低渗透油田采出水处理（精选5篇）
低渗透油田采出水处理 篇1
油田采出水处理设计规范 规范号：GB 50428—2007 发布单位：中华人民共和国建设部/中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 前言
??? 本规范是根据建设部建标函(20053 124号文件《关于印发“2005年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)”的通知》要求，由大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)会同胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司、中油辽河工程有限公司、西安长庆科技工程有限责任公司及新疆时代石油工程有限公司共同编制而成的。
??? 本规范在编制过程中，编制组总结了多年的油田采出水处理工程设计经验，吸收了近年来全国各油田油田采出水处理工程技术科研成果和生产管理经验，广泛征求了全国有关单位的意见，对多个油田进行了现场调研，多次组织会议研究、讨论，反复推敲，最终经审查定稿。
??? 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。
??? 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会设计分委会负责日常管理工作，由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，注意积累资料，随时将意见和有关资料反馈给大庆油田工程有限公司(地址：黑龙江省大庆市让胡路区西康路6号，邮政编码：163712)，以供今后修订时参考。
??? 本规范主编单位、参编单位和主要起草人：
??? 主编单位：大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)??? 参编单位：胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司 ??? ??中油辽河工程有限公司
??? ??西安长庆科技工程有限责任公司 ??? ??新疆时代石油工程有限公司
主要起草人：陈忠喜?王克远?马文铁?杨清民?杨燕平?? ?孙绳昆?潘新建?高?潮?赵永军?舒志明 ??? 李英嫒?程继顺?夏福军?古文革?徐洪君 ??? 唐述山?杜树彬?王小林?杜凯秋?任彦中 ??? 何玉辉?刘庆峰?张?忠?李艳杰?刘洪友 ??? 张铁树?何文波?张国兴?于艳梅?王会军 ??? 马占全?张荣兰?张晓东?张?建?裴?红 ??? 夏?政?周正坤?祝?威?洪?海?郭志强 ??? 高金庆?罗春林
附录A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 表A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距
建(构)筑物最小水平间距(m)建(构)筑物墙壁外缘或突出部分外缘有门窗3.0无门窗1.5场区道路1.0人行道路外缘0.5场区围墙(中心线)1.0照明或电信杆柱(中心)1.0电缆桥架0.5避雷针杆、塔根部外缘3.0立式罐1.6注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路为城市型时，自路面外缘算起；道路为公路型时，自路肩外缘算起。
???2 架空管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线平行的架空管道管壁的距离。
附录B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 表B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 建(构)筑物名称通信电缆及35kV以下直埋电力电缆(m)管架基础(或管墩)外缘(m)电杆中心线(m)建筑物基础外缘(m)道路路面或路边石外缘(m)边沟外缘(m)管道名称污油管道2.01.51.52.01.51.0污水管道2.01.51.52.01.51.0压缩空气管道1.01.01.01.51.01.0热力管道2.01.51.01.51.01.0消防水管道1.01.01.01.51.01.0清水管道1.01.01.01.51.01.0加药管道1.01.01.01.51.01.0注：1 表中所列净距应自管壁或保护设施外缘算起。
管道埋深大于邻近建(构)筑物的基础埋深时，应采用土壤安息角校正表所列数值。3 有可靠根据或措施时，可减少表中所列数值。
附录C 过滤器滤料、垫料填装规格及厚度 表C-1 核桃壳过滤器料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1核桃壳滤层0.6～1.21200～1400表C-2 纤维球过滤器滤料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1纤维球滤层30±51000～1200表C-3 重力单阀过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.5～1.2700～8002砾石垫料层1～2503砾石垫料层2～41004砾石垫料层4～81005砾石垫料层8～161006砾石垫料层16～32200注：采用滤头配水(气)系统时，垫料层可采用粒径为2～4mm的粗砂，其厚度宜为50～100mm。表C-4 石英砂压力过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.5～1.2700～8002砾石垫料层1～21003砾石垫料层2～41004砾石垫料层4～81005砾石垫料层8～161006砾石垫料层16～322007砾石垫料层32～64至配水管管顶上面100表C-5 双层压力过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称一次滤料规格(mm)二次滤料规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.8～1.20.5～0.8400～6002磁铁矿滤层0.4～0.80.25～0.5400～2003磁铁矿垫料层0.8～1.20.5～1.0504磁铁矿垫料层1～21～21005磁铁矿垫料层2～42～41006磁铁矿垫料层4～84～81007砾石垫料层8～168～161008砾石垫料层16～3216～322009砾石垫料层32～6432～64至配水管管顶上面100 附录D 埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距 表D 埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距
地下管道及建筑物最小水平净距(m)最小垂直净距(m)电缆管道直埋电缆电缆管道直埋电缆给水管道75～150mm 200～400mm ＞400mm0.5 1.0 2.00.5 1.0 1.50.15 0.15 0.150.5 0.5 0.5天然(煤)气管道压力≤0.3MPa 0.3MPa＜压力≤O.8MPa1.0 2.O1.0 1.O0.15① 0.15①0.5 O.5电力线35kV以下电力电缆 1OkV及以下电力线电杆0.5②
1.00.5②0.5②0.5②建筑物散水边缘 无散水时 基础? 1.5 ?0.5 1.0 0.6——绿化高大树木 小型绿化树1.5 1.0———地下管道及建筑物最小水平净距(m)最小垂直净距(m)电缆管道直埋电缆电缆管道直埋电缆输油管道—2.0—0.5热力管道1.02.00.250.5排水管道1.01.00.150.5道路边石1.0———排水沟—0.8—0.5广播线—0.1——注：①交越处2m内天然(煤)气管道不得有接口，否则电缆及电缆管道应加包封。
???②电力电缆加有保护套管时，净距可减至0.15m。
附录E 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距
?
本规范用词说明
为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
?1)表示很严格，非这样做不可的用词：
??? ?正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。
?2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：
??? ?正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
?3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
??? ?正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
??? ?表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合„„的规定”或“应按„„执行”。
条文说明 1 总则
1.0.3油田采出水处理后主要是用于回注到地下油层，其他用途目前主要是指稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水。当采出水经处理后用于其他用途或排放时，对以原油及悬浮固体为主的预处理(以下简称预处理)系统的设计可参照本规范执行。
1.0.4各油田产生采出水的时间不同，有的油田开发初期不含水，有的油田因初期水量小而用于掺水或拉运至其他采出水处理站处理时，采出水处理工程可以缓建。2 术语
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
本章所列术语，大多是参照国家现行标准《石油工程建设基本术语》SYJ 4039和现行国家标准《给排水设计基本术语标准》GBJ 125的名词解释确定的，并结合油田采出水处理生产发展的实际做了适当完善和补充。
2.0.9采出水处理站外部来水是指原油脱水系统来水、洗井废水回收水、分建采出水深度处理站反冲洗排水回收水等。不包括采出水处理站内部回收水，如反冲洗排水、污泥浓缩上清液、污泥脱水机滤液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介质的密度差进行重力沉降分离的处理构筑物，因此同属一种类型，以去除水中原油为主要目的，习惯上称作“除油罐”。事实上采出水中不仅含有原油，也含有较多的悬浮固体，悬浮固体的去除远比去除原油困难得多，油田注水水质标准对悬浮固体的要求也比对原油的要求严格。在沉降分离构筑物中只提出“除油罐”这一术语，不符合采出水处理的实际情况。本规范提出“沉降罐”这一术语，是为了适应油田采出水处理技术发展的要求，它本可代替“除油罐”这一术语，但考虑到“除油罐”这一术语在油田使用多年，在采用两级沉降分离构筑物的处理流程中，第一级往往是主要去除水中原油，所以还有其存在的价值。本规范保留“除油罐”这一术语，并对该术语进行重新定义。
除油罐或沉降罐有立式和卧式两类，卧式多为压力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物，也可接收储存其他构筑物能够进入的自流排水，如检修时构筑物的放空排水等。3 基本规定
3.0.1采出水处理工程是油田地面建设不可缺少的组成部分，其原水来源主要是原油脱水，其次是洗井废水和其他污水。因此采出水处理工程建设规模必须与原油脱水工程相适应。建设规模适应期宜为10年以上是根据国家现行标准《油气田地面建设规划设计规范》SY 0049的规定，并与现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350相一致。采出水处理工程建设最终规模应以“油田地面建设总体规划”为依据确定，是否分期建设，应根据油田生产过程中原油综合含水率的上升情况，综合考虑技术经济因素确定。
3.0.2采出水处理工程设计，应适应油田开发的要求，积极慎重地采用经过试验和验证的、行之有效的先进工艺、设备和新的科研成果。同时根据采出水性质、注水水质标准和油田所处地区的自然环境等条件，进行多方案的技术经济比较，确定采出水处理工艺。
3.0.3本条是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350规定的，但各油田可根据采出水水质特性、集输工艺及生产管理情况制订相应的指标。
3.0.4处理后用于油田注水，水质必须达到注水标准，以利油层保护。若用于其他目的时，如稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水或采出水处理后排放等，则应符合相应的后续处理工艺对预处理水质要求。
3.0.5本条规定主要是为了减少采出水的乳化程度，并节省动力。洗井废水的杂质含量很高，直接输入流程会对采出水处理系统的冲击太大，影响净化水的水质，所以洗井废水宜设置适当的预处理设施，经预处理后输至调储罐或除油罐(或沉降罐)前。
3.0.6油田采出水原水供给一般是不均衡的，主要表现在水量(水量时变化系数大于1.15)或水质的较大波动上，经常造成采出水处理站水质达标困难，通过调节原水水量或水质的波动，使之平稳进入后续处理构筑物，不仅可以减小采出水处理站建设工程量，还能提高处理后水质的合格率。在原水水质、水量波动不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分离或原油脱水站有污水沉降罐时，可不设调储设施。
3.0.7本条规定主要是为了准确地了解采出水处理站的实际运行情况，进而评价处理工艺的运行效果，为生产管理提供便利。当原水来源或净化水用户大于1处时，应单独设置计量设施；也可在处理流程中间各段出口设置计量设施，以利于检测中间各段处理构筑物的处理效果。3.0.8防爆分区划分应执行国家现行标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的有关规定。防爆要求应执行国家或行业的相关规范、标准及规定。
根据各油田多年经验，采出水处理站的某些场所有油气聚集，如沉降罐阀组间、除油罐阀组间、气浮机(池)厂房(气浮机在室内)及操作间(气浮机在室外)、污油罐阀组间、污油泵房、天然气调压间等场所的用电设备应防爆。对于采用天然气密闭流程，当滤罐的排气口设在室内时，室内的用电设备应防爆。
3.0.9流程的灵活性将给生产管理带来很大的方便，因此在工程设计中采取一定的措施是必要的。
主要处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)的数量不宜少于2座，当需要检修或清洗时，可分别进行，不致造成全站停产。但对处理量小、采出水全部水量能调至邻近站或本站内设置有事故罐(池)，在构筑物检修时造成全站停产或部分停产，避免污水外排污染环境，此时可设1座，但事故罐(池)的容积应满足停产检修期间储存水量的要求。
在检修动火时，油田上曾多次发生过由于隔断措施不利，造成沉降罐着火、伤人事故。现行检修隔断措施大多采用在构筑物进口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。应该特别提醒的是，仅仅关闭构筑物上的有关阀门起不到隔断作用，因为经过一段时间韵使用，阀门大多数关闭不严。?? ??3 站与站之间的原水用管道连通，可以调节处理站之间的水量不平衡。同时一旦某站发生事故或维修，采出水原水可部分或全部调至其他站处理，做到不外排、不污染环境。3.0.10采出水处理站易产生污泥的构筑物有调储罐、沉降罐、除油罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)等。
污泥对采出水处理系统的危害很大，如果不排泥，会恶化水质，降低处理效率，净化水中悬浮固体含量很难达到注水水质标准。
3.0.11油田采出水处理工艺根据处理后去向不同(主要包括回注油层、稠油采出水处理后用于蒸汽发生器给水预处理和处理后达标外排预处理等)，采用的处理方式及工艺不同或不完全相同。不管采用何种方式及工艺，都应根据原水的特性以及净化水的水质要求，在试验的基础上，通过技术经济对比确定。在确保采出水处理后水质的条件下，应尽量简化处理流程。
采出水用于回注的处理工艺，主要是指将原水经处理后达到油田注水水质标准的构筑物及其系统，根据回注油层的渗透率不同，所采用的沉降或离心分离及过滤级数也不同。油田常用的沉降或离心分离构筑物有沉降罐、除油罐、气浮机(池)、水力旋流器等，过滤构筑物有石英砂过滤器、多层滤料过滤器(石英砂磁铁矿双层滤料过滤器、海绿石磁铁矿双层滤料过滤器等)、核桃壳过滤器、改性纤维球过滤器等。
3.0.12原中国石油天然气总公司编写的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中对低产油田的定义如下：“油层平均空气渗透率低于50×10-3μm2、平均单井产量低于10t/d的油田；产能建设规模小于30×104t/a的油田”。
低产油田一般均实行滚动开发，其工程适应期比一般油田短，大部分油田的产能建设工程不到5年就要调整改造。因此，低产油田采出水处理工程设计，应结合实际，打破传统界限，尽量简化工艺，缩短流程，降低工程投箕和生产成本。
3.0.13 本条是针对国内沙漠油田的气候、环境、管理等特点，结合国内沙漠油田的运行经验制定的。3.0.14
