出水原因

出水原因（精选8篇）

出水原因 篇1

1 管井出水量下降原因分析

作为城市供水重要地下水源之一的管井, 往往会随着井龄的增长出现出水量下降。其常见的原因有:

1.1 地面环境对补水量的影响。经对哈尔滨市具有代表性的6眼管井近20余年的观察, 可将管井地表所处环境大致分为:具有长年良好植被覆盖 (其中以根系发达的树木为主) 的地面环境;具有季节性植被覆盖 (其中以农作物主) 的地面环境;无植被覆盖 (其中不含硬覆盖) 的地面环境三种情况。其地面环境与管井水位20余年间变化情况如表1。

由表1中列举的数据可见:具有长年良好植被覆盖的地下水位年均下降速度为0.57米;具有季节性植被覆盖的地下水位年均下降速度为0.64米;无植被覆盖的地下水位年均下降速度为1.01米, 下降速度高出第一种情况近一倍。同时根据长年观察井水的水质亦有差异, 其中以具有良好植被覆盖的水质为上乘, 其余渐次。

1.2 缠丝过滤器结垢钙化严重、过滤器表面积周围被细小泥沙堵塞, 集水断面减少, 导致管井内集水量下降, 甚至出现间歇性出水 (俗称“喘气”) 。

1.3 水泵叶轮气蚀严重或扬水管有泄压点, 导致取水机械效率下降, 影响出水量。

1.4 地下含水结构因地质变化, 产生的水量下降。

2 应对措施

2.1 对因地面环境的影响而产生的水量下降, 主要应采取以下应对措施:

2.1.1 有计划、高速度的在管井分布地区及周边种植根系发达的树木, 以树养水。

2.1.2 合理调整管井分布地区及周边地面的软、硬覆盖比例, 保护现有树木及绿地, 减少雨水的流失和蒸发。

2.1.3 加强宣传力度, 提高城市居民及各类建设部门的“保护地下水资源要从保护花草树木开始”的思想意识。

2.1.4 加强地下水资源管理, 杜绝无序开采和破坏性开采。

2.2 对缠丝过滤器结垢、过滤器表面堵塞、集水断面减少而产生的水量下降的应对措施:

解决此种情况的途径, 目前普遍采取的方法是清洗管井。而近几十年清洗管井常用的方式有:活塞式洗井和空压式洗井两种方式。两种方式各有利弊, 前者在井壁管不规格的条件下效果欠佳;后者设备投资较大且不利于流动施工。

我们在长期的生产实践中, 利用管井的自身设备稍加改动, 发明了一种利用水力射流法清洗管井的清洗方法, 简称“水射洗井法”。

水射洗井利用的全部设备有:原管井内取水用潜水泵、一个特制的多孔喷射清洗头、几个控制阀门、一块压力表, 其结构如图1。

水射洗井的工作原理为:

潜水泵抽取管井内水量供给喷射头, 经喷射头内腔增压结构增压, 再经导流槽, 将线状射流改变成散射状由喷嘴射出, 射流直接作用于井壁, 从而完成清洗井壁过滤器工作。清洗强度可通过调压阀门控制, 压力表指示清洗强度, 清洗后的污水通过排水阀门随时或分段排放。

水射法洗井, 可依据管井柱状图所示含水层或过滤管高程 (深度) 分段自由清洗。清洗强度视滤层、过滤管材质、堵塞程度、含砂粒径等因素而定。一般可分为强洗P=0.8-1.0Mpa;中洗P=0.6-0.8Mpa;弱洗P=0.4-0.6Mpa三个步骤进行, 直至水量、水质达标。

2.3 水泵叶轮气蚀、机械效率下降照成的水量下降, 只需对相应部位进行必要的维修即可。

2.4地下含水结构因地质变化, 产生的水量下降属不可抗拒力所致, 非人力所能改变。

结束语

在经过对管井出水量变化情况的长期观察, 和提高管井出水量的长期生产实践经验总结的基础上, 对造成的管井出水量下降的四种情况的原因进行了分析后, 对其中三种情况提出了应对措施。当然, 造成管井出水量下降的原因还有许多, 如同一区域内过量开采地下水资源;管井滤料空洞或松动, 导致封井胶泥滑落, 封堵管井集水断面;地下水位自然枯竭等。只要我们在生产实践中认真地、长期地、坚持不懈地以科学的态度对其进行观察和研究, 就一定会战胜因各种原因造成的管井水量下降, 从而不断提高我们的地下水供水水平, 造福于人类。

