有化学杀菌法和微生物抑制菌法两种方法,各有弊端,分别介绍如下:
化学杀菌法是采用化学杀菌剂(如甲醛),用于降低微生物活性,减少硫化物产生,从而达到保证注入液中聚合物粘度的目的。但是长期使用化学药剂,会使SRB菌产生抗药性,杀菌效果逐年降低,而且对现场职工健康造成损害,存在安全健康隐患。
微生物抑制菌法,是在采出水的存水罐中加入功能菌和调控剂,并利用功能菌与SRB菌争夺营养,有效抑制SRB菌的代谢,从而实现生物脱硫抑硫的目的。同时功能菌的代谢产物,具有氧化能力,能将采出水中存在的H2S进行氧化消除。具体方法是:根据污水流量,将功能菌的菌液以200mg/L的投加浓度,连续性投加至采出水的存水罐中。检测发现,对于硫化物浓度<0.8mg/L的采出水,经过上述处理后,硫化物浓度大幅度下降,可以满足生产需要。但是对于硫化物浓度≥0.8mg/L的采出水,处理效果就欠缺。这是由于只是在采出水的存水罐处设计了加药孔,加药节点单一,功能菌发挥作用时间短,处理效果差。
综上,现有技术的油田化学驱采出水的处理方法主要存在如下问题:(1)加药节点单一,功能菌发挥作用的时间短,利用率低,处理效果差;(2)功能菌的投加浓度和投加量纯凭经验,不能有效应对采出液的质量波动。
鉴于此,有必要提供一种油田化学驱采出水的处理方法,以解决现有技术的不足。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术的不足,提供一种油田化学驱采出水的处理方法。本发明一是设置了3个加药节点,功能菌发挥作用的时间长,利用率高,处理效果好,能实现采出水中的硫化物含量达标排放;二是能根据现场的实际情况,对功能菌的投加浓度和投加量进行灵活调整,可以保证注入液中聚合物的粘度。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下:一种油田化学驱采出水的处理方法,包括如下步骤:
在采出水的存水罐中,分别投加功能菌的菌液和调控剂溶液,所述功能菌的菌液和所述调控剂溶液的质量比为(5-7):1;
在熟化罐中,连续投加调控剂溶液,并与聚合物母液搅拌混合均匀,所述调控剂溶液与所述聚合物母液的质量比为1:(2-4);
在外输泵入口处,每当采出水中的SRB菌浓度≥600个/mL时,即投加功能菌的菌液。
本发明的油田化学驱采出水的处理方法的有益效果是:
1、本发明一是设置了3个加药节点,功能菌发挥作用的时间长,利用率高,处理效果好,能实现采出水中的硫化物含量达标排放;二是能根据现场的实际情况,对功能菌的投加浓度和投加量进行灵活调整,可以保证注入液中聚合物的粘度。
2、本发明的处理方法简单,操作容易,成本低廉,市场前景广阔,适合规模化推广应用。
在上述技术方案的基础上,本发明还可以做如下改进。
进一步,所述功能菌均为脱硫芽孢杆菌PY-3;所述功能菌的菌液浓度按下式计算,
采用上述进一步的有益效果是:上述脱硫芽孢杆菌PY-3,保藏编号为CGMCCNo.15606,保藏单位为中国微生物保藏管理委员会普通微生物中心,保藏日期为2018年4月12日。
本申请人前期研究表明,该菌株能够有效去除油田污水中的硫化物,但由于加药节点单一,该菌株发挥作用的时间短,利用率低,处理效果差;该菌株的投加浓度和投加量纯凭经验,不能有效应对采出液的质量波动。
进一步,所述调控剂均为氢氧化钾、氢氧化钙、氢氧化钠、碳酸钠和膦羧酸中的任意一种,所述调控剂溶液的浓度均为100mg/L-1000mg/L。
采用上述进一步的有益效果是:采用上述种类,能够中和采出水中的酸性溶液。
进一步,所述搅拌的转速为350转/min-500转/min,时间为1min。
采用上述进一步的有益效果是:采用上述参数,混合的效果更好,更有利于调控剂发挥作用,也更节约生产成本。
附图说明