稠油(包括特稠油和超稠油)油田的开发，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驱方式开采，稠油采出液一般采用热化学重力沉降脱水工艺，因此污水处理站原水温度较高(稠油脱出水温度在50～65℃之间，特稠油和超稠油脱出水温度在70～90℃之间)，具有较高的热能利用价值。另外，蒸汽发生器用水量很大，国内外已有成熟的采出水蒸汽发生器给水处理工艺。因此，稠油采出水应首先考虑用于蒸汽发生器给水，不但可以实现污水的循环使用，还可以充分利用稠油采出水的热能，节约蒸汽发生器燃料消耗。
稠油特别是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化严重。在处理过程中，污油是上浮还是下沉，应根据投加化学药剂种类和处理工艺确定。另外污油黏在处理设备和管道内壁上很难脱落，所以在选择处理工艺和设备时要充分注意，特别是污油的收集，要有行之有效的解决办法。
如果净化水是用于蒸汽发生器给水，应注意污水系统的保温；如果净化水是用于注水或外排，可以根据实际情况考虑热能综合利用。
由于稠油采出水处理系统分离出的污油含杂质较多，如果直接回到原油脱水系统，对原油脱水系统的正常运行影响较大。根据辽河油田原油脱水运行要求，稠油采出水处理系统分离出的污油宜单独处理。’
在稠油采出水回用蒸汽发生器给水处理工艺中，预处理部分的设计(主要包括调储、沉降分离和过滤)按本规范执行，深度处理部分的设计(主要包括软化、除硅以及后处理)应按国家现行标准《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》SY/T 0097的有关规定执行。
3.0.15滩海陆采油田由于地处滩海区域，所处的自然环境比较恶劣，例如：空气湿度大、含盐量高、腐蚀性强，风大，易受海浪影响，人员逃生困难。所以为保证安全生产，站内需配备一定数量的救生设备，如救生圈、救生衣等，配备数量可以参考国家现行标准《滩海陆岸石油作业安全规程》SY/T 6631—2005；同时对设备、阀门、管件、仪表及各种材料提出适应恶劣环境的要求，即在使用中无安全隐患，保证适当的使用寿命。由于滩海陆采油田采出水处理站标准较陆上油田高，投资大，为节省投资，提出尽量依托陆上油田已有设施的要求。4 处理站总体设计
4.1 设计规模及水量计算
4.1.2 Q4中不包含回收的场区初期雨水量。场区初期雨水如要回收宜单独处理。
4.1.3根据式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，参与运行的构筑物增加的水量越少，连通管道管径的增加量越小，水质达标保证率越高，但工程投资增加越多，需要经过技术经济比较确定。
有条件向其他采出水处理站调水的处理站，校核水量可按下式计算：
? 式中Qd——脱水系统向其他采出水处理站调出的水量(m3/h)。
洗井废水也可送至其他站处理，此时设计计算水量按下式计算：
Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)
但在检修时向外调水或洗井水送至其他站处理的条件在设计时必须预先确定。4.2 站址选择
4.2.1站址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站址选择不当，将会造成生产运行长期不合理。采出水处理站的建设应严格遵守基本建设程序，必须根据主管部门审查批准的油田地面建设总体规划，以及所在地区的城镇规划，进行站址选择工作，同时要兼顾外部管道的走向。
4.2.4采出水处理站与原油脱水站或注水站联合建设，组成联合站，是各油田普遍采用的一种布站方式。其优点是工艺衔接紧凑，生产管理集中，公用设施共用，从而节省投资，节约能源，减少占地。
4.2.6站址的选择要充分考虑外部系统条件，尽量靠近水源、电源、热源、公路，应做好优化比较，确定一个技术经济合理的站址。4.3 站场平面与竖向布置 4.3.2本条土地面积有效利用率是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005中11.3.2条的规定确定的。
4.3.3对生产设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考虑物料流向、生产管理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。辅助生产设施应靠近站场出入口布置，如仪表值班室、值班休息室等生产、生活人员集中的建筑物等，可避免生产、生活人员进入生产区影响生产区的安全。为了减少占地、降低投资，集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置，如含油污水处理工艺中的污油回收罐可以同脱水工艺中的事故油罐布置在同一个防火堤内。
4.3.4变电室的布置应考虑进出线方便。靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损耗。站场内的变电室布置在场区一侧，可以减少站场用地，并有利于安全生产。4.3.5本条文说明的是道路的设计原则，具体要求见本规范10.8。
另外，采出水处理站药剂投加品种多，投加量大，运送药剂的车辆进、出站次数多，道路设计时应考虑药剂运输的问题。污泥作为采出水处理过程的副产物，站内很难消化处理，一般需要外运处置。为方便药剂、污泥的拉运，站内宜设药剂、污泥拉运专用道。
4.3.6设置围墙是为了保证生产安全和便于生产管理。对于规模很小，站场周围人烟稀少的处理站可不设围墙。围墙的高度2.2m是一般站场的常用值，对于有特殊要求的地区，应根据实际情况加高或降低围墙高度。
4.3.7有组织的排水方式主要有明沟和暗沟(管)。明沟排水卫生条件差、占地多，但投资省，易于清扫维修。暗沟(管)则相反，其投资大，但清扫维修次数少，比较卫生、美观，占地少，便于穿越通行。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，降水很快蒸发或渗入地下，因而不需要设地面排水系统。4.3.8
湿陷性黄土地区：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防止湿陷的主要办法是保持必须的地面坡度，不使场地积水，坡度不小于0.5%；存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防渗结构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建(构)筑物，但为联系用的道路除外。
岩石地基地区：尽量减少挖方，以降低工程难度，宜采用重点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该地区的蒸发量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要加大基础的重量以克服浮力。
盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐蚀地基。盐渍土地区的基础应作防腐处理，一方面防止地下水渗透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀。采用自然排水的场地设计坡度不宜小于0.5%。
4.3.11充分利用地形的目的是为了降低能耗、节省投资。4.4 站内管道布置
4.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是采出水处理站的主要组成部分，因此在处理站内总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其满足生产需要、符合防火安全要求。站内管道综合布置不只是考虑平面布置，同时还应考虑竖向布置及站容美观。4.4.2站内管道的敷设一般有三种形式：埋地、地上(架空或管墩)及管沟。采用何种敷设方式，应根据条文中提出的因素综合比较后确定。
如果场区地下水位较高(随季节波动)，管道埋地将使金属管道经常处于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蚀机会和程度。施工时也需采取降水措施，增加施工费用。
管道埋地敷设需开挖沟槽，如工程地质条件差，为防止沟槽壁塌方，需放坡扩大开挖面，增加场区面积，增加工程投资。
“水力高程”是指各构筑物(罐或池)的设计自由水面或测压管(对压力构筑物而言)水面标高，组成工艺流程的一些构筑物，如调储罐、沉降罐、气浮机(池)、污油罐、回收水罐(池)、缓冲罐(池)等，是采用罐还是采用池(一般为地下式或半地下式)，水力高程条件如何，直接影响管道敷设方式。地上钢制矩形池或混凝土池将因受力条件不利，而增加工程投资。
地上管道维护管理比埋地管道方便。
综上所述，在各构筑物水力高程条件允许时，主要工艺及热力管道宜地上敷设。
供水管道属于压力管道，地上敷设时，因水温低需防冻，若伴热保温，会使水温升高引起水质改变，不利于使用。自流排水管道，因收集器的标高低，管中水流靠管底坡度流动，地上敷设易冻堵等，应埋地敷设。加药管道管沟敷设比埋地敷设维修方便。
另外，场区仪表、电信、供配电电缆应尽量随工艺管道地上 4.4.5本条是对地上管道安装高度的要求：
规定架空管道管底标高不宜小于2.2m是考虑操作人员便于通行，管墩敷设时管底距离地面高度不宜小于0.3m是考虑维修方便。
当管廊带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊带下部的设备较高时，应视具体情况而定，以满足设备检修及日常操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。
4.4.6道路垂直净距不宜小于5.5m，是考虑大型消防车通过以及处理站内大型设备(如滤罐)整体运输的需要。有大件运输要求的道路，其垂直净距应为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22—87规定的安全高度为0.5～1.0m。4.5 水质稳定
4.5.1对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧会急剧加速腐蚀，在有硫化氢存在的采出水系统中，氧又加剧了硫化物引起的腐蚀。氧是极强的阴极去极剂，这使阳极的铁失去电子变成Fe2+，与OH-结合而成为Fe(OH)2，并在其他因素的协同下造成较强的氧浓差电池腐蚀。由金属腐蚀理论可知，随着采出水pH值的降低，水中氢离子浓度的增加，金属腐蚀过程中氢离子去极化的阴极反应增强，使碳钢表面生成对氧化性保护膜的倾向减小，故使水体对碳钢的腐蚀性随其pH值的降低而增加。
据资料介绍，在高矿化度的采出水中，如果溶解氧从0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蚀速度增加5倍；如果达到1.90mg/L，其腐蚀速度则增加20倍。
如中原油田采出水，矿化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同时含有CO。和H2S等气体，在流程未密闭之前，腐蚀情况十分严重，均匀腐蚀率一般在0.5～O.762mm/a，点蚀率高达5.6mm/a。文一联采出水处理站投产8个月，缓冲罐及工艺管道即出现穿孔，有的部位重复穿孔，最严重的一周穿孔三次，最大穿孔面积2cm2。注水泵叶轮使用最短的时间为15d，一年换一次泵。该站1979年建设，在1985年拆除。
胜利油田也属高矿化度水，因溶解氧的存在导致腐蚀很严重，辛一联投产后6个月，站内管线开始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵运行3个月，叶轮、口环等就腐蚀得残缺不全。
1982年中原油田用天然气对文一联采出水处理站的开式构筑物进行密闭隔氧，取得了比较理想的效果。密闭后，沉降罐出水的溶解氧含量由密闭前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，滤后水溶解氧降至0～0.03mg/L，滤后挂片腐蚀率由原来的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2
采用天然气密闭系统，曾在油田发生过安全问题。自力式调节阀调压系统排放的天然气会污染环境，同时可能引发安全问题。因此本规范推荐优先采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜用干气，在北方天然气管道如果有水，易冻结，给密闭工作带来影响，严重时可能引发事故。
天然气、氮气等的流程密闭，不是简单地在常压罐内的液面上通入气体，而是要求气体隔层必须随液位变化而变化，以保持规定的压力范围。常压罐顶的设计压力一般为-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密闭气体的运行压力严禁超过此值。这就要求有一套完善的调压系统，一般在气源充足时，利用调压阀并辅以仪表控制进行调压。利用调压阀调节时，一般分二级调压，如天然气由干气(或湿气)管道引入采出水处理站设调压阀(第一级)，第二级调压为在密闭罐进气、排气管道采用自力式调节阀，通过对罐内气相空间补气、排气，保持气相空间的运行压力在设定范围。没定范围为588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一类调压是采用低压气柜。调压阀调压的优点是设备仪表少，气体管径小，工艺简单；缺点是向大气排放天然气，安全性能差。低压气柜与密闭常压罐气相空间连通，由其补气和接受排气。低压气柜调压系统优点是不向系统外排气，安全性高，不污染环境；缺点是气柜加工精度高，投资高。总之，选用何种调压方式，应根据实际情况，经过安全、技术、经济比较确定。天然气密闭流程中要注意防止天然气与空气混合，否则易引起爆炸。在正常情况下，是不会遇到这种混合物的，可是当罐充气时很可能产生上述爆炸性混合物。在投产时应特别注意安全问题，在向密闭罐引入天然气前，先不使用调压装置来置换空气。为了尽可能彻底置换空气，各罐的空气排出口应与天然气进口对称布置，并采用最大距离。
罐顶的耐压等级一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。
呼吸阀为一级保护，调压范围可定为-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全阀为二级保护，压力限值可定为1863.9Pa(190mmH2O)。
在正常生产运行过程中，密闭的常压罐与大气相通的管道，如溢流管道和排油管道等设置水封，是为了保证系统正常密闭，避免气相空间气体泄漏，影响正常生产或发生事故。同时，水封装置应设置液面指示及补水设施。
天然气管道不能积水，主要是从安全的角度考虑。特别是寒冷地区，管道内积水结冰，可能引发恶性事故。
密闭系统对于处理过程的自动保护意义十分重要，在生产过程中，一旦工艺参数异常，就可能发生重大恶性事故。如当缓冲罐内液位过低时，水泵可能吸入天然气，发生爆炸危险，因此，要有一整套完善的信号联锁自动保护系统。
4.5.3由于油层对注入水的排异性，注水势必对油层造成一定程度的损害，其常见类型有速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等。由于pH值低而引起严重腐蚀时，投加碱性药剂调高pH值，可能会导致油层碱敏性伤害。碱敏性伤害机理主要是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，诱发黏土微结构失稳，有助于分散、运移发生，其次是OH-所带来的沉淀，造成渗透率下降损害地层。所以要求采用调节pH值工艺时应首先对注入区块地层做岩心碱敏性试验，确定注入水临界pH值，以降低对油层的伤害。
加碱性药剂提高pH值的主要目的是减缓腐蚀、沉淀盐垢、净化水质；其次是改变水质环境，有利于抑制细菌的繁殖，该方法与采出水药剂软化处理工艺相近，但并非希望盐垢更多的析出，因为Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻碍回注，但是与C032-、OH-生成沉淀物会增加排污量和污泥处置的困难。大量污泥出现，又无妥善处置污泥办法，会对周围环境产生二次污染。所以要求筛选出的pH值调节药剂需与混凝剂、絮凝剂配伍性能好，产生的沉淀物量最少，易投加。5 处理构筑物及设备 5.1 调储罐
5.1.1水量变化是由脱水系统水量变化引起的。应积累已建站脱水系统来水水量变化资料绘出时变化曲线，选取具有代表性的变化曲线(调储罐出水为一日内的平均小时流量)为计算提供依据。2～4h设计计算水量是各油田采出水处理站设计多年积累的经验数据，供缺少实测资料时选取。
5.1.3因为采出水在调储罐内有效停留时间一般为2～4h，原油会在罐内顶部累积，因此应定期收油，设加热设施可以保持原油冬季良好的流动性，便于收油。同时调储罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用调储容积及恶化水质。
调储罐防火要求参照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183有关污水沉降罐的相关规定执行。5.2 除油罐及沉降罐
5.2.1本条给出常压立式沉降罐及除油罐的设计参数参考值，其中，水驱采出水技术参数是根据胜利油田、辽河油田、大庆油田等油田多年应用经验及效果而确定的，聚合物驱采出水技术参数是根据大庆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。稠油采出水技术参数是根据辽河、新疆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。当采用两级沉降分离时，除油罐应设在沉降罐前。