出水原因 篇2

关键词：污水处理,氨氮超标,原因,措施

湖北某县污水处理厂在对人们生活污水进行收集与处理中发挥较大作用。但随着近几年污水管网的铺设以及各个企业的增加，导致污水处理厂在上游地区对污水管网进行统一收集、外排执行工作中难以取得良好的效果。污水处理厂建成后期，出现了明显的氨氮超标现象。

1 污水处理厂出水氨氮超标的原因

1.1 COD去除情况

进水COD的时间大于设计数值期间，出水COD会随着进水浓度的变化出现波动现象，从而无法满足一定的设计要求。因为COD的平均去除率都为63%，一般相比较于设计要求低于70%，这种波动幅度都比较大。特别在4月份，不仅进水浓度不断增加，COD去除率也不断降低。造成该现象的主要原因为：(1)受较高的进水浓度的影响，超出了一定的氧化沟处理能力；(2)受有毒有害物质的影响，污水处理厂受到较大限制，从而降低去除效果。

1.2 氨氮去除情况

进水氨氮的含量一般在设计范围都会有波动，从而导致氨氮去除效果比较差。如果出水浓度比较高，氧化沟中的硝化作用与反硝化功能将会不断消失。造成该现象的主要原因为：(1)由于在进水中出现较高的有机物浓度，其中异养菌、硝化菌都不断消失；(2)硝化菌与反硝化菌对环境要求比较高，受有毒有害物质、高水温以及PH值的影响都会形成一定的抑制作用。

1.3 PH值的冲击

氨氧化菌与亚硝酸盐氧化菌生长的PH值都具有一定标准，如果超出了相对应范围，将会降低生物反应[1]。一般情况下，氧化菌适合生存在靠近碱性环境下，因此PH值的冲击都会造成一些影响。形成该现象的主要原因是由于受PH值的影响，氧化沟内硝化菌与反硝化菌受到限制，将使氧化菌转化为氨态氮，从而增加进水氨氮的含量。

1.4 水温过高现象

高水温也会对氧化沟系统产生影响，主要表现在：(1)高水温对氧化沟中存在的微生物量与微生物活性存在较大影响，特别在脱氧过程中，亚硝化反应受到温度的影响更为明显；(2)高水温对氧化沟中的曝气充氧效率也会产生一些影响，因为在高温情况下，氧化沟中的好氧会降低，从而影响污水处理厂的处理效果。

1.5 有毒物质的影响

受重金属对活性微生物毒性大小的影响，活性污泥脱氢酶活性的抑制程度也会存在一定变化。因为污水中含有一些铁、锰等重金属，从而影响到出水颜色。水处理微生物在硫酸盐条件下具有较强的耐受能力，其中一些微生物在高浓度的硫酸盐中会受到较大影响，尽管在氧化沟中也不能及时将污水中的高浓度硫酸盐有效去除[2]。

2 污水处理厂出水氨氮超标问题的解决

2.1 加大排污企业的监管力度

工业中存在的废水一般经过企业内部的污水处理设施进行排污，达到一定标准后才能排入相关管道。因此相关的环保部门要加大企业内部行为的监督与管理，其中，可以在排水口安装相关的监测设备，以加大监督力度。而且还可以成立有效的监督热线，并对企业中存在的偷排、超排现象进行举报、监督。在这种解决情况下，不仅能加大企业的污水处理力度，还能将污水治理作为环保发展中的主要任务，从而有效避免污水厂的水质超标现象。

2.2 建设污水废热利用工程

为了加强与企业的沟通与交流，就要建立污水废热利用工程[3]。一般情况下，高温废水能够影响氧化沟系统的正常运行，降低污水处理厂的水质。但高温污水也是一种资源，为了更好利用，可以建立污水废热利用工程，不仅将其回收利用，还能在较大程度上实现节能减排作用。所以污水处理厂应加强污水废热利用工程的建立，并明确其中各个部门的责任与相关利用，以促进高温废水资源的合理利用。

2.3 内部管理与设备维修

为了促进系统的正常运行，加强内部污水处理厂的内部管理工作以及相关的设备维修工作。根据严格的操作规程以及维修保养对污水处理厂中使用的设备进行处理。特别是一些设备在长期的运行条件下，受摩擦、高温、潮湿等情况会使一些设备零件的性能不断降低，应对其进行维修，以保证设备能够稳定运行。