图1为本发明实施例中油田化学驱采出水的处理方法中,硫化物浓度的检测结果图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述,所举实例只用于解释本发明,并非用于限定本发明的范围。
本实施例在孤岛东区注聚区块进行。本申请的发明人对孤岛东区化学驱采出水取样检测,分析影响聚合物粘度的因素。从检测数据可看出,SRB菌和硫化物浓度均超标,对聚合物粘度造成较大影响。其中,硫化物浓度为3.0mg/L,SRB菌浓度为2500个/mL。具体数据见表1。
表1
项目 | 浓度(mg/L) | 项目 | 浓度(mg/L) |
Na<sup>+</sup> | 2335 | 硫化物 | 2.5 |
K<sup>+</sup> | 45 | 含油量 | 33 |
Ca<sup>2+</sup> | 122 | 悬浮物 | 37 |
Mg<sup>2+</sup> | 45 | SRB | 2500 |
Cl<sup>-</sup> | 3405 | FB | 25 |
SO<sub>4</sub><sup>2-</sup> | 75 | TGB | 6 |
Fe<sup>2+</sup> | 0.5 | HCO<sub>3</sub><sup>-</sup> | 612 |
矿化度 | 6639 | COD | 301 |
本实施例的油田化学驱采出水的处理方法,包括如下步骤:
在采出水的存水罐中,分别投加功能菌的菌液和调控剂溶液,所述功能菌的菌液和所述调控剂溶液的质量比为6:1;
在熟化罐中,连续投加调控剂溶液,并与聚合物母液搅拌混合均匀,所述调控剂溶液与所述聚合物母液的质量比为1:3;
在外输泵入口处,每当采出水中的SRB菌浓度≥600个/mL时,即投加功能菌的菌液。
其中,所述功能菌均为脱硫芽孢杆菌PY-3;所述功能菌的菌液浓度按下式计算,
式中,m为功能菌的浓度,mg/L;n为采出水中硫化物的浓度,mg/L;L为采出水的存水罐到注聚站的距离,m;V为注入液的流速,m/s;k为校正系数;p为固定参数,mg/L。经计算,功能菌的菌液浓度为250mg/L。
所述调控剂均为氢氧化钾、氢氧化钙、氢氧化钠、碳酸钠和膦羧酸中的任意一种,所述调控剂溶液的浓度均为600mg/L。
所述搅拌的转速为400转/min,时间为1min。
投加功能菌12天后,检测到注聚井口的硫化物含量降到0.5mg/L以下。后续取样跟踪检测,发现注聚井口的聚合物粘度由32.5mpa˙s上升至55mpa˙s,取得了较好的效果。具体如图1所示。
由此可见,本发明一是设置了3个加药节点,功能菌发挥作用的时间长,利用率高,处理效果好,能实现采出水中的硫化物含量达标排放;二是能根据现场的实际情况,对功能菌的投加浓度和投加量进行灵活调整,可以保证注入液中聚合物的粘度。
以上所述仅为本发明的较佳实施例,并不用以限制本发明,凡在本发明的精神和原则之内,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种油田化学驱采出水的处理方法,其特征在于,包括如下步骤:
在采出水的存水罐中,分别投加功能菌的菌液和调控剂溶液,所述功能菌的菌液和所述调控剂溶液的质量比为(5-7):1;
在熟化罐中,连续投加调控剂溶液,并与聚合物母液搅拌混合均匀,所述调控剂溶液与所述聚合物母液的质量比为1:(2-4);
在外输泵入口处,每当采出水中的SRB菌浓度≥600个/mL时,即投加功能菌的菌液。
3.根据权利要求1所述的油田化学驱采出水的处理方法,其特征在于,所述调控剂均为氢氧化钾、氢氧化钙、氢氧化钠、碳酸钠和膦羧酸中的任意一种,所述调控剂溶液的浓度均为100mg/L-1000mg/L。
4.根据权利要求1-3任一项所述的油田化学驱采出水的处理方法,其特征在于,所述搅拌的转速为350转/min-500转/min,时间为1min。
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