5.2.4现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。
5.2.6目前常用的排泥技术主要有静压穿孔管和负压吸泥盘等，各种排泥方式有不同的适用条件和特点，可根据具体情况选用。5.3 气浮机(池)5.3.1气浮机是利用向水中均匀加入微小气泡携带原油及悬浮固体细小颗粒加快上浮速度的原理实现油、水和悬浮固体快速分离的设备，对原油及悬浮固体颗粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水处理较其他沉降分离构筑物具有明显的优势。5.3.2气浮机有多种类型：
主要区别在于加气、布气方式不同而导致结构、加气、布气系统各异，产生的气泡颗粒直径及均匀性有差别，能耗、管理及维护方便与否也不同。因此，根据采出水的性质，选择何种类型的气浮机(池)，应通过试验，经技术经济比较确定。
气浮机(池)的气源，有空气、天然气和氮气等。高矿化度污水中含有溶解氧而导致严重腐蚀时，不宜用空气做气源；用天然气做气源，应注意安全及环保问题；用氮气做气源，系统投资较高。选择何种气源，应根据具体情况，经技术经济比较确定。
5.3.3本条是考虑当需要检修时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.3.4选用气浮机(池)处理采出水时，应使用适合于所处理采出水性质的有效药剂。不用药剂或药剂选用不当，气浮的除油效率很低(根据大庆油田的经验，不加药剂，气浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效适用药剂，可使气浮的除油效率达到90%以上)。
5.3.5根据各油田多年实际经验，气浮机(池)由于停留时间短，缓冲容积小，抗冲击性负荷的能力较差，因此在气浮前，宜设置调储罐或除油罐。根据国内外油田多年应用经验，气浮机(池)适宜于含油量小于300mg/L且原油颗粒直径小的采出水处理。5.4 水力旋流器
5.4.1水力旋流器的功能是油水分离。水力旋流器在与气浮机(池)、沉降罐等配合使用时，水力旋流器应放在气浮机(池)、沉降罐前。
5.4.2水力旋流器于20世纪80年代中期面世，与除油罐相比，在相同处理量的条件下，其优点为：占地面积小；重量轻；流程简短，易于密闭。其缺点为：原水乳化程度高时处理效果差；能耗高；对悬浮固体去除效果差。
采出水水质特性直接影响到旋流器的处理效果，因此在采用旋流器处理采出水时，应先进行采出水水质特性试验，然后在试验的基础上确定旋流管的结构和单根处理量，最后确定单台旋流器的处理量及适应处理水量变化的组合方式。
5.4.4本条对提升泵类型的推荐是为了避免对采出水的激烈搅拌而导致油滴破碎，增加分离难度。5.5 过滤器
5.5.1油田采出水处理中采用的过滤器类型较多，根据承压能力的不同，可分为重力式过滤器、压力式过滤器；按填装的滤料分，有单层滤料过滤器、双层滤料过滤器(石英砂+磁铁矿或海绿石+磁铁矿)、多层滤料过滤器(无烟煤+石英砂+磁铁矿)、核桃壳过滤器和改性纤维球过滤器等。重力式过滤器(如单阀滤罐)单台处理量大，同等设计规模的采出水处理站，使用台数少，适合设计规模大的处理站使用；与除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差进行重力过滤，既节能又不增加采出水的乳化程度，但对含聚合物或胶质含量高的采出水，由于工作水头和反冲洗水头低，工作周期短，不宜采用。
压力式过滤器由于过滤及反冲洗时采用泵增压，工作水头及反冲洗水头高，对含聚合物的采出水处理适应能力强，近年大庆油田的含聚污水处理站，已建重力式过滤器已改为压力式过滤器。但受罐直径限制(dmax=4.Om)，同等规模的处理站与重力过滤器相比台数多，投资高，适用于规模较小的处理站选用。填装各种不同滤料的过滤器各有特点，各油田已有丰富的使用经验。
近年来，油田深度处理工艺应用的精细过滤器比较多，选用时应按具体情况，根据经济技术比较确定。
5.5.3过滤器的设计滤速是按一台过滤器反冲洗或检修时，其余过滤器承担全部水量的情况确定的。
5.5.4改性纤维球过滤器在开始过滤时必须压紧，表中所列滤速为压紧后正常过滤的滤速。5.5.5采出水的特点是水中含油量较大，滤层截留的污物中，原油占很大的比例。原油与滤料颗粒之间结合较“紧密”，用具有一定温度的净化水冲洗，才能保证滤层的反洗效果。同时，利用水、气联合反冲洗，效果明显优于单一水洗。
对含聚合物的采出水处理滤料采用正常水冲洗的方式难以洗净，用定期投加滤料清洗剂的方式，可以改善滤料清洗效果。
5.5.6采用变强度反冲洗是为了避免初始反冲洗强度过大，滤料层整体上移，造成内部结构损坏、跑料。因此，在工程设计中需进行反冲洗自动控制，阀门宜采用电动或气动。冲洗方式、冲洗强度及时间应通过试验或参照相似条件下已有过滤器的经验确定。5.5.7常用滤料应符合国家现行标准《水处理用滤料》CJ/T 43—2005及当地油田制定的相应标准。
水处理常用滤料主要有无烟煤、石英砂、磁铁矿、核桃壳等，其中无烟煤、石英砂、磁铁矿应符合国家现行标准CJ/T 43—2005的要求，核桃壳滤料可参考大庆油田的企业标准(见表1)。
表1 大庆油田核桃壳滤料的参数及指标
序号参数指标1含泥量≤2%2盐酸可溶率≤3.5%3皮壳率≤O.3%4破碎率+磨损率≤3%5杂质率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒径颗粒含量≤5%大于指定上限粒径颗粒含量5.5.8附录C中滤料及承托层的组成为大庆油田制订的企业标准。5.5.9大阻力配水系统和小阻力配水系统的配水、集水均匀性均较好，但大阻力配水系统反冲洗水头损失大，动力消耗大，不适于冲洗水头有限的重力式过滤器，否则需设冲洗水塔或高架水箱，因此本条推荐重力式过滤器采用小阻力配水系统。
油田常用的压力过滤器采用大阻力配水系统，泵加压反冲洗，能保证滤料的反冲洗效果，尤其是对含有聚合物(PAM)或胶质、沥青质含量较多的采出水(对滤料的污染较为严重)适用，因此本条推荐压力式过滤器宜采用大阻力配水系统。5.6 污油罐
5.6.1本条给出了污油罐有效容积计算公式，选择储存时间t时，应与污油罐容积一起考虑。5.6.2污油罐内设置加热盘管，罐体设置保温，都是为了保证污油的良好流动性，使油泵正常工作。污油罐底部设排水管，是为了放掉罐内下部的底水，尽量保证油泵少输水，减少对脱水器的冲击。设置看窗，可观测和检查放水的情况。
5.6.3本条规定中所给出的是污油罐加热所需热量的计算公式。如果对沉降罐(或除油罐)、回收水池等构筑物内的污水或污油加热时，参考《油田油气集输设计技术手册》的有关章节。5.6.4通过泵将污油罐中含有大量污水的污油，输送至原油脱水站进站阀组，与采出液相混合，进行重新处理。连续均匀输送是为了不对原油脱水系统产生冲击。
5.6.5根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.6条规定“容积小于或等于200m3，并且单独布置的污油罐，可不设防火堤”，同时根据8.4.2条第二款、8.4.5条第三款规定，容积不大于200m3的立式油罐可采用移动式泡沫灭火系统，单罐容量不大于500m3的固定顶油罐可设置移动式消防冷却水系统，所以推荐污油罐容积不大于200m3，可降低工程投资。污油罐进罐管道设通污油泵进口的旁路管道，是防止采出水处理站在污油罐检修时停止生产。5.7 回收水罐(池)5.7.1过滤器的反冲洗一般为批次进行，每个批次冲洗过滤器的台数应尽可能相同或相近。每日宜按1～3批次冲洗过滤器，每批次间隔时间应相同，其中过滤器最多批次的排水量为过滤器反冲洗最大排水量。进入回收水罐(池)的其他水量W2是指与过滤器反冲洗最大排水量同一期间进入的其他水量。
5.7.2此条主要是从回收水池清泥、回收水罐排泥及检修的角度考虑。
5.7.4压力过滤流程采用回收水罐与采用回收水池相比，可节约占地，节省工程投资。重力式过滤器，如：单阀滤罐反冲洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保证足够的反冲洗水头，回收水池中排泥设施可以采用负压吸泥盘。
5.7.5当反冲洗排水水质好时(与原水水质接近)可进入回收水罐(池)直接回收；当反冲洗排水水质比较差时，如三元复合驱采出水处理站的反冲洗排水，应进入排泥水系统与排泥水一并处理，处理后的水质优于或接近原水时再回收，这样做有效地避免了水质恶性循环。5.7.7污水回收宜均匀连续输至调储罐或除油罐前，回收时间宜大于16h，避免对主流程形成较大的水量水质冲击。5.8 缓冲罐(池)5.8.2本条是考虑当需要检修和清洗时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据油田实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.8.3滤后水缓冲罐(池)兼作反冲洗水储水罐(池)，罐(池)的容积较大，水在罐(池)中的停留时间较长，在北方高寒地区，冬季环境气温较低，水温下降较快，为保证反冲洗效果可酌情考虑做保温。
5.8.4缓冲罐(池)运行一段时间，其上部积有一定厚度的原油，设计时应考虑收油设施。视罐(池)内水温、油品性质情况，可设置简易收油设施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水处理及泥渣处置 6.1 一般规定
6.1.1反冲洗排水是否进入排泥水处理系统由本规范第5.7.5条确定。6.1.3排泥水处理过程中分离出的清液连续回收时间宜大于16h，避免对主流程产生冲击影响水质。如回收的清液水质较差时，也可排入排泥水调节罐(池)与其他排泥水一起处理。6.1.5当采出水处理站构筑物排泥水平均含固率大于2%时，一般能满足大多数脱水机械的最低进机浓度的要求，因此可不设浓缩工序。6.2 调节池
6.2.1调节池与回收水罐(池)合建时，反冲洗排水水量大、持续时间长，其他构筑物排泥时，与反冲洗排水在时间上会重叠；调节池单独建设时，构筑物排泥时间可以不重叠，因此可以只考虑排泥水量最大的构筑物的一次排泥水量。6.2.2设扰流设施的目的是防止污泥在池中沉积。
6.2.3调节池出流流量应尽可能均匀、连续，是为了满足后续处理构筑物连续稳定运行的需要。
6.3 浓缩罐(池)6.3.1目前，在排泥水处理中，大多数采用重力式浓缩罐(池)。重力式浓缩罐(池)的优点是运行费用低，管理较方便；另外由于池容大，对负荷的变化，特别是对冲击负荷有一定的缓冲能力。如果采用其他浓缩方式，如离心浓缩，失去了容积对负荷变化的缓冲能力，负荷增大，就会显出脱水机能力的不足，给运行管理带来一定困难。目前，国内外重力沉降浓缩罐(池)用得最多。国内重力浓缩罐(池)另一种形式斜板浓缩池罐(池)也开始使用。
6.3.2每一种类型脱水机械对进机浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，例如：板框压滤机进机浓度可要求低一些，但一般不能低于2%。
6.3.3浓缩罐(池)面积一般按通过单位面积上的固体量即固体通量确定。但在入流泥水浓度太低时，还要用液面负荷进行校核，以满足泥渣沉降的要求。固体通量、液面负荷、停留时间应通过沉降浓缩试验确定或者按相似工程运行数据确定。
泥渣停留时间一般不小于24h，这里所指的停留时间不是水力停留时间，而实际上是泥渣浓缩时间。大部分水完成沉淀过程后，上清液从溢流堰流走，上清液停留时间远比底流泥渣停留时间短。由于排泥水从入流到底泥排出，浓度变化很大，例如，排泥水入流浓度为含水率99.9%，经浓缩后底泥含水率达97%。这部分泥的体积变化很大，因此，泥渣停留时间的计算比较复杂，需通过沉淀浓缩试验确定。一般来说，满足固体通量要求，且罐(池)边水深有3.5～4.5m，则其泥渣停留时间一般能达到不小于24h。
对于斜板(斜管)浓缩罐(池)固体负荷、液面负荷，由于与排泥水性质、斜板(斜管)形式有关，各地所采用的数据相差较大，因此，宜通过小型试验或者按相似排泥水、同类型斜板数据确定。
6.3.4重力浓缩罐(池)的进水原则上应该是连续的，当外界因素的变化不能实现进水连续时，可设浮动收液设施收集上清液，提高浓缩效果，成为间歇式浓缩罐(池)，宜设置加药搅拌设备。6.4 脱水
6.4.1脱水机械的选型既要适应前一道工序排泥水浓缩后的特性，又要满足下一道工序泥渣处置的要求，由于每一种类型的脱水机械对进水浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，同时要考虑所含原油对脱水率的影响，因此，前道浓缩工序的泥水含水率是脱水机械选型的重要因素。例如，浓缩后泥水含固率仅为2%，且所含原油对滤网透水性的影响较小时，则宜选择板框压滤机，否则宜选用离心机，同时脱水设备应设有冲洗措施。另外，后道处理工序也影响机型选择。例如，泥渣拉运集中处置时尽可能使其含水率低。6.4.3所需脱水机的台数应根据所处理的干泥量、每台脱水机单位时间所能处理的干泥量(即脱水机的产率)及每日运行班次确定，正常运行时间可按每日1～2班考虑。脱水机可不设置备用。当脱水机发生故障检修时，可用增加运行班次解决。
6.4.4泥水在脱水前进行化学调质，由于泥渣性质及脱水机型式的差别，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水运行经验确定。
6.4.5脱水机滤液和脱水机冲洗废水中污油和悬浮物含量较高不宜直接回收。7 药剂投配与贮存 7.1 药剂投配
7.1.1采出水处理站应用的药剂种类比较多，常用的有絮凝剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、滤料清洗剂、污泥调质剂、pH调节剂等，每类药剂有多个品种，每个采出水处理站应根据采出水原水的水质特性、处理后水质指标、工艺流程特点进行选用。
杀菌方式除化学杀菌方式外，还有物理杀菌等方式，物理杀菌方式有紫外线、变频、超声波等，目前部分油田已经开始试用物理杀菌或与化学杀菌联合使用，具体采用哪种方式应根据试验，并通过技术经济比较确定。
7.1.2在采出水处理站中投加2种或2种以上药剂时，应进行药剂之间的配伍性试验，防止药剂之间的相互反应，而影响药剂的水
7.1.3同一类药剂有多个品种，药剂的品种直接影响采出水处理效果，而其投加量还关系到采出水处理站的运行费用。为了正确地选择药剂的品种、投加量，应进行室内或现场试验。缺乏试验条件而类似采出水处理站已有成熟的经验时，则可根据相似条件下采出水处理站运行经验来选择。药剂混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反应方式有旋流反应、机械搅拌反应、管道反应器等。对于投加的所有药剂均应有混合设施，对于絮凝剂、助凝剂还应有反应设施。
7.1.4药剂的投加方式大多为液体投加，溶药和配药可采用机械或水力等方式进行搅拌。水力搅拌一般用在药剂投加量小的场合。为防止药液沉淀或分层，应在正常加药时，不停止搅拌。
7.1.5因每种药剂的投加量、配制浓度以及药剂贮罐的容积及台数、固体药剂溶解速度有差异，故配药次数是不相同的，但考虑到操作人员劳动强度及管理等因素，确定每日药剂配制次数不宜超过3次。
7.1.6近年来药剂投加多采用加药装置(泵、溶药罐、控制柜等放在同一个橇上)，节约用地，管理方便。隔膜计量泵除具有普通柱塞计量泵的优点外，还有更强的耐腐蚀性及耐用性。7.1.7采出水处理中投加的各种药剂，投加位置对处理效果有很大影响，各油田应通过试验确定，本条中给出的投药点位置是根据经验确定的，可参照执行。对混合反应有要求的药剂(如絮凝剂等)应设混合反应设施。
7.1.8本条是指同一药剂，投加到不同的水处理构筑物上，应分别设置计量设施，如：一台加药装置可设两台计量泵，也可以在一台加药装置出口的两个分支分别设流量计。
7.1.9盐酸或硫酸具有很强的挥发性和刺激性气味，其挥发的气体具有较强的腐蚀性，因此应密闭贮存和密闭投加。7.2 药剂贮存
7.2.2药剂的贮存时间不宜过长，尤其一些容易失效、变质的液体药剂应根据药剂的特性、环境条件进行确定。8 工艺管道 8.1 一般规定
8.1.1油田采出水中含有原油及挥发性的易燃易爆气体，从安全的角度出发，站内不得采用明沟及暗沟输送采出水。
8.1.2采出水处理站的工艺管道，大部分油田采用的是内外防腐的钢质管道。水质腐蚀性强的油田部分采用玻璃钢等非金属管道。钢质管道内防腐的施工难度大，若内防腐质量不好，易造成净化水输送过程中的二次污染。玻璃钢等非金属管道具有优良的耐腐蚀性能，胜利油田、中原油田、大庆油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺点主要是站内管件多，施工难度大，事故时生产单位无法维修，只能依靠制造厂家，另外工程造价也比钢管稍高。所以采用玻璃钢等非金属管道时，应根据水质及油田的实际情况综合考虑。
8.1.3采出水处理站工艺管道绝对不能与生活饮用水管道连通，以避免污染饮用水系统。用清水投产试运行时，可加临时供水管道，用完拆除。严禁设计时将清水管道接入处理站内的各种构筑物，防止发生污水倒流现象。
8.1.4沉降分离构筑物的收油管是否需要保温和伴热，应根据当地的最低气温与原油的凝固点来确定，北方地区一般当地最低气温比原油凝固点低，因此，北方地区的收油管道应该设保温和伴热。伴热可以采用与热水管伴行或者电热带等形式。
8.1.5为方便地上敷设的工艺管道检修，在工艺管道较低的位置宜设放空口，北方寒冷地区还应设扫线口。
8.1.6含有原油的水的来源主要有泵盘根漏水、化验室排水等，这些水因为含有原油，排入生活排水管道，将会造成排水系统堵塞或可燃气体的富集产生安全隐思。8.1.7
加药管道因为管径比较小，有时还间断运行，因此应考虑防冻问题。当埋地铺设时，有两种办法，一是深埋在冻土层以下，但不利于维修；二是浅埋，但需保温和伴热。具体采用哪种办法，应根据油田的实际情况来确定。