2.4 建立应急预案

为了提高系统的抗冲击负荷能力，优化调度工作，建立有效的应急方案。(1)根据污水处理厂工艺的设计，合理管理；(2)根据水质、环境等因素的变化；(3)不断地调整工艺的运行参数，及时处理存在的问题，以保证污水净化处理工作能够合理完成；(4)加强对各种水质指标进行监测，特别是一些有毒微生物[4];(5)如果发生严重的水质超标现象，检测样品，然后明确样品危害的等级，从而降低整个污水处理系统遭到严重的破坏程度。

3 结束语

综上所述，根据文章对污水处理厂中氨氮增加的原因分析，相关部门以及政府不仅要加强对企业排放现象的监督与管理，还要制定出严格的解决方案。如果再出现问题，也能及时解决，保证污水处理厂实现良好的应用效果。

参考文献

[1]段付岗.单个SBR池工况恶化的原因分析及调整措施优化[J].中氮肥,2015,(4):21-24,25.

[2]刘礼祥,刘芳佞,夏永生,等.城市污水厂夏季出水氨氮超标突发事件的调查与分析[J].中国给水排水,2010,26(6):24-26.

[3]肖驰.提高污水处理场氨氮处理效果的措施[J].工业用水与废水,2015,(5):40-43.

小孩出水痘怎么治 篇3

2、小孩出水痘的时候，还是只是一些红色的小斑点，在几个小时以后，就会慢慢的发展成为绿豆般大小的水泡，并且有严重的瘙痒感。

需要注意的是，父母一定要阻止小孩将水泡抓破，这样很容易感染其他细菌，引起其他的水痘并发症。

3、小孩出水痘的时候，首先是在躯干部位出现一系列的症状反应，然后才逐渐的蔓延到头面部以及四肢。但总的来说，这些出水痘的症状，主要还是分布在躯干位置，面部、四肢出现的症状，往往要比躯干部为少。

出水原因 篇4

1.1 原油采出水性质

夹杂于原油中开采出来的间隙水实际是一种矿化度较高的矿化水, 尽管油田采出水成分有较大差异, 但总体来讲是一种强电解质溶液。油田采出水中应该特别注意的是以下几点:

(1) 油田采出水在部分流程中为封闭体系, 溶解氧极低, 但在敞开流程中溶解氧也是基本饱和的。而且由于溶解了大量的C O2和H2S (随不同油田而不同) , 以及添加的化学药剂等原因, 油田采出水一般呈酸性, PH在6左右。

(2) 按照油田采出水中优势离子的不同, 油田采出水又可以进一步分为碳酸氢钠型、氯化钙型等等, 不同类型的油田采出水又呈现出自己的腐蚀污损特点。

(3) 油田伴生气体CO2和H2S的影响。深层地层水含有大量CO2, 属于有机物氧化的产物。H2S存在于含硫油田, 在原油形成的过程中同时生成了这种气体。

1.2 几种主要腐蚀形态

1.2.1 均匀腐蚀

钢铁在油田采出水所处的P H值、温度、含氧量等环境条件下, 难以形成稳定的钝化状态。一般来讲, 钢铁腐蚀后产生的阴极、阳极产物会在基体表面形成一层不同价态的氧化铁锈层, 虽然这层腐蚀产物不如钝化膜那样完整致密, 但在一定程度上也阻滞了氧的进一步扩散速度, 降低腐蚀速率。但在油田采出水中溶解氧和CO2的协同作用下, 甚至难以形成腐蚀产物层。因此, 此条件下钢铁遭受均匀腐蚀为主。

1.2.2 坑蚀

坑蚀是指在钢铁表面发生的肉眼可见的具有一定面积和深度的局部腐蚀, 面积一般在几个平方毫米到几个平方厘米, 深度一般在1mm以上甚至穿孔。油田采出水环境中, 氯离子浓度比较高, 管道内壁沉积、磨损等则是诱发小孔腐蚀的外因。在现场我们发现坑蚀与垢层的形成密切相关, 这可能与垢层的疏密程度有关。

1.2.3 缝隙腐蚀

缝隙腐蚀是腐蚀性介质中金属材料的缝隙和其它隐蔽部位经常发生的严重局部腐蚀之一。当金属之间或与非金属之间存在缝隙时, 缝隙内外的氧浓度和电解质溶液组成常有差异, 并且伴有自催化作用。由此形成活化—钝化电池或氧浓差电池后更加剧缝隙, 内部 (阳极区) 的腐蚀。