加药管的材质应根据投加化学药剂的性质来确定，具有高腐蚀性药剂一般选择非金属管、不锈钢管或者非金属内衬金属管，但不锈钢管不适合投加氯离子含量高的药剂。8.1.8在穿越道路时，为了防止重型车辆通过将工艺管道损坏，府设保护套管。8.2 管道水力计算
8.2.2关于管道沿程水头损失计算的规定。
由于油田采出水含有的原油、胶质、悬浮固体等各种组分易在管道内壁附着，因此采用以旧钢管和旧铸铁管为研究对象的舍维列夫水力计算公式更为适用，国内各油田采出水(包括原油集输)水力计算一直沿用此公式进行计算，并考虑增加一定的裕量，较好地满足了工程设计的要求。非金属管道可采用海曾·威廉公式计算。8.2.3关于管道局部水头损失计算的规定。
采出水处理站内管道长度较短，沿程水头损失小，但是弯头、三通、四通等管件很多，局部水头损失远大于沿程水头损失，重力式处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)内更是如此，决不可以忽视。站外管道在规划时管道局部水头损失可按沿程水头损失的5%～10%计算，在设计阶段应进行详细计算。
8.2.4各油田对采出水输送管道都是按给水管道进行水力计算的，并且考虑到采出水含油、结垢等因素的影响。这种影响反映出的水头增加以多少为合理，无法作统一规定，大庆油田认为增加10%～20%合适，各油田应根据自己的实际情况确定。
8.2.5采出水处理站中污油管道与原油集输管道性质基本相同，沿程阻力可按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350中原油集输管道计算。局部阻力可按照《油库设计与管理》计算。
8.2.6为防止污泥在管中淤积，规定压力输泥管最小设计流速。
本条数据引自现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第4.2.8条。8.2.8本条参照国家现行标准《石油化工污水处理设计规范》SH 3095—2000第6.2.6条制定。9 泵房
9.1 一般规定 9.1.1采出水处理站的工作水泵，根据工艺要求不同分为原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵以及反冲洗水泵、回收水泵、污油泵等，应根据用途不同分别选用。选用的水泵机组应能适应水量和水压的要求，并尽量使机组处在高效率情况下运行，同时还应考虑提高电网的功率因数，以节省用电，降低运行成本。采出水处理站分期建设时，厂房可一次建成，各类水泵可分期建设并留有扩建位置。
油田采出水随原油产量及含水率上升而逐渐增加，原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵等可以采用增加泵台数或大小泵搭配的方式适应水量的递增，使水泵在高效区工作。在可能的情况下，为方便管理和减少检修用的备件，选用水泵的型号不宜过多。
9.1.2选用水泵应符合节能要求。当水泵运行工况改变时，水泵的效率往往会降低，故当水量变化较大时，为减少水泵台数或型号，宜采用改变水泵运行特性的方法，使水泵机组运行在高效范围。目前国内采用的办法有：机组调速、更换水泵叶轮或调节水泵叶片角度等，应通过技术经济比较选用。
9.1.4国内油田多处在平原地区，尚没有发生水锤事故的实例。国内供水行业根据调查，近年来由于停泵水锤或关阀水锤导致阀门破裂、泵房淹没、输水管破裂的事故时有发生。国内外在消除水锤措施方面有不少的成功经验。常规做法是根据水锤模拟计算结果对水泵出水阀门进行分阶段关闭以减小停泵水锤，并根据需要，在输水管道的适当位置设置补水、排气、补气等设施，以期消除弥合水锤。
泵房设计时，输水管路地形高差较大或向位于高处的站场输水时，对有可能产生水锤危害的泵房宜进行停泵水锤计算：①求出水泵机组在水轮机工况下的最大反转数，判断水泵叶轮及电机转子承受离心应力的机械强度是否足够，并要求离心泵的最大反转速度不超过额定转速的1.2倍；②求出泵壳内部及管路沿线的最大正压值，判断发生停泵水锤时有无爆裂管道及损害水泵的危险性，要求最高压力不应超过水泵额定压力的1.3～1.5倍；⑧求出泵壳内部及管道沿线的最大负压值，判断有无可能形成水柱分离，造成断流水锤等严重事故。水锤消除装置宜装设泵房外部，以避免水锤事故可能影响泵房安全，同时宜库存备用，以便及时更换。
9.1.5负压吸水时，水泵如采用合并吸水管，运行的安全性差，一旦漏气将影响与吸水管连接的各台水泵的正常运行。
9.1.6水泵吸水管一般采用带有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直径DN不小于1.25倍的吸水管直径。??? 2 吸水喇叭口最小悬空高度E值为：
??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，E=1.O～1.25DN。
??? 3 吸水喇叭口在最低运行水位时的淹没深度F值为： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，F=1.8～2.0DN。
??? 4 吸水喇叭口与吸水井池侧壁净距G=0.8～1.ODN；两个喇叭口间的净距H=1.5～2.ODN；同时满足喇叭口安装的要求。
9.1.7水泵安装高度必须满足不同工况下必需气蚀余量的要求。同时应考虑电机与水泵额定转速差、水温以及当地的大气压等因素的影响，对水泵的允许吸上真空高度或必需气蚀余量进行修正。水泵安装高度合理与否，影响到水泵的使用寿命及运行的稳定性，所以水泵安装高程的确定需要详细论证。
由于水泵额定转速与配套电动机转速不一致而引起气蚀余量的变化往往被忽视。当水泵的工作转速不同于额定转速时，气蚀余量应进行换算。
9.1.8根据技术经济因素的考虑，规定水泵吸水管及出水管的流速范围。9.2 泵房布置
9.2.2本条文是参照现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第5.4.7条制定的。
9.2.5泵房通往室外的门的个数应根据相关防火规范的要求确定，其中一扇门应满足搬运最大尺寸设备。10 公用工程
10.1 仪表及自动控制
10.1.1设计规模较大、工艺流程复杂程度较高的处理站，宜采用计算机控制系统。
设计规模和工艺流程复杂程度适中的处理站，宜采用性能价格比适中的小型计算机控制系统。
设计规模小、工艺流程较简单或低产和边远分散小油田的处理站可酌情采用仪表控制系统。
沙漠油田的处理站，宜采用计算机控制系统，并设远程终端装置(RTU)。10.2 供配电
10.2.1油田采出水处理站是油田的重要用电单位，一旦断电将导致采出水大量外排，不仅污染环境，还可能引发安全事故，因此电力负荷的设计等级应确定为二级负荷。
10.2.2根据不同设备在整个工艺过程中的重要性不同，对主要设备供电等级进行划分，依此选择电气设备。10.3 给排水及消防
10.3.1本条规定是为了避免重复建设或能力过剩所造成的浪费。采出水处理站给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。10.4 供热
10.4.1本条是最大供热负荷的确定。
根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量，计算出系统最大耗热量(称为最大热负荷)，确定锅炉房规模。
锅炉房自耗热及供热管网损失系数K中包括：
燃油蒸汽雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%～10%。
建筑采暖一般是连续供给，K1=1。通风热负荷同时使用系数K2，据现场调查，供热负荷为其计算量的40%～50%，取通风热负荷同时使用系数K2=0.4～0.5。
本规范所提及的生产负荷，通常是用于加热(换热器)、清洗及管道伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热负荷一般是连续的，负荷波动较大，管道伴热负荷在冬季是连续的，清洗热负荷是间断的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本条着重强调热水供热系统，供水温度一般不超95℃，原因是蒸汽供热系统比较复杂，跑、冒、滴、漏问题严重，热媒输送半径小，凝结水回收率低，回收成本高，而热水供热系统恰恰与此相反，所以只要工艺没有特殊要求优先采用热水供热系统。
如工艺需用蒸汽伴热、吹扫、清罐和解冻等，锅炉房内应设置蒸汽锅炉，当工艺生产连续用蒸汽时，锅炉房至少应有2台蒸汽锅炉。采暖介质宜选用热水，根据热水负荷情况，可以选用热水锅炉、汽-水换热器以及汽水两用锅炉(一种带内置式换热器的锅炉)。
10.4.3油田用的水套炉和真空相变锅炉采用室外露天布置，在南方炎热地区，许多锅炉也露天布置，近些年来，北方部分地区也将锅炉露天或半露天布置。无论何种布置方式都应遵循“以人为本，安全第一”的设计理念，优先考虑安全，兼顾环保和方便生产运行，做好锅炉机组、测量控制仪表、管道、阀门附件以及辅机的防雨、防腐蚀、防风沙、防冻、减少热损失和噪声等措施，设立必要的司炉操作间，将锅炉水位、锅炉压力等测量仪表集中设置在操作间内，以保证锅炉机组的安全运行。10.5 暖通空调
1O.5.2 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等形式。10.5.3现场调查发现，水处理站化验室可能散发出有害气体，为迅速有效地排除，规定采用通风柜进行局部排风。
10.5.4相对密度小于0.75的气体视为比空气轻，相对密度大于0.75的气体视为比空气重；上、下部区域的排风量中，包括该区域内的局部排风量；地面上2m以内的，规定为下部区域。10.5.5为了满足沙漠地区站场建筑物的通风防沙要求，可采取以下措施：
发生沙尘暴时，站场建筑门窗紧闭，为防止室内负压过大及由此吸入沙尘需设置机械进风系统。设置条件应考虑排风系统的运行情况、建筑物的规模以及沙尘暴的连续时间、发生次数等。
机械进风系统的吸风口宜设在室外空气较清洁的地方，下缘距室外地坪不宜小于2m，且应有过滤设施。过滤器应操作简单、清扫方便。机械进风系统可不设加热装置。进排风口应有防止沙尘进入室内的措施。
站场内建筑物的外窗应采用带换气小窗的双层密闭门，外门应采用单层密闭窗。5 当采用天窗进行自然通风时，启闭机构应操作灵活、方便，且便于清扫沙尘。自控仪表控制室、电子计算机房等防尘严格的场所也可采用正压通风。10.7 建筑及结构
10.7.2除油罐、沉降罐、单(无)阀滤罐等采用钢筋混凝土板式基础，是根据罐底荷载不均和工艺对不均匀沉降的要求，所选用的一种合理基础型式，也是大庆油田多年采用的做法。10.8 道路
1O.8.1 站内道路的分类是参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合站场生产规模和性质综合确定的。
10.8.2本条参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合运输和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4～5t的标准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调整。10.9 防腐及保温
10.9.1采出水处理涉及很多种类的构筑物，如调储罐、除油罐沉降罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)、过滤器、各种缓冲罐(池等。采出水具有一定的腐蚀性，其腐蚀性的强弱与水中所含腐蚀性介质的种类和浓度有关，因此钢制构筑物和钢质管道均应进行防腐处理，用于强腐蚀性介质的钢制构筑物还应采取覆盖层和阴极保护相结合的保护方式。具体防腐措施根据工艺条件、介质环境等综合分析后确定，必要时可进行腐蚀检测。11 健康、安全与环境
11.0.1本条是参考国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理规定》和劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T 6276—1997等的相关规定，结合采出水处理工程的特点制定的。
11.0.2、11.0.3 这两条是参考《中华人民共和国环境保护法》等有关环境保护的现行国家法律条文及国家现行的其他相关标准或规定，结合采出水处理工程的特点制定的。附录A、附录B、附录D、附录E
本附录A、B、D、E等同采用现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005。
附录C
本附录C是根据近年来国内各油田应用过滤罐情况，而确定的滤料填装规格及厚度。
条文说明 1 总则
1.0.3油田采出水处理后主要是用于回注到地下油层，其他用途目前主要是指稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水。当采出水经处理后用于其他用途或排放时，对以原油及悬浮固体为主的预处理(以下简称预处理)系统的设计可参照本规范执行。
1.0.4各油田产生采出水的时间不同，有的油田开发初期不含水，有的油田因初期水量小而用于掺水或拉运至其他采出水处理站处理时，采出水处理工程可以缓建。2 术语
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
本章所列术语，大多是参照国家现行标准《石油工程建设基本术语》SYJ 4039和现行国家标准《给排水设计基本术语标准》GBJ 125的名词解释确定的，并结合油田采出水处理生产发展的实际做了适当完善和补充。
2.0.9采出水处理站外部来水是指原油脱水系统来水、洗井废水回收水、分建采出水深度处理站反冲洗排水回收水等。不包括采出水处理站内部回收水，如反冲洗排水、污泥浓缩上清液、污泥脱水机滤液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介质的密度差进行重力沉降分离的处理构筑物，因此同属一种类型，以去除水中原油为主要目的，习惯上称作“除油罐”。事实上采出水中不仅含有原油，也含有较多的悬浮固体，悬浮固体的去除远比去除原油困难得多，油田注水水质标准对悬浮固体的要求也比对原油的要求严格。在沉降分离构筑物中只提出“除油罐”这一术语，不符合采出水处理的实际情况。本规范提出“沉降罐”这一术语，是为了适应油田采出水处理技术发展的要求，它本可代替“除油罐”这一术语，但考虑到“除油罐”这一术语在油田使用多年，在采用两级沉降分离构筑物的处理流程中，第一级往往是主要去除水中原油，所以还有其存在的价值。本规范保留“除油罐”这一术语，并对该术语进行重新定义。
除油罐或沉降罐有立式和卧式两类，卧式多为压力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物，也可接收储存其他构筑物能够进入的自流排水，如检修时构筑物的放空排水等。3 基本规定
3.0.1采出水处理工程是油田地面建设不可缺少的组成部分，其原水来源主要是原油脱水，其次是洗井废水和其他污水。因此采出水处理工程建设规模必须与原油脱水工程相适应。建设规模适应期宜为10年以上是根据国家现行标准《油气田地面建设规划设计规范》SY 0049的规定，并与现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350相一致。采出水处理工程建设最终规模应以“油田地面建设总体规划”为依据确定，是否分期建设，应根据油田生产过程中原油综合含水率的上升情况，综合考虑技术经济因素确定。
3.0.2采出水处理工程设计，应适应油田开发的要求，积极慎重地采用经过试验和验证的、行之有效的先进工艺、设备和新的科研成果。同时根据采出水性质、注水水质标准和油田所处地区的自然环境等条件，进行多方案的技术经济比较，确定采出水处理工艺。
3.0.3本条是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350规定的，但各油田可根据采出水水质特性、集输工艺及生产管理情况制订相应的指标。
3.0.4处理后用于油田注水，水质必须达到注水标准，以利油层保护。若用于其他目的时，如稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水或采出水处理后排放等，则应符合相应的后续处理工艺对预处理水质要求。
3.0.5本条规定主要是为了减少采出水的乳化程度，并节省动力。洗井废水的杂质含量很高，直接输入流程会对采出水处理系统的冲击太大，影响净化水的水质，所以洗井废水宜设置适当的预处理设施，经预处理后输至调储罐或除油罐(或沉降罐)前。
3.0.6油田采出水原水供给一般是不均衡的，主要表现在水量(水量时变化系数大于1.15)或水质的较大波动上，经常造成采出水处理站水质达标困难，通过调节原水水量或水质的波动，使之平稳进入后续处理构筑物，不仅可以减小采出水处理站建设工程量，还能提高处理后水质的合格率。在原水水质、水量波动不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分离或原油脱水站有污水沉降罐时，可不设调储设施。
3.0.7本条规定主要是为了准确地了解采出水处理站的实际运行情况，进而评价处理工艺的运行效果，为生产管理提供便利。当原水来源或净化水用户大于1处时，应单独设置计量设施；也可在处理流程中间各段出口设置计量设施，以利于检测中间各段处理构筑物的处理效果。
3.0.8防爆分区划分应执行国家现行标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的有关规定。防爆要求应执行国家或行业的相关规范、标准及规定。
根据各油田多年经验，采出水处理站的某些场所有油气聚集，如沉降罐阀组间、除油罐阀组间、气浮机(池)厂房(气浮机在室内)及操作间(气浮机在室外)、污油罐阀组间、污油泵房、天然气调压间等场所的用电设备应防爆。对于采用天然气密闭流程，当滤罐的排气口设在室内时，室内的用电设备应防爆。
3.0.9流程的灵活性将给生产管理带来很大的方便，因此在工程设计中采取一定的措施是必要的。
主要处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)的数量不宜少于2座，当需要检修或清洗时，可分别进行，不致造成全站停产。但对处理量小、采出水全部水量能调至邻近站或本站内设置有事故罐(池)，在构筑物检修时造成全站停产或部分停产，避免污水外排污染环境，此时可设1座，但事故罐(池)的容积应满足停产检修期间储存水量的要求。
在检修动火时，油田上曾多次发生过由于隔断措施不利，造成沉降罐着火、伤人事故。现行检修隔断措施大多采用在构筑物进口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。应该特别提醒的是，仅仅关闭构筑物上的有关阀门起不到隔断作用，因为经过一段时间韵使用，阀门大多数关闭不严。?? ??3 站与站之间的原水用管道连通，可以调节处理站之间的水量不平衡。同时一旦某站发生事故或维修，采出水原水可部分或全部调至其他站处理，做到不外排、不污染环境。3.0.10采出水处理站易产生污泥的构筑物有调储罐、沉降罐、除油罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)等。
污泥对采出水处理系统的危害很大，如果不排泥，会恶化水质，降低处理效率，净化水中悬浮固体含量很难达到注水水质标准。
3.0.11油田采出水处理工艺根据处理后去向不同(主要包括回注油层、稠油采出水处理后用于蒸汽发生器给水预处理和处理后达标外排预处理等)，采用的处理方式及工艺不同或不完全相同。不管采用何种方式及工艺，都应根据原水的特性以及净化水的水质要求，在试验的基础上，通过技术经济对比确定。在确保采出水处理后水质的条件下，应尽量简化处理流程。
采出水用于回注的处理工艺，主要是指将原水经处理后达到油田注水水质标准的构筑物及其系统，根据回注油层的渗透率不同，所采用的沉降或离心分离及过滤级数也不同。油田常用的沉降或离心分离构筑物有沉降罐、除油罐、气浮机(池)、水力旋流器等，过滤构筑物有石英砂过滤器、多层滤料过滤器(石英砂磁铁矿双层滤料过滤器、海绿石磁铁矿双层滤料过滤器等)、核桃壳过滤器、改性纤维球过滤器等。
3.0.12原中国石油天然气总公司编写的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中对低产油田的定义如下：“油层平均空气渗透率低于50×10-3μm2、平均单井产量低于10t/d的油田；产能建设规模小于30×104t/a的油田”。
低产油田一般均实行滚动开发，其工程适应期比一般油田短，大部分油田的产能建设工程不到5年就要调整改造。因此，低产油田采出水处理工程设计，应结合实际，打破传统界限，尽量简化工艺，缩短流程，降低工程投箕和生产成本。
3.0.13 本条是针对国内沙漠油田的气候、环境、管理等特点，结合国内沙漠油田的运行经验制定的。3.0.14
稠油(包括特稠油和超稠油)油田的开发，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驱方式开采，稠油采出液一般采用热化学重力沉降脱水工艺，因此污水处理站原水温度较高(稠油脱出水温度在50～65℃之间，特稠油和超稠油脱出水温度在70～90℃之间)，具有较高的热能利用价值。另外，蒸汽发生器用水量很大，国内外已有成熟的采出水蒸汽发生器给水处理工艺。因此，稠油采出水应首先考虑用于蒸汽发生器给水，不但可以实现污水的循环使用，还可以充分利用稠油采出水的热能，节约蒸汽发生器燃料消耗。
稠油特别是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化严重。在处理过程中，污油是上浮还是下沉，应根据投加化学药剂种类和处理工艺确定。另外污油黏在处理设备和管道内壁上很难脱落，所以在选择处理工艺和设备时要充分注意，特别是污油的收集，要有行之有效的解决办法。
如果净化水是用于蒸汽发生器给水，应注意污水系统的保温；如果净化水是用于注水或外排，可以根据实际情况考虑热能综合利用。
由于稠油采出水处理系统分离出的污油含杂质较多，如果直接回到原油脱水系统，对原油脱水系统的正常运行影响较大。根据辽河油田原油脱水运行要求，稠油采出水处理系统分离出的污油宜单独处理。’
在稠油采出水回用蒸汽发生器给水处理工艺中，预处理部分的设计(主要包括调储、沉降分离和过滤)按本规范执行，深度处理部分的设计(主要包括软化、除硅以及后处理)应按国家现行标准《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》SY/T 0097的有关规定执行。
3.0.15滩海陆采油田由于地处滩海区域，所处的自然环境比较恶劣，例如：空气湿度大、含盐量高、腐蚀性强，风大，易受海浪影响，人员逃生困难。所以为保证安全生产，站内需配备一定数量的救生设备，如救生圈、救生衣等，配备数量可以参考国家现行标准《滩海陆岸石油作业安全规程》SY/T 6631—2005；同时对设备、阀门、管件、仪表及各种材料提出适应恶劣环境的要求，即在使用中无安全隐患，保证适当的使用寿命。由于滩海陆采油田采出水处理站标准较陆上油田高，投资大，为节省投资，提出尽量依托陆上油田已有设施的要求。4 处理站总体设计
4.1 设计规模及水量计算
4.1.2 Q4中不包含回收的场区初期雨水量。场区初期雨水如要回收宜单独处理。
4.1.3根据式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，参与运行的构筑物增加的水量越少，连通管道管径的增加量越小，水质达标保证率越高，但工程投资增加越多，需要经过技术经济比较确定。
有条件向其他采出水处理站调水的处理站，校核水量可按下式计算：
? 式中Qd——脱水系统向其他采出水处理站调出的水量(m3/h)。
洗井废水也可送至其他站处理，此时设计计算水量按下式计算：
Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)
但在检修时向外调水或洗井水送至其他站处理的条件在设计时必须预先确定。4.2 站址选择
4.2.1站址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站址选择不当，将会造成生产运行长期不合理。采出水处理站的建设应严格遵守基本建设程序，必须根据主管部门审查批准的油田地面建设总体规划，以及所在地区的城镇规划，进行站址选择工作，同时要兼顾外部管道的走向。
4.2.4采出水处理站与原油脱水站或注水站联合建设，组成联合站，是各油田普遍采用的一种布站方式。其优点是工艺衔接紧凑，生产管理集中，公用设施共用，从而节省投资，节约能源，减少占地。
4.2.6站址的选择要充分考虑外部系统条件，尽量靠近水源、电源、热源、公路，应做好优化比较，确定一个技术经济合理的站址。4.3 站场平面与竖向布置
4.3.2本条土地面积有效利用率是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005中11.3.2条的规定确定的。
4.3.3对生产设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考虑物料流向、生产管理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。辅助生产设施应靠近站场出入口布置，如仪表值班室、值班休息室等生产、生活人员集中的建筑物等，可避免生产、生活人员进入生产区影响生产区的安全。为了减少占地、降低投资，集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置，如含油污水处理工艺中的污油回收罐可以同脱水工艺中的事故油罐布置在同一个防火堤内。
4.3.4变电室的布置应考虑进出线方便。靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损耗。站场内的变电室布置在场区一侧，可以减少站场用地，并有利于安全生产。4.3.5本条文说明的是道路的设计原则，具体要求见本规范10.8。
另外，采出水处理站药剂投加品种多，投加量大，运送药剂的车辆进、出站次数多，道路设计时应考虑药剂运输的问题。污泥作为采出水处理过程的副产物，站内很难消化处理，一般需要外运处置。为方便药剂、污泥的拉运，站内宜设药剂、污泥拉运专用道。
4.3.6设置围墙是为了保证生产安全和便于生产管理。对于规模很小，站场周围人烟稀少的处理站可不设围墙。围墙的高度2.2m是一般站场的常用值，对于有特殊要求的地区，应根据实际情况加高或降低围墙高度。
4.3.7有组织的排水方式主要有明沟和暗沟(管)。明沟排水卫生条件差、占地多，但投资省，易于清扫维修。暗沟(管)则相反，其投资大，但清扫维修次数少，比较卫生、美观，占地少，便于穿越通行。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，降水很快蒸发或渗入地下，因而不需要设地面排水系统。4.3.8
湿陷性黄土地区：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防止湿陷的主要办法是保持必须的地面坡度，不使场地积水，坡度不小于0.5%；存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防渗结构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建(构)筑物，但为联系用的道路除外。
岩石地基地区：尽量减少挖方，以降低工程难度，宜采用重点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该地区的蒸发量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要加大基础的重量以克服浮力。
盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐蚀地基。盐渍土地区的基础应作防腐处理，一方面防止地下水渗透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀。采用自然排水的场地设计坡度不宜小于0.5%。
4.3.11充分利用地形的目的是为了降低能耗、节省投资。4.4 站内管道布置
4.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是采出水处理站的主要组成部分，因此在处理站内总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其满足生产需要、符合防火安全要求。站内管道综合布置不只是考虑平面布置，同时还应考虑竖向布置及站容美观。
4.4.2站内管道的敷设一般有三种形式：埋地、地上(架空或管墩)及管沟。采用何种敷设方式，应根据条文中提出的因素综合比较后确定。
如果场区地下水位较高(随季节波动)，管道埋地将使金属管道经常处于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蚀机会和程度。施工时也需采取降水措施，增加施工费用。
管道埋地敷设需开挖沟槽，如工程地质条件差，为防止沟槽壁塌方，需放坡扩大开挖面，增加场区面积，增加工程投资。
“水力高程”是指各构筑物(罐或池)的设计自由水面或测压管(对压力构筑物而言)水面标高，组成工艺流程的一些构筑物，如调储罐、沉降罐、气浮机(池)、污油罐、回收水罐(池)、缓冲罐(池)等，是采用罐还是采用池(一般为地下式或半地下式)，水力高程条件如何，直接影响管道敷设方式。地上钢制矩形池或混凝土池将因受力条件不利，而增加工程投资。
地上管道维护管理比埋地管道方便。
综上所述，在各构筑物水力高程条件允许时，主要工艺及热力管道宜地上敷设。
供水管道属于压力管道，地上敷设时，因水温低需防冻，若伴热保温，会使水温升高引起水质改变，不利于使用。自流排水管道，因收集器的标高低，管中水流靠管底坡度流动，地上敷设易冻堵等，应埋地敷设。加药管道管沟敷设比埋地敷设维修方便。
另外，场区仪表、电信、供配电电缆应尽量随工艺管道地上 4.4.5本条是对地上管道安装高度的要求：
规定架空管道管底标高不宜小于2.2m是考虑操作人员便于通行，管墩敷设时管底距离地面高度不宜小于0.3m是考虑维修方便。
当管廊带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊带下部的设备较高时，应视具体情况而定，以满足设备检修及日常操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。
4.4.6道路垂直净距不宜小于5.5m，是考虑大型消防车通过以及处理站内大型设备(如滤罐)整体运输的需要。有大件运输要求的道路，其垂直净距应为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22—87规定的安全高度为0.5～1.0m。4.5 水质稳定
4.5.1对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧会急剧加速腐蚀，在有硫化氢存在的采出水系统中，氧又加剧了硫化物引起的腐蚀。氧是极强的阴极去极剂，这使阳极的铁失去电子变成Fe2+，与OH-结合而成为Fe(OH)2，并在其他因素的协同下造成较强的氧浓差电池腐蚀。由金属腐蚀理论可知，随着采出水pH值的降低，水中氢离子浓度的增加，金属腐蚀过程中氢离子去极化的阴极反应增强，使碳钢表面生成对氧化性保护膜的倾向减小，故使水体对碳钢的腐蚀性随其pH值的降低而增加。
据资料介绍，在高矿化度的采出水中，如果溶解氧从0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蚀速度增加5倍；如果达到1.90mg/L，其腐蚀速度则增加20倍。
如中原油田采出水，矿化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同时含有CO。和H2S等气体，在流程未密闭之前，腐蚀情况十分严重，均匀腐蚀率一般在0.5～O.762mm/a，点蚀率高达5.6mm/a。文一联采出水处理站投产8个月，缓冲罐及工艺管道即出现穿孔，有的部位重复穿孔，最严重的一周穿孔三次，最大穿孔面积2cm2。注水泵叶轮使用最短的时间为15d，一年换一次泵。该站1979年建设，在1985年拆除。
胜利油田也属高矿化度水，因溶解氧的存在导致腐蚀很严重，辛一联投产后6个月，站内管线开始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵运行3个月，叶轮、口环等就腐蚀得残缺不全。
1982年中原油田用天然气对文一联采出水处理站的开式构筑物进行密闭隔氧，取得了比较理想的效果。密闭后，沉降罐出水的溶解氧含量由密闭前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，滤后水溶解氧降至0～0.03mg/L，滤后挂片腐蚀率由原来的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2
采用天然气密闭系统，曾在油田发生过安全问题。自力式调节阀调压系统排放的天然气会污染环境，同时可能引发安全问题。因此本规范推荐优先采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜用干气，在北方天然气管道如果有水，易冻结，给密闭工作带来影响，严重时可能引发事故。
天然气、氮气等的流程密闭，不是简单地在常压罐内的液面上通入气体，而是要求气体隔层必须随液位变化而变化，以保持规定的压力范围。常压罐顶的设计压力一般为-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密闭气体的运行压力严禁超过此值。这就要求有一套完善的调压系统，一般在气源充足时，利用调压阀并辅以仪表控制进行调压。利用调压阀调节时，一般分二级调压，如天然气由干气(或湿气)管道引入采出水处理站设调压阀(第一级)，第二级调压为在密闭罐进气、排气管道采用自力式调节阀，通过对罐内气相空间补气、排气，保持气相空间的运行压力在设定范围。没定范围为588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一类调压是采用低压气柜。调压阀调压的优点是设备仪表少，气体管径小，工艺简单；缺点是向大气排放天然气，安全性能差。低压气柜与密闭常压罐气相空间连通，由其补气和接受排气。低压气柜调压系统优点是不向系统外排气，安全性高，不污染环境；缺点是气柜加工精度高，投资高。总之，选用何种调压方式，应根据实际情况，经过安全、技术、经济比较确定。天然气密闭流程中要注意防止天然气与空气混合，否则易引起爆炸。在正常情况下，是不会遇到这种混合物的，可是当罐充气时很可能产生上述爆炸性混合物。在投产时应特别注意安全问题，在向密闭罐引入天然气前，先不使用调压装置来置换空气。为了尽可能彻底置换空气，各罐的空气排出口应与天然气进口对称布置，并采用最大距离。
罐顶的耐压等级一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。
呼吸阀为一级保护，调压范围可定为-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全阀为二级保护，压力限值可定为1863.9Pa(190mmH2O)。