1.2.4 接触腐蚀 (电偶腐蚀)

接触腐蚀泛指不同材质间相接触并处于电解质溶液中所发生的电化学腐蚀。接触材料中包括金属和非金属材料, 其中不同金属或相同金属不同状态之间的接触腐蚀又称为电偶腐蚀。电偶腐蚀中作为阳极的金属部分发生氧化而遭受腐蚀, 而作为阴极的金属部分则往往得到不同程度的保护。

2 采出水处理系统运行概况

王十六转目前采用的水处理技术包括:

(1) 物理重力分离法。重点是去除采出水中的矿物质和大部分固体悬浮物、油类。

(2) 滤床吸附法。主要对经前期处理后的采出水进行精细处理, 出去采出水中的细小的油珠和悬浮物。

(3) 化学法。主要是通过向采出水中添加药剂, 使细小的悬浮颗粒聚集成较大的悬浮颗粒而沉降, 便于与水相分离。

3 油田采出水的防腐措施

控制或防止油田采出水系统的腐蚀有很多方法, 主要有:

(1) 改变水体组成, 如通过改变p H值, 除去溶解氧等措施来消除采出水中引起管线设备的腐蚀因子;

(2) 使用缓蚀剂以及杀菌剂各种药剂;

(3) 采用阴极保护;

(4) 提高管线设备的材质。

目前本站采用的是方法 (2) , 即通过采用在隔氧条件下通过添加絮凝剂、杀菌剂和缓蚀剂来抑制采出水处理设备和采出水管线的腐蚀。

目前我站使用的无机絮凝剂型号为XN—90, 从现场使用情况看, 絮凝剂的适宜用量选为80mg/L。

我站使用的杀菌剂为AD52—168以及Q D—707两种型号, 杀菌剂的适宜用量为100m g/L。为了节约水处理费用, 目前我站采用冲击式加药。为避免细菌产生耐药性, 将这两种杀菌剂交替使用。

4采出水系统防腐的改进措施

在控制或防止采出水系统的腐蚀的各种方法中, 我站仅仅采用了第二种方法, 故控制采出水的腐蚀仍有很大的改进空间。

其中包括改变水体组成, 如通过改变pH值, 除去溶解氧等措施来消除采出水中引起管线设备的腐蚀因子、对管线进行阴极保护以及提高管线设备的材质等方法。下面我们从实际出发探讨这些方法的实际应用。

4.1 pH调节剂的优选

采用NaOH作为p H调节剂, 现场配制成4%NaOH溶液, 分别将1000mL采出水原水pH值调节至7.0、7.5、8.0、8.5, 充分搅拌, 并观察实验现象。

从表1可以看出, 本实验选用NaOH溶液调节采出水的pH值至7.5作为最终处理后废水的适宜pH值。

4.2 采用阴极保护

采用阴极保护对采出水系统进行防腐是一种成熟的工艺技术, 防腐效果也比较理想。

4.2.1 阴极保护的两种方法

(1) 牺牲阳极法:将被保护金属和一种可以提供保护电流的金属或合金 (即牺牲极) 相连, 使被保护体极化以降低腐蚀速率。

(2) 强制电流保护法:将被保护金属与外加电源负极相连, 由外部电源提供保护电流, 以降低腐蚀速率。

(3) 提高管线设备的材质

提高管线设备的材质也是一种防腐措施, 但也由于费用较高我们可以将重心转为对注水管线的防腐方面, 及对管材的涂层保护中。

对金属设施采取涂层防腐措施是最直接、最经济的方法, 防腐涂料时涂层防护的关键, 试验和实践证明, 环氧型和环氧聚氨酯型防腐涂料的耐油、耐温、耐采出水性能较好, 应用前景广阔。

参考文献

[1]油气田腐蚀与防护技术手册编委会.油气田腐蚀与防护技术手册[M].北京石油工业出版

[2]杨云霞.我国主要油田采出水处理技术现状及问题[J].油气田地面工程

稠油采出水处理中试 篇5

活性焦是以劣质煤为主要原料制备的一种具有吸附和催化双重性能的粉末状材料,发达的中孔结构决定了其对大分子、长链有机物以及无机物均有较强的吸附特性,可通过过滤和吸附两种功能对污水进行处理。与活性炭[7]相比,活性焦既具有活性炭的特点,又克服了活性炭价格高、机械强度低、易粉碎的缺点。鉴于以上优点,目前活性焦已成为难降解有机废水、油田采出水处理的研究热点。

本工作开发了稠油采出水COD活性焦组合工艺处理技术,以国内某油田经隔油-气浮工艺处理后的稠油采出水进行中试,对预吸附—水解酸化—曝气生物固定床滤池—后吸附组合工艺进行研究,稳定进水水质,提高污水可生化性,吸附难生物降解物质,使污水经过组合工艺处理后能稳定达标排放。

1 试验部分

1.1 试验材料

稠油采出水:国内某油田采出水经过隔油—气浮处理后的出水,出水温度为45~55℃,原水水质见表1。

mg/L

活性焦:以劣质褐煤为主要原料制备而成的粉末状物质,吸附量为50~100 mg/g。

生物载体:改性聚氨酯,呈矩形泡沫状,规格为5 cm×2 cm×2 cm,载体层高度1.5 m,载体量为21 m3。

高效石油专性降解菌:中跃环保科技集团,投加量为1 g/L(以有效容积计)。

1.2 工艺流程及运行参数

工艺流程见图1。稠油采出水由泵提升至预吸附池,其内安装搅拌器,进水与回流活性焦泥均匀混合,出水经过沉降池1后自流到上升流速为0.22m/h的水解酸化池,随后经过气水比10∶1(体积比)的曝气生物固定床滤池处理后,自流到后吸附池,池内活性焦的投加量为2 kg/m3,混合液自流到沉降池2。上清液自流到下一级后直接外排,部分焦泥回流到预吸附池,剩余焦泥脱水外排或作为燃料。污水处理系统设计流量为1 m3/h,各单元工艺参数见表2。

预吸附启动阶段,可以通过投加新活性焦的方式,使吸附池内活性焦浓度快速达到所需要的浓度。而在稳定运行阶段,不需要投加新的活性焦,通过将后吸附焦泥按进水流量的15%~25%(w)回流至预吸附池,以维持预吸附池中活性焦的浓度。

中试生化装置启动阶段进行闷曝,水解酸化和生物曝气固定床滤池分别按n(C)∶n(N)∶n(P)=300∶5∶1和n(C)∶n(N)∶n(P)=100∶5∶1比例投加营养,待微生物培养工作完成后,开始逐步进水,流量逐渐增加至满负荷流量(1 m3/h),监测有机物的降解效果,考察该生化工艺运行的稳定性及处理效果。

1.3 分析方法

采用重铬酸钾法测定COD[8]232-235;采用五日生化法测定BOD5[8]249-252;采用红外分光光度法测定ρ(石油类)[8]491-492;采用纳氏试剂分光光度法测定ρ(氨氮)[8]444-445;采用碱性过硫酸钾消解紫外分光光度法测定TN[8]448-449;采用重量法测定SS[8]129-130。

2 结果与讨论

2.1 生化装置的启动与稳定运行

水解酸化—曝气生物固定床滤池的COD去除效果见图2。由图2可见,随着运行时间的增加,生化出水COD逐渐降低,直至达到110 mg/L左右,处理效果较稳定,COD去除率为50%~70%。

2.2 预吸附单元对水质的稳定效果

稠油污水水质、水量变化较大,若直接进入后置生化处理单元会对微生物造成较大冲击,抑制微生物的活性甚至死亡,而预吸附单元可以有效解决这一问题。预吸附单元对COD的去除效果见图3。

由图3可见:预吸附单元进水COD的波动范围较大,在408.6~526.7 mg/L之间,均值为465.5 mg/L;而预吸附出水较为稳定,COD均值为265.1 mg/L,单元COD去除率均值达到43.1%,说明预吸附单元具有较强的稳定性和抗冲击负荷能力,能适应水质水量变化较大的稠油采出水,为后续生物处理单元提供稳定有利的进水条件。

2.3 后吸附单元对难降解有机物的吸附效果

经过预吸附与生物工艺处理后,稠油污水中的污染物主要是难生物降解的物质,无法继续通过生化方法而被去除,出水水质不能达标外排,而后吸附工艺可以通过投加活性焦对其进行深度吸附处理。后吸附单元对COD的去除效果见图4。由图4可见,当后吸附进水COD为75.3~105.5 mg/L(均值为89.7 mg/L)时,后吸附单元的平均去除率为48.5%,出水COD为42.1~49.6 mg/L(均值为46.2 mg/L)。