在正常生产运行过程中，密闭的常压罐与大气相通的管道，如溢流管道和排油管道等设置水封，是为了保证系统正常密闭，避免气相空间气体泄漏，影响正常生产或发生事故。同时，水封装置应设置液面指示及补水设施。
天然气管道不能积水，主要是从安全的角度考虑。特别是寒冷地区，管道内积水结冰，可能引发恶性事故。
密闭系统对于处理过程的自动保护意义十分重要，在生产过程中，一旦工艺参数异常，就可能发生重大恶性事故。如当缓冲罐内液位过低时，水泵可能吸入天然气，发生爆炸危险，因此，要有一整套完善的信号联锁自动保护系统。
4.5.3由于油层对注入水的排异性，注水势必对油层造成一定程度的损害，其常见类型有速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等。由于pH值低而引起严重腐蚀时，投加碱性药剂调高pH值，可能会导致油层碱敏性伤害。碱敏性伤害机理主要是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，诱发黏土微结构失稳，有助于分散、运移发生，其次是OH-所带来的沉淀，造成渗透率下降损害地层。所以要求采用调节pH值工艺时应首先对注入区块地层做岩心碱敏性试验，确定注入水临界pH值，以降低对油层的伤害。
加碱性药剂提高pH值的主要目的是减缓腐蚀、沉淀盐垢、净化水质；其次是改变水质环境，有利于抑制细菌的繁殖，该方法与采出水药剂软化处理工艺相近，但并非希望盐垢更多的析出，因为Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻碍回注，但是与C032-、OH-生成沉淀物会增加排污量和污泥处置的困难。大量污泥出现，又无妥善处置污泥办法，会对周围环境产生二次污染。所以要求筛选出的pH值调节药剂需与混凝剂、絮凝剂配伍性能好，产生的沉淀物量最少，易投加。5 处理构筑物及设备 5.1 调储罐
5.1.1水量变化是由脱水系统水量变化引起的。应积累已建站脱水系统来水水量变化资料绘出时变化曲线，选取具有代表性的变化曲线(调储罐出水为一日内的平均小时流量)为计算提供依据。2～4h设计计算水量是各油田采出水处理站设计多年积累的经验数据，供缺少实测资料时选取。
5.1.3因为采出水在调储罐内有效停留时间一般为2～4h，原油会在罐内顶部累积，因此应定期收油，设加热设施可以保持原油冬季良好的流动性，便于收油。同时调储罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用调储容积及恶化水质。
调储罐防火要求参照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183有关污水沉降罐的相关规定执行。5.2 除油罐及沉降罐
5.2.1本条给出常压立式沉降罐及除油罐的设计参数参考值，其中，水驱采出水技术参数是根据胜利油田、辽河油田、大庆油田等油田多年应用经验及效果而确定的，聚合物驱采出水技术参数是根据大庆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。稠油采出水技术参数是根据辽河、新疆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。当采用两级沉降分离时，除油罐应设在沉降罐前。
5.2.4现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。
5.2.6目前常用的排泥技术主要有静压穿孔管和负压吸泥盘等，各种排泥方式有不同的适用条件和特点，可根据具体情况选用。5.3 气浮机(池)5.3.1气浮机是利用向水中均匀加入微小气泡携带原油及悬浮固体细小颗粒加快上浮速度的原理实现油、水和悬浮固体快速分离的设备，对原油及悬浮固体颗粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水处理较其他沉降分离构筑物具有明显的优势。5.3.2气浮机有多种类型：
主要区别在于加气、布气方式不同而导致结构、加气、布气系统各异，产生的气泡颗粒直径及均匀性有差别，能耗、管理及维护方便与否也不同。因此，根据采出水的性质，选择何种类型的气浮机(池)，应通过试验，经技术经济比较确定。
气浮机(池)的气源，有空气、天然气和氮气等。高矿化度污水中含有溶解氧而导致严重腐蚀时，不宜用空气做气源；用天然气做气源，应注意安全及环保问题；用氮气做气源，系统投资较高。选择何种气源，应根据具体情况，经技术经济比较确定。
5.3.3本条是考虑当需要检修时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.3.4选用气浮机(池)处理采出水时，应使用适合于所处理采出水性质的有效药剂。不用药剂或药剂选用不当，气浮的除油效率很低(根据大庆油田的经验，不加药剂，气浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效适用药剂，可使气浮的除油效率达到90%以上)。
5.3.5根据各油田多年实际经验，气浮机(池)由于停留时间短，缓冲容积小，抗冲击性负荷的能力较差，因此在气浮前，宜设置调储罐或除油罐。根据国内外油田多年应用经验，气浮机(池)适宜于含油量小于300mg/L且原油颗粒直径小的采出水处理。5.4 水力旋流器
5.4.1水力旋流器的功能是油水分离。水力旋流器在与气浮机(池)、沉降罐等配合使用时，水力旋流器应放在气浮机(池)、沉降罐前。
5.4.2水力旋流器于20世纪80年代中期面世，与除油罐相比，在相同处理量的条件下，其优点为：占地面积小；重量轻；流程简短，易于密闭。其缺点为：原水乳化程度高时处理效果差；能耗高；对悬浮固体去除效果差。
采出水水质特性直接影响到旋流器的处理效果，因此在采用旋流器处理采出水时，应先进行采出水水质特性试验，然后在试验的基础上确定旋流管的结构和单根处理量，最后确定单台旋流器的处理量及适应处理水量变化的组合方式。
5.4.4本条对提升泵类型的推荐是为了避免对采出水的激烈搅拌而导致油滴破碎，增加分离难度。5.5 过滤器
5.5.1油田采出水处理中采用的过滤器类型较多，根据承压能力的不同，可分为重力式过滤器、压力式过滤器；按填装的滤料分，有单层滤料过滤器、双层滤料过滤器(石英砂+磁铁矿或海绿石+磁铁矿)、多层滤料过滤器(无烟煤+石英砂+磁铁矿)、核桃壳过滤器和改性纤维球过滤器等。重力式过滤器(如单阀滤罐)单台处理量大，同等设计规模的采出水处理站，使用台数少，适合设计规模大的处理站使用；与除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差进行重力过滤，既节能又不增加采出水的乳化程度，但对含聚合物或胶质含量高的采出水，由于工作水头和反冲洗水头低，工作周期短，不宜采用。
压力式过滤器由于过滤及反冲洗时采用泵增压，工作水头及反冲洗水头高，对含聚合物的采出水处理适应能力强，近年大庆油田的含聚污水处理站，已建重力式过滤器已改为压力式过滤器。但受罐直径限制(dmax=4.Om)，同等规模的处理站与重力过滤器相比台数多，投资高，适用于规模较小的处理站选用。填装各种不同滤料的过滤器各有特点，各油田已有丰富的使用经验。
近年来，油田深度处理工艺应用的精细过滤器比较多，选用时应按具体情况，根据经济技术比较确定。
5.5.3过滤器的设计滤速是按一台过滤器反冲洗或检修时，其余过滤器承担全部水量的情况确定的。
5.5.4改性纤维球过滤器在开始过滤时必须压紧，表中所列滤速为压紧后正常过滤的滤速。5.5.5采出水的特点是水中含油量较大，滤层截留的污物中，原油占很大的比例。原油与滤料颗粒之间结合较“紧密”，用具有一定温度的净化水冲洗，才能保证滤层的反洗效果。同时，利用水、气联合反冲洗，效果明显优于单一水洗。
对含聚合物的采出水处理滤料采用正常水冲洗的方式难以洗净，用定期投加滤料清洗剂的方式，可以改善滤料清洗效果。
5.5.6采用变强度反冲洗是为了避免初始反冲洗强度过大，滤料层整体上移，造成内部结构损坏、跑料。因此，在工程设计中需进行反冲洗自动控制，阀门宜采用电动或气动。冲洗方式、冲洗强度及时间应通过试验或参照相似条件下已有过滤器的经验确定。5.5.7常用滤料应符合国家现行标准《水处理用滤料》CJ/T 43—2005及当地油田制定的相应标准。
水处理常用滤料主要有无烟煤、石英砂、磁铁矿、核桃壳等，其中无烟煤、石英砂、磁铁矿应符合国家现行标准CJ/T 43—2005的要求，核桃壳滤料可参考大庆油田的企业标准(见表1)。
表1 大庆油田核桃壳滤料的参数及指标
序号参数指标1含泥量≤2%2盐酸可溶率≤3.5%3皮壳率≤O.3%4破碎率+磨损率≤3%5杂质率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒径颗粒含量≤5%大于指定上限粒径颗粒含量5.5.8附录C中滤料及承托层的组成为大庆油田制订的企业标准。
5.5.9大阻力配水系统和小阻力配水系统的配水、集水均匀性均较好，但大阻力配水系统反冲洗水头损失大，动力消耗大，不适于冲洗水头有限的重力式过滤器，否则需设冲洗水塔或高架水箱，因此本条推荐重力式过滤器采用小阻力配水系统。
油田常用的压力过滤器采用大阻力配水系统，泵加压反冲洗，能保证滤料的反冲洗效果，尤其是对含有聚合物(PAM)或胶质、沥青质含量较多的采出水(对滤料的污染较为严重)适用，因此本条推荐压力式过滤器宜采用大阻力配水系统。5.6 污油罐
5.6.1本条给出了污油罐有效容积计算公式，选择储存时间t时，应与污油罐容积一起考虑。5.6.2污油罐内设置加热盘管，罐体设置保温，都是为了保证污油的良好流动性，使油泵正常工作。污油罐底部设排水管，是为了放掉罐内下部的底水，尽量保证油泵少输水，减少对脱水器的冲击。设置看窗，可观测和检查放水的情况。
5.6.3本条规定中所给出的是污油罐加热所需热量的计算公式。如果对沉降罐(或除油罐)、回收水池等构筑物内的污水或污油加热时，参考《油田油气集输设计技术手册》的有关章节。5.6.4通过泵将污油罐中含有大量污水的污油，输送至原油脱水站进站阀组，与采出液相混合，进行重新处理。连续均匀输送是为了不对原油脱水系统产生冲击。
5.6.5根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.6条规定“容积小于或等于200m3，并且单独布置的污油罐，可不设防火堤”，同时根据8.4.2条第二款、8.4.5条第三款规定，容积不大于200m3的立式油罐可采用移动式泡沫灭火系统，单罐容量不大于500m3的固定顶油罐可设置移动式消防冷却水系统，所以推荐污油罐容积不大于200m3，可降低工程投资。污油罐进罐管道设通污油泵进口的旁路管道，是防止采出水处理站在污油罐检修时停止生产。5.7 回收水罐(池)5.7.1过滤器的反冲洗一般为批次进行，每个批次冲洗过滤器的台数应尽可能相同或相近。每日宜按1～3批次冲洗过滤器，每批次间隔时间应相同，其中过滤器最多批次的排水量为过滤器反冲洗最大排水量。进入回收水罐(池)的其他水量W2是指与过滤器反冲洗最大排水量同一期间进入的其他水量。
5.7.2此条主要是从回收水池清泥、回收水罐排泥及检修的角度考虑。
5.7.4压力过滤流程采用回收水罐与采用回收水池相比，可节约占地，节省工程投资。重力式过滤器，如：单阀滤罐反冲洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保证足够的反冲洗水头，回收水池中排泥设施可以采用负压吸泥盘。
5.7.5当反冲洗排水水质好时(与原水水质接近)可进入回收水罐(池)直接回收；当反冲洗排水水质比较差时，如三元复合驱采出水处理站的反冲洗排水，应进入排泥水系统与排泥水一并处理，处理后的水质优于或接近原水时再回收，这样做有效地避免了水质恶性循环。5.7.7污水回收宜均匀连续输至调储罐或除油罐前，回收时间宜大于16h，避免对主流程形成较大的水量水质冲击。5.8 缓冲罐(池)5.8.2本条是考虑当需要检修和清洗时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据油田实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.8.3滤后水缓冲罐(池)兼作反冲洗水储水罐(池)，罐(池)的容积较大，水在罐(池)中的停留时间较长，在北方高寒地区，冬季环境气温较低，水温下降较快，为保证反冲洗效果可酌情考虑做保温。
5.8.4缓冲罐(池)运行一段时间，其上部积有一定厚度的原油，设计时应考虑收油设施。视罐(池)内水温、油品性质情况，可设置简易收油设施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水处理及泥渣处置 6.1 一般规定
6.1.1反冲洗排水是否进入排泥水处理系统由本规范第5.7.5条确定。6.1.3排泥水处理过程中分离出的清液连续回收时间宜大于16h，避免对主流程产生冲击影响水质。如回收的清液水质较差时，也可排入排泥水调节罐(池)与其他排泥水一起处理。6.1.5当采出水处理站构筑物排泥水平均含固率大于2%时，一般能满足大多数脱水机械的最低进机浓度的要求，因此可不设浓缩工序。6.2 调节池
6.2.1调节池与回收水罐(池)合建时，反冲洗排水水量大、持续时间长，其他构筑物排泥时，与反冲洗排水在时间上会重叠；调节池单独建设时，构筑物排泥时间可以不重叠，因此可以只考虑排泥水量最大的构筑物的一次排泥水量。6.2.2设扰流设施的目的是防止污泥在池中沉积。
6.2.3调节池出流流量应尽可能均匀、连续，是为了满足后续处理构筑物连续稳定运行的需要。
6.3 浓缩罐(池)6.3.1目前，在排泥水处理中，大多数采用重力式浓缩罐(池)。重力式浓缩罐(池)的优点是运行费用低，管理较方便；另外由于池容大，对负荷的变化，特别是对冲击负荷有一定的缓冲能力。如果采用其他浓缩方式，如离心浓缩，失去了容积对负荷变化的缓冲能力，负荷增大，就会显出脱水机能力的不足，给运行管理带来一定困难。目前，国内外重力沉降浓缩罐(池)用得最多。国内重力浓缩罐(池)另一种形式斜板浓缩池罐(池)也开始使用。
6.3.2每一种类型脱水机械对进机浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，例如：板框压滤机进机浓度可要求低一些，但一般不能低于2%。
6.3.3浓缩罐(池)面积一般按通过单位面积上的固体量即固体通量确定。但在入流泥水浓度太低时，还要用液面负荷进行校核，以满足泥渣沉降的要求。固体通量、液面负荷、停留时间应通过沉降浓缩试验确定或者按相似工程运行数据确定。
泥渣停留时间一般不小于24h，这里所指的停留时间不是水力停留时间，而实际上是泥渣浓缩时间。大部分水完成沉淀过程后，上清液从溢流堰流走，上清液停留时间远比底流泥渣停留时间短。由于排泥水从入流到底泥排出，浓度变化很大，例如，排泥水入流浓度为含水率99.9%，经浓缩后底泥含水率达97%。这部分泥的体积变化很大，因此，泥渣停留时间的计算比较复杂，需通过沉淀浓缩试验确定。一般来说，满足固体通量要求，且罐(池)边水深有3.5～4.5m，则其泥渣停留时间一般能达到不小于24h。
对于斜板(斜管)浓缩罐(池)固体负荷、液面负荷，由于与排泥水性质、斜板(斜管)形式有关，各地所采用的数据相差较大，因此，宜通过小型试验或者按相似排泥水、同类型斜板数据确定。6.3.4重力浓缩罐(池)的进水原则上应该是连续的，当外界因素的变化不能实现进水连续时，可设浮动收液设施收集上清液，提高浓缩效果，成为间歇式浓缩罐(池)，宜设置加药搅拌设备。6.4 脱水
6.4.1脱水机械的选型既要适应前一道工序排泥水浓缩后的特性，又要满足下一道工序泥渣处置的要求，由于每一种类型的脱水机械对进水浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，同时要考虑所含原油对脱水率的影响，因此，前道浓缩工序的泥水含水率是脱水机械选型的重要因素。例如，浓缩后泥水含固率仅为2%，且所含原油对滤网透水性的影响较小时，则宜选择板框压滤机，否则宜选用离心机，同时脱水设备应设有冲洗措施。另外，后道处理工序也影响机型选择。例如，泥渣拉运集中处置时尽可能使其含水率低。6.4.3所需脱水机的台数应根据所处理的干泥量、每台脱水机单位时间所能处理的干泥量(即脱水机的产率)及每日运行班次确定，正常运行时间可按每日1～2班考虑。脱水机可不设置备用。当脱水机发生故障检修时，可用增加运行班次解决。
6.4.4泥水在脱水前进行化学调质，由于泥渣性质及脱水机型式的差别，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水运行经验确定。
6.4.5脱水机滤液和脱水机冲洗废水中污油和悬浮物含量较高不宜直接回收。7 药剂投配与贮存 7.1 药剂投配
7.1.1采出水处理站应用的药剂种类比较多，常用的有絮凝剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、滤料清洗剂、污泥调质剂、pH调节剂等，每类药剂有多个品种，每个采出水处理站应根据采出水原水的水质特性、处理后水质指标、工艺流程特点进行选用。
杀菌方式除化学杀菌方式外，还有物理杀菌等方式，物理杀菌方式有紫外线、变频、超声波等，目前部分油田已经开始试用物理杀菌或与化学杀菌联合使用，具体采用哪种方式应根据试验，并通过技术经济比较确定。
7.1.2在采出水处理站中投加2种或2种以上药剂时，应进行药剂之间的配伍性试验，防止药剂之间的相互反应，而影响药剂的水