2.4 组合工艺稳定运行阶段的处理效果

组合工艺COD的变化见图5,由图5可见:预吸附进水COD为408.6~526.7 mg/L,波动范围较大,而预吸附出水COD均值为265.1 mg/L;水解酸化—曝气生物固定床滤池出水COD均值为89.7 mg/L;后吸附出水均值为46.2 mg/L。组合工艺的平均COD去除率达90.0%。

组合工艺BOD5/COD的变化见图6。由图6可见,预吸附出水BOD5/COD值为0.08,经水解酸化后出水BOD5/COD值达到0.25,曝气生物固定床滤池出水BOD5/COD值变为0.14,水中主要是难降解有机物。水解酸化段BOD5/COD值升高的原因在于,在水解酸化池中部分难生物降解的有机物转化为易生物降解的有机物,导致BOD5的升高,同时污水中许多易降解的有机物被微生物直接摄取,宏观表现为COD的下降,所以水解酸化池出水的BOD5/COD值增大,即可生化性提高。

组合工艺进出水水质和排放标准见表3。由表3可见,出水中主要污染物的指标均已达到DB 21/1627—2008《辽宁省污水综合排放标准》[9]。

mg/L

3 结论

a)构建的预吸附—水解酸化—曝气生物固定床滤池—后吸附组合工艺可以有效处理水质、水量变化较大及含有大量化学添加剂的稠油采出水,无二次污染,COD去除率达到90.0%,出水COD均值为46.2 mg/L,主要污染物水质指标均满足DB 21/1627—2008《辽宁省污水综合排放标准》。

b)预吸附单元可去除污水中大分子的有机化合物,单元COD去除率均值为43.1%,出水较为稳定,COD均值为265.1 mg/L,稳定水质的同时可降低后续生物反应的抑制毒性。

c)水解酸化—生物曝气固定床滤池的单元COD去除率为50%~70%,出水COD平均值达到89.7mg/L。其中水解酸化单元将难降解的物质转化为小分子易降解的物质,BOD5/COD值由0.08提高至0.25,为后续曝气生物固定床滤池提供有利稳定的进水条件。

d)后吸附进水COD为75.3~105.5 mg/L(均值为89.7 mg/L)时,后吸附单元平均COD去除率达到48.5%,出水COD为42.1~49.6 mg/L,均值为46.2 mg/L。

摘要：以活性焦为吸附剂,采用预吸附—水解酸化—曝气生物固定床滤池—后吸附组合工艺中试处理稠油采出水。试验结果表明,当预吸附进水COD为408.6~526.7 mg/L、预吸附池活性焦泥回流量为25%(w)、水解酸化池上升流速为0.22 m/h、曝气生物固定床滤池气水体积比为10∶1、后吸附池投加新活性焦2 kg时,组合工艺对稠油采出水COD的去除率达到90.0%,出水COD均值为46.2 mg/L,出水水质满足DB 21/1627—2008《辽宁省污水综合排放标准》。

关键词：稠油采出水,水解酸化,曝气生物固定床滤池,活性焦,吸附

参考文献

[1]任永忠,陈素宁,刘智金,等.油田外排污水处理技术及研究进展[J].安全与环境工程,2011,18(2):46-49.

[2]Xiaojing Wang,Goual L,Colberg P J S.Characterization and treatment of dissolved organic matter from oilfi eld produced waters[J].J Hazard Mater,2012,5(217/218):164-170

[3]王璟,毛进,赵剑强,等.稠油热采废水回用电站锅炉补给水工艺[J].化工进展,2015,34(12):4407-4414.

[4]Campos J C,Borges R M H.Olifi eld wastewater treatment by combined microfiltration and biological processes[J].Water Res,2002,36(1):95-104.

[5]陈进富,刘如意,赵立军,等.基于COD构成的油田含油污水升级达标处理技术探讨[J].工业水处理,2013,33(2):70-72.

[6]仝坤,张以河,宋启辉,等.稠油废水破乳剂的研究进展[J].化工环保,2013,33(1):28-32.

[7]冯玥,石文静,谭德俊,等.活性炭催化臭氧氧化处理染料废水生化出水研究[J].环境科学学报,2013,33(10):2724-2729.

[8]国家环境保护总局.水和废水监测分析方法[M].4版.北京:中国环境科学出版社,2002.

光明,是阴影含笑出水的莲 篇6

难忘去年夏天, 高考落榜的消息伴着一场骤雨降落, 难忘雨里的奔跑和哭喊, 几乎所有的情感细胞都破灭了自己的希望和父母的期望。我曾歇斯底里地哭喊:“为什么在我第一次试飞时就将我稚嫩的翅膀折断?为什么在我即将踏入门槛时将我冷漠地关在门外?为什么在我即将登上山顶时却将我无情地推下无底的深渊?”我像一只陷入了泥潭的黑海鱼, 不能呼吸, 不能前进。

我坚持选择另一条出路, 父亲却执着地将我送进复读的学堂, 父亲告诉我:“读书就像种田一样, 不能因为一年没有收成而从此罢手。”最终, 这朴实的话语打动了我, 我选择了复读, 我的动机很单纯, 只是想证明一下, 就像农人打粮一样, 别人能打一石, 我也能打十斗, 我也相信, 走过那片阴影, 我一定可以寻得到一方属于我自己的光明。

因为, 光明是阴影含笑出水的莲。

曾经有人对我说, 含泪播种的人一定可以含笑收获。我想这是真的。但是, 改变的确需要勇气, 那段日子对我来说的确很不好过, 但我庆幸, 我终于笑着走过来了。

最痛苦的日子都历历在目, 我也相信, 我可以笑着走下去。其实人最大的敌人是自己, 这么长时间以来, 我一直在给自己做斗争。最初的梦想, 紧紧地握在手上, 最想去的地方, 怎么能够中途返航?最初的梦想一定会实现, 实现了整个渴望, 才算到了天堂!我哪怕双手被划破, 双脚被磨破, 索性让夕阳涂抹道路, 让鲜血化为杜鹃!因为我相信, 走过这段最难的日子, 我一定可以寻到一片光明。

因为, 光明是阴影含笑出水的莲。

倘若有机会重新筑建我的心房, 我要给它装上两扇窗, 一扇面向人群, 一扇面向大海, 我要让每一个经过窗前的人都能透过我的窗, 看到我的海。那是一片浩瀚无垠的碧海, 让每个经过窗前的人都能通过我的窗, 看到我的心, 因为它会告诉每个人:

油田采出水处理工艺浅议 篇7

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

油田产出水的管理及处理 篇8

1 油田产出水

油田产出水组分包括有机物和无机物两部分, 油藏类型不同, 地层水的组分差别也很大。而随着产出水回注、油藏增产措施的实施、油藏内细菌活动的影响、油田地理位置的不同以及储集的地层水和所形成的烃类的不同, 产出水物理和化学性质都有很大差异。同时在生产过程中往往会添加各种化学处理剂, 化学处理剂的应用使得产出水中残留各种化学物质。化学处理剂包括:结垢抑制剂、腐蚀抑制剂和生物杀伤剂和破乳剂、反向破乳剂、凝结剂、絮凝剂、消泡剂、石蜡和沥青处理剂[1]。

以下污染物是水处理的关键:总溶解固体 (T DS) 的含量高;油和油脂;悬浮固体;溶解和挥发性有机化合物;重金属;放射性核素;溶解的气体和细菌;杀菌剂, 腐蚀抑制剂, 如生产中使用的化学添加剂、乳化剂和反向破乳剂[2]。

2 水质评价

油田产出水一般是地层水和注入水的混合物, 其水质主要取决于注入水的影响, 油田对注入水质的基本要求为“不腐蚀注水流程, 不堵塞油层”。即就是要严格控制注入水中悬浮固体的浓度和粒经, 控制注入水中溶解氧的含量、二氧化碳、硫化氢的含量, 从而有效的抑制细菌的活动, 并且注入水要与油层岩石地层水相配。

制定注入水水质标准是为了利用最廉价的水, 来满足油田注水井对注入水量的需要。或在能满足注水井长期配注要求的前提下, 水质标准可放宽。一般注水水质需达到机械杂质含量小于2m g/L和总铁离子含量小于等于0.5m g/L的指标。

3 常规管理方法

水影响着石油开采的每一个阶段, 从勘探、开发、生产, 到最终放弃。采出水问题主要取决于油藏地质、油藏条件、流体性质、流入井内水的来源和流入井筒流入点。水从附近的一个含水层或由注入水产生的, 最终将与油混合, 并与油一起产出。水流通过油藏, 到生产油管和表面处理设施, 并最终进行处理或注入储层来保持压力。水的运动被称为“水的循环”。