7.1.3同一类药剂有多个品种，药剂的品种直接影响采出水处理效果，而其投加量还关系到采出水处理站的运行费用。为了正确地选择药剂的品种、投加量，应进行室内或现场试验。缺乏试验条件而类似采出水处理站已有成熟的经验时，则可根据相似条件下采出水处理站运行经验来选择。药剂混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反应方式有旋流反应、机械搅拌反应、管道反应器等。对于投加的所有药剂均应有混合设施，对于絮凝剂、助凝剂还应有反应设施。
7.1.4药剂的投加方式大多为液体投加，溶药和配药可采用机械或水力等方式进行搅拌。水力搅拌一般用在药剂投加量小的场合。为防止药液沉淀或分层，应在正常加药时，不停止搅拌。
7.1.5因每种药剂的投加量、配制浓度以及药剂贮罐的容积及台数、固体药剂溶解速度有差异，故配药次数是不相同的，但考虑到操作人员劳动强度及管理等因素，确定每日药剂配制次数不宜超过3次。
7.1.6近年来药剂投加多采用加药装置(泵、溶药罐、控制柜等放在同一个橇上)，节约用地，管理方便。隔膜计量泵除具有普通柱塞计量泵的优点外，还有更强的耐腐蚀性及耐用性。7.1.7采出水处理中投加的各种药剂，投加位置对处理效果有很大影响，各油田应通过试验确定，本条中给出的投药点位置是根据经验确定的，可参照执行。对混合反应有要求的药剂(如絮凝剂等)应设混合反应设施。
7.1.8本条是指同一药剂，投加到不同的水处理构筑物上，应分别设置计量设施，如：一台加药装置可设两台计量泵，也可以在一台加药装置出口的两个分支分别设流量计。
7.1.9盐酸或硫酸具有很强的挥发性和刺激性气味，其挥发的气体具有较强的腐蚀性，因此应密闭贮存和密闭投加。7.2 药剂贮存
7.2.2药剂的贮存时间不宜过长，尤其一些容易失效、变质的液体药剂应根据药剂的特性、环境条件进行确定。8 工艺管道 8.1 一般规定
8.1.1油田采出水中含有原油及挥发性的易燃易爆气体，从安全的角度出发，站内不得采用明沟及暗沟输送采出水。
8.1.2采出水处理站的工艺管道，大部分油田采用的是内外防腐的钢质管道。水质腐蚀性强的油田部分采用玻璃钢等非金属管道。钢质管道内防腐的施工难度大，若内防腐质量不好，易造成净化水输送过程中的二次污染。玻璃钢等非金属管道具有优良的耐腐蚀性能，胜利油田、中原油田、大庆油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺点主要是站内管件多，施工难度大，事故时生产单位无法维修，只能依靠制造厂家，另外工程造价也比钢管稍高。所以采用玻璃钢等非金属管道时，应根据水质及油田的实际情况综合考虑。
8.1.3采出水处理站工艺管道绝对不能与生活饮用水管道连通，以避免污染饮用水系统。用清水投产试运行时，可加临时供水管道，用完拆除。严禁设计时将清水管道接入处理站内的各种构筑物，防止发生污水倒流现象。
8.1.4沉降分离构筑物的收油管是否需要保温和伴热，应根据当地的最低气温与原油的凝固点来确定，北方地区一般当地最低气温比原油凝固点低，因此，北方地区的收油管道应该设保温和伴热。伴热可以采用与热水管伴行或者电热带等形式。
8.1.5为方便地上敷设的工艺管道检修，在工艺管道较低的位置宜设放空口，北方寒冷地区还应设扫线口。
8.1.6含有原油的水的来源主要有泵盘根漏水、化验室排水等，这些水因为含有原油，排入生活排水管道，将会造成排水系统堵塞或可燃气体的富集产生安全隐思。8.1.7
加药管道因为管径比较小，有时还间断运行，因此应考虑防冻问题。当埋地铺设时，有两种办法，一是深埋在冻土层以下，但不利于维修；二是浅埋，但需保温和伴热。具体采用哪种办法，应根据油田的实际情况来确定。
加药管的材质应根据投加化学药剂的性质来确定，具有高腐蚀性药剂一般选择非金属管、不锈钢管或者非金属内衬金属管，但不锈钢管不适合投加氯离子含量高的药剂。8.1.8在穿越道路时，为了防止重型车辆通过将工艺管道损坏，府设保护套管。8.2 管道水力计算
8.2.2关于管道沿程水头损失计算的规定。
由于油田采出水含有的原油、胶质、悬浮固体等各种组分易在管道内壁附着，因此采用以旧钢管和旧铸铁管为研究对象的舍维列夫水力计算公式更为适用，国内各油田采出水(包括原油集输)水力计算一直沿用此公式进行计算，并考虑增加一定的裕量，较好地满足了工程设计的要求。非金属管道可采用海曾·威廉公式计算。8.2.3关于管道局部水头损失计算的规定。
采出水处理站内管道长度较短，沿程水头损失小，但是弯头、三通、四通等管件很多，局部水头损失远大于沿程水头损失，重力式处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)内更是如此，决不可以忽视。站外管道在规划时管道局部水头损失可按沿程水头损失的5%～10%计算，在设计阶段应进行详细计算。8.2.4各油田对采出水输送管道都是按给水管道进行水力计算的，并且考虑到采出水含油、结垢等因素的影响。这种影响反映出的水头增加以多少为合理，无法作统一规定，大庆油田认为增加10%～20%合适，各油田应根据自己的实际情况确定。
8.2.5采出水处理站中污油管道与原油集输管道性质基本相同，沿程阻力可按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350中原油集输管道计算。局部阻力可按照《油库设计与管理》计算。
8.2.6为防止污泥在管中淤积，规定压力输泥管最小设计流速。
本条数据引自现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第4.2.8条。8.2.8本条参照国家现行标准《石油化工污水处理设计规范》SH 3095—2000第6.2.6条制定。9 泵房
9.1 一般规定
9.1.1采出水处理站的工作水泵，根据工艺要求不同分为原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵以及反冲洗水泵、回收水泵、污油泵等，应根据用途不同分别选用。选用的水泵机组应能适应水量和水压的要求，并尽量使机组处在高效率情况下运行，同时还应考虑提高电网的功率因数，以节省用电，降低运行成本。采出水处理站分期建设时，厂房可一次建成，各类水泵可分期建设并留有扩建位置。
油田采出水随原油产量及含水率上升而逐渐增加，原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵等可以采用增加泵台数或大小泵搭配的方式适应水量的递增，使水泵在高效区工作。在可能的情况下，为方便管理和减少检修用的备件，选用水泵的型号不宜过多。
9.1.2选用水泵应符合节能要求。当水泵运行工况改变时，水泵的效率往往会降低，故当水量变化较大时，为减少水泵台数或型号，宜采用改变水泵运行特性的方法，使水泵机组运行在高效范围。目前国内采用的办法有：机组调速、更换水泵叶轮或调节水泵叶片角度等，应通过技术经济比较选用。
9.1.4国内油田多处在平原地区，尚没有发生水锤事故的实例。国内供水行业根据调查，近年来由于停泵水锤或关阀水锤导致阀门破裂、泵房淹没、输水管破裂的事故时有发生。国内外在消除水锤措施方面有不少的成功经验。常规做法是根据水锤模拟计算结果对水泵出水阀门进行分阶段关闭以减小停泵水锤，并根据需要，在输水管道的适当位置设置补水、排气、补气等设施，以期消除弥合水锤。
泵房设计时，输水管路地形高差较大或向位于高处的站场输水时，对有可能产生水锤危害的泵房宜进行停泵水锤计算：①求出水泵机组在水轮机工况下的最大反转数，判断水泵叶轮及电机转子承受离心应力的机械强度是否足够，并要求离心泵的最大反转速度不超过额定转速的1.2倍；②求出泵壳内部及管路沿线的最大正压值，判断发生停泵水锤时有无爆裂管道及损害水泵的危险性，要求最高压力不应超过水泵额定压力的1.3～1.5倍；⑧求出泵壳内部及管道沿线的最大负压值，判断有无可能形成水柱分离，造成断流水锤等严重事故。水锤消除装置宜装设泵房外部，以避免水锤事故可能影响泵房安全，同时宜库存备用，以便及时更换。
9.1.5负压吸水时，水泵如采用合并吸水管，运行的安全性差，一旦漏气将影响与吸水管连接的各台水泵的正常运行。
9.1.6水泵吸水管一般采用带有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直径DN不小于1.25倍的吸水管直径。??? 2 吸水喇叭口最小悬空高度E值为：
??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，E=1.O～1.25DN。??? 3 吸水喇叭口在最低运行水位时的淹没深度F值为： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，F=1.8～2.0DN。
??? 4 吸水喇叭口与吸水井池侧壁净距G=0.8～1.ODN；两个喇叭口间的净距H=1.5～2.ODN；同时满足喇叭口安装的要求。
9.1.7水泵安装高度必须满足不同工况下必需气蚀余量的要求。同时应考虑电机与水泵额定转速差、水温以及当地的大气压等因素的影响，对水泵的允许吸上真空高度或必需气蚀余量进行修正。水泵安装高度合理与否，影响到水泵的使用寿命及运行的稳定性，所以水泵安装高程的确定需要详细论证。
由于水泵额定转速与配套电动机转速不一致而引起气蚀余量的变化往往被忽视。当水泵的工作转速不同于额定转速时，气蚀余量应进行换算。
9.1.8根据技术经济因素的考虑，规定水泵吸水管及出水管的流速范围。9.2 泵房布置
9.2.2本条文是参照现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第5.4.7条制定的。
9.2.5泵房通往室外的门的个数应根据相关防火规范的要求确定，其中一扇门应满足搬运最大尺寸设备。10 公用工程
10.1 仪表及自动控制
10.1.1设计规模较大、工艺流程复杂程度较高的处理站，宜采用计算机控制系统。
设计规模和工艺流程复杂程度适中的处理站，宜采用性能价格比适中的小型计算机控制系统。
设计规模小、工艺流程较简单或低产和边远分散小油田的处理站可酌情采用仪表控制系统。
沙漠油田的处理站，宜采用计算机控制系统，并设远程终端装置(RTU)。10.2 供配电
10.2.1油田采出水处理站是油田的重要用电单位，一旦断电将导致采出水大量外排，不仅污染环境，还可能引发安全事故，因此电力负荷的设计等级应确定为二级负荷。
10.2.2根据不同设备在整个工艺过程中的重要性不同，对主要设备供电等级进行划分，依此选择电气设备。10.3 给排水及消防
10.3.1本条规定是为了避免重复建设或能力过剩所造成的浪费。采出水处理站给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。10.4 供热
10.4.1本条是最大供热负荷的确定。
根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量，计算出系统最大耗热量(称为最大热负荷)，确定锅炉房规模。
锅炉房自耗热及供热管网损失系数K中包括：
燃油蒸汽雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%～10%。
建筑采暖一般是连续供给，K1=1。通风热负荷同时使用系数K2，据现场调查，供热负荷为其计算量的40%～50%，取通风热负荷同时使用系数K2=0.4～0.5。
本规范所提及的生产负荷，通常是用于加热(换热器)、清洗及管道伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热负荷一般是连续的，负荷波动较大，管道伴热负荷在冬季是连续的，清洗热负荷是间断的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本条着重强调热水供热系统，供水温度一般不超95℃，原因是蒸汽供热系统比较复杂，跑、冒、滴、漏问题严重，热媒输送半径小，凝结水回收率低，回收成本高，而热水供热系统恰恰与此相反，所以只要工艺没有特殊要求优先采用热水供热系统。
如工艺需用蒸汽伴热、吹扫、清罐和解冻等，锅炉房内应设置蒸汽锅炉，当工艺生产连续用蒸汽时，锅炉房至少应有2台蒸汽锅炉。采暖介质宜选用热水，根据热水负荷情况，可以选用热水锅炉、汽-水换热器以及汽水两用锅炉(一种带内置式换热器的锅炉)。
10.4.3油田用的水套炉和真空相变锅炉采用室外露天布置，在南方炎热地区，许多锅炉也露天布置，近些年来，北方部分地区也将锅炉露天或半露天布置。无论何种布置方式都应遵循“以人为本，安全第一”的设计理念，优先考虑安全，兼顾环保和方便生产运行，做好锅炉机组、测量控制仪表、管道、阀门附件以及辅机的防雨、防腐蚀、防风沙、防冻、减少热损失和噪声等措施，设立必要的司炉操作间，将锅炉水位、锅炉压力等测量仪表集中设置在操作间内，以保证锅炉机组的安全运行。10.5 暖通空调
1O.5.2 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等形式。10.5.3现场调查发现，水处理站化验室可能散发出有害气体，为迅速有效地排除，规定采用通风柜进行局部排风。
10.5.4相对密度小于0.75的气体视为比空气轻，相对密度大于0.75的气体视为比空气重；上、下部区域的排风量中，包括该区域内的局部排风量；地面上2m以内的，规定为下部区域。10.5.5为了满足沙漠地区站场建筑物的通风防沙要求，可采取以下措施：
发生沙尘暴时，站场建筑门窗紧闭，为防止室内负压过大及由此吸入沙尘需设置机械进风系统。设置条件应考虑排风系统的运行情况、建筑物的规模以及沙尘暴的连续时间、发生次数等。
机械进风系统的吸风口宜设在室外空气较清洁的地方，下缘距室外地坪不宜小于2m，且应有过滤设施。过滤器应操作简单、清扫方便。机械进风系统可不设加热装置。进排风口应有防止沙尘进入室内的措施。
站场内建筑物的外窗应采用带换气小窗的双层密闭门，外门应采用单层密闭窗。5 当采用天窗进行自然通风时，启闭机构应操作灵活、方便，且便于清扫沙尘。自控仪表控制室、电子计算机房等防尘严格的场所也可采用正压通风。10.7 建筑及结构
10.7.2除油罐、沉降罐、单(无)阀滤罐等采用钢筋混凝土板式基础，是根据罐底荷载不均和工艺对不均匀沉降的要求，所选用的一种合理基础型式，也是大庆油田多年采用的做法。10.8 道路
1O.8.1 站内道路的分类是参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合站场生产规模和性质综合确定的。
10.8.2本条参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合运输和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4～5t的标准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调整。10.9 防腐及保温
10.9.1采出水处理涉及很多种类的构筑物，如调储罐、除油罐沉降罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)、过滤器、各种缓冲罐(池等。采出水具有一定的腐蚀性，其腐蚀性的强弱与水中所含腐蚀性介质的种类和浓度有关，因此钢制构筑物和钢质管道均应进行防腐处理，用于强腐蚀性介质的钢制构筑物还应采取覆盖层和阴极保护相结合的保护方式。具体防腐措施根据工艺条件、介质环境等综合分析后确定，必要时可进行腐蚀检测。11 健康、安全与环境
11.0.1本条是参考国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理规定》和劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T 6276—1997等的相关规定，结合采出水处理工程的特点制定的。
11.0.2、11.0.3 这两条是参考《中华人民共和国环境保护法》等有关环境保护的现行国家法律条文及国家现行的其他相关标准或规定，结合采出水处理工程的特点制定的。附录A、附录B、附录D、附录E
本附录A、B、D、E等同采用现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005。
附录C
本附录C是根据近年来国内各油田应用过滤罐情况，而确定的滤料填装规格及厚度。
低渗透油田采出水处理 篇2
原油在开采、集输过程中会伴生大量的含油污水, 二次采油又必须注水开发或注气开发, 为了防止环境污染, 节约水资源, 大部分油田都对各种含油污水进行收集处理、管输回注, 有条件的油田要求对含油污水实行零排放。
油田的含油污水其水质水量和产油区的地质条件、气候条件、原油集输方式等因素有关;在同一地区不同区块其水质也可能存在较大差异。油田经过多年的开采, 已基本处于“三高”阶段, 其含油污水概括起来有以下几点共性: (1) 水量大:采出液含水率逐年上升, 由此造成污水量增加, 注水难度加大。 (2) 矿化度高:国内油田的采出水矿化度基本在2×104~30×104mg/L。加上含油污水中不同程度地溶解了硫化氢、二氧化碳等酸性气体和溶解氧, 导致污水处理及回注设施的急剧腐蚀。
二、油田回注水标准及辅助性指标
陆上油田的开采方式主要为注水开发方式。由于高密演示组成的油层是油田注水服务的对象, 所以要保证所注的水得具有一定的水质, 只有这样, 人们才能实现预期的效果, 即:注得上、注得进、注得满。
在确定注水的水质时, 要根据注水的层物性指标来进行选择。一般需要满足的条件是:当处于运行的状态时, 应保证注入的水不会结成水垢。还有就是注入的水的腐蚀性较小, 不会对处理设备、注水设备以及输水管道造成影响。注入的水中不能含有一些超标的悬浮物, 油层在注入水后会发生膨胀和移动, 因此就需要注入的水与油层的流动要具有良好的配性。考虑到油藏孔隙结构和喉道直径, 要严格限制水中固体颗粒的粒径。
三、油田含油污水处理常见工艺