一般水管理为诊断, 减少, 再利用和处理。诊断是找到水的来源;减少意味着最大限度地减少产出水;再利用是指变水为宝, 处理之后的水, 以满足环保的要求。如图2所示, 美国壳牌公司的“水变钱”项目, 他的基本观点是经济和环保, 项目的主要目标是降低产水量, 降低常规水处理方法的成本和增加现有设施水平的处理能力, 采用水管理计划中最重要的一点就是尽量使采出水最少, 其次“变废为宝”[3]。

3.1 诊断

在处理之前应进行产出水识别, 水管理的第一步是评估和诊断水源。过量的产出水是由各种原因引起的, 因此, 治疗产出水的问题, 实现较高的成功率, 首先必须正确识别问题的根源。然而, 实际油田应用过程中, 由于不正确诊断水产出问题, 堵水成功率低。

诊断常见出水问题是非常复杂的任务, 出水问题的原因需进行详细讨论。例如, 套管泄漏问题可由密封性试验, 如液压试验、地温测量、流量剖面工具, 如放射性示踪剂测井、旋转测验、生产测井工具、水泥胶结测井、井下电视仪、压力干扰测试等实验测量。

3.2 减少产出水排放

尽量减少水的产出是水管理的不懈追求, 将采出的水量最小化, 可以降低生产、水处理等成本, 并且消除了对环境的影响。减少产出水量的技术有治水、井下油水分离、水平生产井和双层完井渗水坑[4]。

3.3 再利用

油田污水处理后的用途主要有三种:处理达到石油行业回注标准后作为回注用水, 作为聚合物水溶液用水, 处理达到排放标准后外排。产出水有双重的潜在利益:减少产出水的合理处置费用, 如果产出水能在生产现场进行储量并且用于配置压裂液, 生产成本将大幅度降低;减少油田生产中注水、压裂等所用的大量淡水。经过液体稳定剂处理产出水配置糖基压裂液, 成功应用于压裂和治沙作业。

4 处理方法

4.1 常规处理方法

油田产出水的处理方法, 包括物理法 (去除采出水中的大部分油类和固体悬浮物等) , 重力分离、离心分离、粗粒化、过滤分离、膜分离等方法。化学法 (用于处理采出水不能单独用物理法或生物法去除的一部分胶体和溶解性物质, 特别是含油污水中的乳化油) , 混凝沉淀、化学转化和中和法。物理化学方法包括气浮法和吸附法。生物法常用的方法有:活性污泥法、生物膜法、自然处理法、厌氧生物法和生物强化技术[5]。

4.2 新型处理方法

产出水处理技术和经济可行性取决于水的初始成分、待用处理技术类型和处理后水的质量。通常而言, 近年来新型产出水的处理方法主要有:避免产出水;除去有毒的特殊成分, 例如脱硼, 从而有效的用于农业灌溉;调节钠吸附比率参数 (S AR) , 避免用于灌溉;渗滤及地下水回注时对粘土层的破坏;减少需要处理的盐水量;采用注气开采等。

5 结论

产出水的处理是一个重大的问题, 几乎影响着整个油井的经济效益。产出水是由各种因素引起的, 关键是要理解产出水的根本原因, 设计一个有效的处理方案, 将井的周期和利益最优化。对于每一个油田来说, 需要的是一套完整的采出水经营管理方法而不是单独的地面解决方案。

制定有效的产出水管理方法, 需要综合考虑设备的完善程度、油藏类型、开采速度、油田位置、需要遵守的法律和开发历史等因素。从可持续发展和环境保护的角度来看, 避免油田产出水和产出水回用是最有效的处理方法。研制开发新型处理药剂、技术和工艺, 是油田发展的需求, 水管理应纳入油田整体开发方案。

摘要：近年来我国石油生产能力呈逐年下降的趋势, 为了提高石油的采收率, 国内很多油田都步入了二次采油和三次采油阶段, 高含水率产出水管理成为关键任务, 油田产出水的特征各异, 使得处理过程复杂。本文就常规的产出水管理方法进行了论述, 即诊断、减少、再利用、处理外排。总结了当前正在采用的产出水管理新方法, 指出研制开发新型处理药剂、技术和工艺是油田发展的需求, 水管理应纳入油田整体开发方案。

关键词：油田产出水,水质评价,管理方法,处理方法

参考文献

[1]李剑英.油田产出水的净化及资源化研究[D].华南理工大学, 2010.

[2]袁玲, 江启胜.油田产出水的处理与再利用[J].广东化工, 2012.

[3]王晶玫.油田产出水处理技术及经营管理新理念[D].石油科技论坛, 2005.