现在, 油田污水处理过程中, 因为污水水质的差异性比较大, 还有就是在处理的流程也比较复杂, 可以将污水处理工艺分为重力式收油、沉降、沉降、过滤流程;压力式聚结沉降分离、过滤流程;浮选式除油净化、过滤流程三种回注基本处理流程。
四、延长油田含油污水处理工艺现状
1.FL型含油污水处理装置:主要组成部分由油水分离器、纤维球过滤器、空气压缩机、空气净化器、储气罐、再生机、提升泵及电柜。
2.设备在日常的运行中经常会出现一些问题, 阻碍着污水处理的正常进行, 其原因主要有以下几点:
1.对水质波动性估计不充分, 没有将含油污水处理看成完整的工艺系统, 流程太短, 工艺短缺。
2.每个处理单元针对污染物目标不明确, 各段处理效率不明显。
3.水力学条件考虑不周全, 短流或异重流, 影响处理效果。
4.FL或HBP型含油污水处理装置是集分离、除污、过滤为一体的成套设备, 其对进水水质是有严格要求的, 无论是对主分离流程还是对滤料再生等其他辅助流程来说, 高度集约化结构设计肯定会导致装置内水力学条件很难保证。
5.不同的季节和不同的水质对设备管线腐蚀程度考虑不充分, 设备选材、防腐、保温等措施考虑不周。
五、污水处理工艺探讨
1.离子稳定技术:油田注入水电化学离子稳定技术 (简称离子稳定技术) 。水质处理技术的基本思路是通过分析污水的性质与水质指标的内在联系 (如污水的化学成分与腐蚀、结垢、细菌繁殖、破乳与凝聚的关系) , 选择针对性的药剂、设计与药剂配套的设备、确定各个处理设备优化组合的处理工艺, 系统的解决水质的净化与稳定问题。
(1) 溶气功能及原理:在装置的进水管上进行溶气增氧, 改变硫酸盐还原菌 (SRB) 的生存条件, 用以抑制硫酸盐还原菌的繁殖, 但是增加了污水的腐蚀性;水中溶解二氧化碳产生碳酸根离子, 与钡、锶、钙离子反应生成钡碳酸、锶碳酸、钙碳酸;水中溶解氧水解产生氢氧根, 可以和亚铁离子、镁离子反应分别生成氢氧化铁和氢氧化镁沉淀;溶气气浮除了心可溶性气体的污水放入设备内的涡分量, 产生涡流旋转, 由涡圈向内的石油和天然气, 油气运移的旋转所产生的离心力, 包括全面收集后油浮在油箱顶部的浮力, 从顶部收油口由气体将油带出回收, 此方法可以去除浮油、分散油和轻质有机物。
(2) 加电功能及原理:电极化防垢:当水流经高压电极, 进行高电压电场的极化处理溶解的粒子表面电荷的增加, 它成为超荷电粒子。这些粒子具有相同的电荷, 作为两个相同的磁极相互排斥, 因为这避免了颗粒之间的排斥力, 从该溶液中沉淀出的聚集体, 形成无结垢沉淀的能力;清洁电极:将装置插入后的带电粒子超级带电, 与水通过固有的污垢, 水和超荷电粒子转印充电到颗粒的污垢层, 从而使粒子表面的污垢层也携带相同的电荷, 从而使污垢层的颗粒互相排斥的固有氧化皮层剥离背面的溶液, 与水一起流走, 从而设备和管线的污垢被去除。
(3) 电极化杀菌功能及原理:高压电场情况下, 水中O2-、H2O2、·OH等均为活性氧物质, 它们均有强度不同的氧化性能, 可以通过与菌类生物的表膜或DNA作用达到有效地杀灭细菌的目的。
结束语
低渗透油田采出水处理 篇3
关键词：安塞油田；油田采出水；采出水处理工艺
中图分类号：X703
文献标识码：A
文章编号：1009-2374(2009)04-0141-02
一、安塞油田采出水处理工艺技术现状
20世纪90年代后期，为使用油田可持续发展的要求，安塞油田加大了采出水的治理力度。根据新建区块注水水源紧缺和老区采出水量逐年增加的状况，确定了新建区块优先考虑采出水回注，老区块采出水系统逐步更新改造，采出水去向逐步改为回注油层，并杜绝采出水外排。现在采用的采出水处理工艺技术主要有三种：
(一)斜板除油+三级改性纤维球精细过滤技术
此流程主要以斜板除油、三级改性纤维球、絮凝、杀菌处理方法模式，该工艺流程以实现采出水达标回注为目的，主要流程采用压力罐除油、改性纤维球过滤器过滤，精细过滤系统通过三级过滤装置对采出水进行深度处理。在配套投加絮凝剂、杀菌剂、助凝剂、缓蚀剂。同时，过滤器采用编程式压差自控反冲洗流程，避免因人工操作失误而不能严格定期对过滤器进行反洗，并减轻了工人的劳动强度。
通过对处理水质监测资料分析，该工艺技术在运行初期，主要悬浮物和含油等指标均能达到10mg/l以下，运行一段时间后，随着设备过滤精度及能力的下降，处理后的水质指标上升，滤料有时出现污染。
(二)两极核桃壳+两级改性纤维球精细过滤技术
此流程主要以斜板除油、两极核桃壳过滤、两级改性纤维球过滤、絮凝、杀菌技术。该工艺特点是以采出水回注为目标。工艺流程首先是沉降罐来水进除油罐，采出水在该罐内进行油水自然分离沉降。然后进入缓冲罐经污水提升泵提升至核桃壳过滤器和改性纤维球过滤进行深度过滤。过滤流程可根据实际需要串联或并联运行。并配套絮凝、杀菌等措施。此外通过设定反洗时间，自动控制进行反冲洗，采用自动控制系统进行流程运行状况的监控，提高了过滤设备的使用效果和寿命。
通过对处理水质监测资料分析，该设备在运行初期，主要悬浮物和含油等指标均能达到10mg/l以下，随时间的延长，过滤精度及精度出现下降，致使部分水质超标。
(三)斜板除油+气浮选除油+纤维球过滤器技术
此流程主要以斜板除油、气浮选机、纤维球过滤器、絮凝、杀菌处理方法模式，该工艺流程以实现采出水达标回注为目的，主要流程采用压力罐除油、气浮选除油、纤维球过滤器通过三级过滤装置对采出水进行深度处理，在配套投加絮凝剂、杀菌剂、助凝剂。气浮选技术采用高压溶气气浮选技术并配套化学混凝和絮凝技术以有效去除悬浮物和含油，并针对油田矿化物高，存在较为严重的腐蚀性特点，采用氮气作为溶气气源以减少设备腐蚀。
通过对处理水质监测资料分析，该工艺技术在处理后，主要悬浮物和含油等指标均能达到10mg/l以下，但此设备存在滤速较低、反洗困难的缺点。
二、安塞油田主要的采出水处理设备
安塞油田目前采出水处理系统的主要工艺设备有沉降罐、除油罐、过滤器以及浮选机等。
(一)沉降罐油水分离技术
沉降罐是采出水系统的源头，其运行好坏直接影响到整个采出水系统的运行效果。其工艺原理为：油水混合物由进口管线经配液管中心汇管和辐射状配液管流入沉降罐底部水层进行水洗。破乳剂作为一种表面活性剂，降低油水界面的表面张力，因油水密度差异，较小粒径水滴向下运动，油向上运动，实现油水分离。上升至集油槽的原油，含水率逐渐减小。经原油溢流管流出沉降罐；分离后的污水经上部水箱，由脱水立管排出。
(二)除油罐除油技术
除油罐是采出水处理系统关键设施之一，其结构较复杂，中心反应筒内的聚丙稀多面球及中心反应筒外的斜管组是除油的主要材料。
其工艺原理为：含油污水由进口管线经过中心反应筒后，进人喷淋管线，先在上部分离区进行初步的重力分离，较大的油珠颗粒先行分离出来，然后污水通过斜管区，油水进一步分离。分离后的污水在下部集水区进入集水管、汇集后的污水由中心柱管上部流出除油罐。在斜管区分离出的油珠颗粒上浮到水面，进入集油槽后由出油管排出到收油装置。其结构如下图2所示。
(三)含油污水核桃壳、改性纤维球过滤技术
工艺原理：利用核桃壳、纤维球滤料作为介质，形成滤层，过滤时水流从上而下，将污水中的油和固体颗粒清除掉，同时因为滤料比重略重于水，并且本身具备亲水憎油性，可以实现反洗再生。
核桃壳：利用核桃壳作为滤料介质，形成滤层，过滤时水流从上而下，将污水中的油和固体颗粒清除掉，同时因为核桃壳滤料比重略重于水，并且本身具备亲水憎油性，可以实现反洗再生。
改性纤维球：改性纤维球丝径细，表面积大，叠加后滤层孔隙小，过滤时水流自上而下，依靠直接拦截、惯性拦截、表面吸附等机理除去水中机械杂质及油类，纳污量大，过滤阻力小。
(四)浮选机气选浮除油技术
浮选机是平衡态一体化装置中的重要设施，其原理为：循环泵抽吸部分污水作为循环水，循环水高速运动经罐底喷嘴，把循环氮气导入处理水。在浮选腔中喷射器把小气泡均匀分布于浮选室中，污水连续流经四级浮选室，一系列微气泡将油和悬浮物提升至液体表面，形成泡沫层。上部收油槽将泡沫层从液体表面撇除。污水经四级浮选进入薄壁堰腔，溢流进入下一流程。气体和部分处理水从储水腔道浮选腔进行再循环。
三、存在的主要问题
(一)采出水中矿化度较高，造成污水处理设施腐蚀结构严重
采出水中矿化度较高，且含有较高的钙、镁等成垢离子，水中含有大量硫酸钠、碳酸氢钠等，具有明显的结垢、腐蚀特征。部分区块地面系统及井筒结构较为严重，个别站场在运行1～2年后出现运行不正常的状况，油水井及地面管网维护工作量较大。
(二)部分站点脱水系统不正常，影响油水分离效果
油水分离对药品浓度、处理温度、明水高度等参数要求较高，部分站点加药浓度较高、沉降温度较低、沉降罐多年不清理、明水控制不合理等多种因素导致采出水中含油量高、杂质较多，给采出水处理系统带来沉重负担。
(三)部分站点采出水处理规模及工艺流程有待完善和改进
部分区块因产出量上升导致采出水处理系统能力明显不足，设施超负荷运行，系统配套能力不够。部分除油罐由于多年不清理、附件损坏、不定期排污等多种原因导致除油效率较低。较多精细过滤设备出现故障，过滤器污染严重，设备维修跟不上导致水质不达标。
(四)采出水带来的环保问题
采出水经过改性处理后虽然实现了水质达标，但由此而产生的大量污泥由于尚无成熟的配套技术和可利用的途径，日积月累，堆积如山，粉尘四散，造成地面环境的严重污染。
四、发展方向
(一)加大工艺技术的完善配套
对现有各种工艺技术在生产运行中暴露出的问题和不足进行专题研究，如工艺流程、设施结构、工程材料、自动化控制等具体问题，使每种工艺更加完善配套。同时对每种工艺技术的适应性进行论证和现场试验，做到根据油水物性和水质特点选择相适应的工艺技术。
(二)进行高效过滤技术的攻关研究
现有过滤技术的突出问题是滤料的适应性。最有效提高过滤器性能的途径是改善滤料性能。由此，改性纤维球滤料应运而生。改性纤维球滤料由人工造粒形成，其几何形状为球形，十分接近过滤理论计算要求的理想球形。使滤料过滤过程与过滤理论的描述十分接近，有利于控制和提高过滤效率，便于反洗再生。经室内试验表明，对油田采出水过滤处理，该滤料除油、除悬浮物效率更高。下一步应扩大在安塞油田现场应用研究。
(三)加强污泥回收利用技术研究
应对污泥的快速沉淀、回收处理和有效利用综合研究。需在对污泥成分及物理、化学性质进行分析的基础上，采取有利措施进行沉降、回收、脱水后，对干化污泥经焚烧回收利用热量后外运铺路，若有机成分较多也可研究有机物的回收再利用技术。
(四)加大回注力度。提高采出水利用率
低渗透油田采出水处理 篇4
超滤反渗透处理城市二级生活污水处理厂出水中试研究
摘要：本实验采用超滤反渗透处理二级城市生活污水出水,进行生活污水回用实验研究.实验结果表明:超滤反渗透对处理后出水的COD,TP,TN,TDS,Cl-处理效率分别为90%,95%,95%,99%,97%以上.超滤反渗透出水达到能够完全满足《城市污水再生利用景观环境用水水质标准》(GB/T 18921-),可以回用于景观用水.除N的指标外可以满足地表水二类水质标准,绝大部分指标满足饮用水水源标准.作 者：杨琦 尚海涛 席宏波 王洪臣 甘一萍 YANG Qi SHANG Haitao XI Hongbo WANG Hongchen GAN Yiping 作者单位：杨琦,尚海涛,席宏波,YANG Qi,SHANG Haitao,XI Hongbo(中国地质大学,北京,水资源与环境学院,北京,100083)王洪臣,甘一萍,WANG Hongchen,GAN Yiping(北京城市排水集团有限责任公司,北京,100022)
期 刊：膜科学与技术 ISTICPKU Journal：MEMBRANE SCIENCE AND TECHNOLOGY 年，卷(期)：, 27(3) 分类号：X703.1 关键词：污水回用 超滤 反渗透低渗透油田采出水处理 篇5
1 对油田采出水处理新技术分析的必要性
就目前来看, 我国油田采出水技术仍处在初级阶段, 其处理技术仍比较单一的处理技术单一, 在实际应用过程中仍有很多不足之处, 再加上没有完善的配套体系没有结合国外先进技术对油田原油过滤技术进行改进, 使得现有油田采水技术在一定程度上缺乏深度处理, 即便在实际油田采出水处理中应用, 也不能更好的发挥其作用;油田采出水设备陈旧、配套性差, 使得其不能更好的满足复杂的油田出水处理工艺需求, 再加上其成本高, 也不能满足高含水油田开发的需求;油田处理水药剂药效相对较低、使用范围小, 使得其处理水水质得不到保证, 进而使腐蚀和结垢现象更加严重;因油田采出水含有大量的聚合物分子, 如果没有先进的过滤技术、设备和药剂等作保证, 其聚合物分子的粘度就会增加, 甚至形成稳定的乳化油, 一旦形成稳定的乳化油, 油田采出水中的油和水就更不容易分离;原有的油田采采出水技术自动化程度较低, 管理水平也较低, 使得其生产效益也相对较低。要想保证油田采出水质量, 就应该对油田采出水新技术进行研究, 以保证油田采出水水质标准。
2 对油田采出水处理新技术进行分析
2.1 对全物理性膜分离技术进行分析
全物理性膜分离技术作为合成膜技术, 其是在原有技术的基础上, 对原油成膜表面进行改性, 并加入具有化学破乳亲水亲油疏水官能团材料, 使其具有破乳功能。在对油田采出水进行处理的时候, 油污水一旦通过全物理性膜, 其官能团就能改变采出水中乳液颗粒亲水亲油平衡性, 使油田采出水乳化、聚集、粗粒化并分离, 最终形成净化水质。全物理性膜分离技术是集表面技术和膜分离技术为一体的新型技术, 不仅能摆脱了传统过滤模式, 使用具有破乳功能的分离材料, 省去化学药剂处理环节, 实现全物理破乳和污水处理过程, 也能使油田采出水工艺和管理简单方便, 同时也能达到高效节能的目的。
2.2 对超声波技术进行分析
超声波技术作为机械波, 在传播过程中具有机械作用、空化作用和热作用。在对油田采出水进行处理的时候, 其会利用自身的机械振动使油和水等介质产生凝聚、破乳和释气。具体来说, 在机械振动过程中, 油滴和水滴会随之移动, 使小油珠聚集成大油珠, 使小水滴聚集成大水滴。在聚集的过程中会因自身重力的差异, 使大水滴迅速下沉, 油珠上浮, 最终使油水破乳分离。此外, 超声波降低界面张力, 也能使油田采出水破乳分离。超声波在强烈的空化作用下, 其能将油田采出水中的机械介质粉碎, 以降低固体颗粒, 以达到改善水质的目的。有研究表明, 油田采出水通过超声波处理后, 其悬浮物的总量会降低, 小粒径的浮化物会增加, 水的张力也会随之下降, 在一定程度上, 能减少腐生菌数量, 保证原菌数不便, 进而降低总含铁量和含油量, 使采出水的水质得以保证。
2.3 对水力旋流技术进行分析
水力旋流技术就是油田采出水在压力的作用下, 会以较高的速度进入圆筒的器壁, 并在筒内进行高速的旋转运动。因油和水的密度不同, 油田采出水会在高速旋转离心力的作用下使油聚集在旋流中央, 使水聚集在外圈, 进而实现油水分离。这种技术在曾在美国西部油田中应用, 将水力旋流器引入油田采出水流程中以替代传统的隔油和浮选单元, 其可以将油田采出水处理成蒸汽锅炉用水, 不仅节省了水资源, 同时也保护了环境。我国在大庆油田进行过水力旋流油田采出水现场试验, 其结果表明, 这种技术能将采出水混合物量浓度为1.00~1.80g/L油质降至0.02g/L, 其油水分离效率能达到90%以上。
2.4 对高氧化技术进行分析
高氧化技术是以化学或物理方法对污水中的有机物进行处理, 将其转化成无机物或是低毒易降解有机物。这种技术之前在制药、精细化工及印染等方面应用的比较广, 目前在油田采出水中也有所应用, 但是其仍处于初级阶段。主要技术主要用于表面含有活性剂的采出水, 其在实际应用过程中, 其会消除油田处理水界面的活性剂, 使油滴聚集或重排, 最后使其分离。当油田采出水界面层有Ti O2存在的时候, 有光照射, 其就会发生催化剂反应, 达到乳化油破乳目的, 进而除去油田采出水污染物, 保证其质量。
2.5 对生化技术进行分析
生化技术就是以微生物新陈代谢过程来降解油田采出水中的有机物, 并使其成为新的生物细胞和无机物, 进而达到除去有机物目的。因生化技术是在初级处理基础上的二级处理, 其已经在城市污水厂和工业污水处理中得到了广泛的应用。近些年来, 其在油田采出水中也有所应用, 并取得了一定成效。正常情况下, 在进入生化系统处理前, 其含油量应为50mg/L, 厌氧折流板反应器、好氧接触氧化等技术才能更好的发挥其效果。就目前来看。生物技术已经成为一种较为成熟的有机物去除技术, 其在油田采出水处理中将会有更好的前景。
3 结束语
随着石化污水专项治理工作不断的开展, 影响水质达标与否的因素也逐渐显现出来。毕竟油田开采过程中, 会对采出水进行处理, 如处理不当不仅会影响环境, 同时也会对地下水造成污染, 进而影响其水质。为了避免这些问题出现, 在对油田进行出水处理的时候, 就应该尽可能的采用新的处理技术, 将油田采出水问题降至最低, 进而使油田采出水水质达到正常标准。
摘要：随着油田不断的开展, 其油田采出水处理工作日益增多, 原有的石油采出水技术已经不能更好的满足油田采出水处理需求。在这种情况下, 有必要对原油的采出水处理技术进行分析, 并采用相应措施以便更好的满足油田采出水处理需求。本文主要从对油田采出水处理新技术分析的必要性、对油田采出水处理新技术进行分析两方面出发, 对油田采出水处理新技术应用情况进行分析。
关键词：油田采出水,理新技术,应用情况
参考文献
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[2]刘建兴, 袁国清.油田采出水处理技术现状及发展趋势[J].工业用水与废水.2007.38. (05) .[2]刘建兴, 袁国清.油田采出水处理技术现状及发展趋势[J].工业用水与废水.2007.38. (05) .
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[4]任连锁, 张登庆, 陈毅忠, 王车礼.油田采出水处理新技术[J].油气田地面工程.2006.22. (09) .[4]任连锁, 张登庆, 陈毅忠, 王车礼.油田采出水处理新技术[J].油气田地面工程.2006.22. (09) .