Fuentes y procesos de tratamiento de aguas residuales de producción de petróleo.

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Aguas residuales de la producción de petróleo

La mayoría de los yacimientos petrolíferos de mi país se desarrollan mediante inyección de agua. Se necesitan entre 2 y 3 toneladas de agua para producir 1 tonelada de petróleo crudo. Especialmente en la última etapa de la producción de yacimientos petrolíferos, el contenido de agua del petróleo crudo puede llegar al 90% o más.

Las aguas residuales de la producción de petróleo ingresan a la estación de deshidratación y transferencia del sistema de recolección y transporte de petróleo crudo con petróleo crudo para deshidratación y desalinización. Estas aguas residuales "desaladas" ingresan a la estación de tratamiento de aguas residuales para formar aguas residuales que contienen petróleo específicas de los yacimientos petrolíferos, también conocidas como "agua producida" o "agua de salida".

(1) High oil content Generally, oil production wastewater contains 1000~2000mg/L of crude oil, and some contain up to 5000mg/L of oil. Oil production wastewater contains floating oil, dispersed oil, emulsified oil and dissolved oil, of which about 90% of the oil exists in the form of floating oil with a particle size >100um y aceite disperso con un tamaño de partícula de 10~100pm. El otro 10% es principalmente aceite emulsionado con un tamaño de partícula de 0,1~10 pm, y el contenido de aceite disuelto con un tamaño de partícula<0.1pm is very low.

(2) Que contengan partículas sólidas en suspensión. El tamaño de partícula es generalmente de 1 a 100 um e incluye principalmente partículas de arcilla, limo y arena fina.

(3) Alto contenido de sal. El contenido de sales inorgánicas de las aguas residuales de la producción de petróleo generalmente oscila entre varios miles y cientos de miles de mg/L, lo que varía mucho según el campo petrolífero y el bloque.

(4) Que contiene bacterias. Las aguas residuales de la producción de petróleo contienen principalmente saprófitos y bacterias reductoras de sulfato.

(5) Alta temperatura del agua y alto valor de pH. Las aguas residuales de la producción de petróleo también tienen las características de alta temperatura del agua (40 ~ 80 grados) y alto valor de pH.

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Aguas residuales de perforación

Durante el proceso de perforación, las aguas residuales formadas por la pérdida de lodo durante la operación de perforación, las fugas del sistema de circulación de lodo y el lavado de lodo y aceite en el equipo terrestre y las herramientas de perforación se denominan aguas residuales de perforación.

El lodo comúnmente utilizado en los proyectos de perforación está compuesto por arcilla, agua y agente de tratamiento en cierta proporción. Entre ellos, el agente de tratamiento actúa hidrolizando la arcilla, lo que mejora en gran medida el rendimiento del lodo para asegurar la velocidad de perforación y mejorar la calidad del pozo. La fase baja en sólidos y el lodo libre de sólidos se utilizan principalmente en perforaciones poco profundas, que tienen menos sustancias nocivas y un menor grado de contaminación. Cuanto más profunda es la profundidad de perforación, mayores son los requisitos de lodo, más tipos y cantidades de agentes de tratamiento químico se agregan, e incluso es necesario mezclar una cierta proporción de petróleo crudo o aceite usado, y el grado de contaminación aumenta. Por lo tanto, las aguas residuales de perforación producidas por la contaminación pueden considerarse como producto de una alta dilución del lodo.

Dado que el uso de aguas residuales de perforación y lodo de perforación está estrechamente relacionado, las propiedades de las aguas residuales generadas durante la perforación son diferentes en diferentes campos de petróleo y gas, diferentes áreas de perforación y diferentes profundidades de pozo. En términos generales, cuando se perfora en aguas poco profundas, sólo el contenido de petróleo en las aguas residuales de la perforación excede el estándar; cuando se usa lodo PAM, los sólidos suspendidos, fenol, cromo y aceite en las aguas residuales exceden el estándar; cuando se utiliza lodo ordinario, el contenido de aceite excede el estándar y los sólidos en suspensión, el fenol y el cromo exceden el estándar individualmente; al perforar pozos profundos, el petróleo, el fenol, el cromo y los sólidos en suspensión exceden la tasa estándar. Por lo tanto, se puede saber que las principales sustancias nocivas en las aguas residuales de perforación son los sólidos en suspensión, el aceite, el cromo y el fenol.

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Aguas residuales del lavado de pozos.

Los pozos de inyección son pozos especiales para inyectar agua en capas de petróleo. Para evitar que los sólidos suspendidos en el agua inyectada obstruyan la formación, se instala un filtro distribuidor de agua al final de la tubería de inyección. Después de un período de funcionamiento, debido al aumento de sólidos en suspensión interceptados por el filtro, la presión de la tubería aumenta gradualmente y la cantidad de agua inyectada también se reduce en consecuencia. Cuando no se alcanza el volumen de inyección planificado, se debe realizar un retrolavado del pozo de inyección para eliminar los sólidos y biofilm depositados en el filtro, generando así aguas residuales de lavado del pozo.

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Aguas residuales de producción de gas

Las aguas residuales de la producción de gas se refieren al agua de formación o al agua de yacimientos de gas que se extrae con la producción de gas. Las aguas residuales de la producción de gas contienen principalmente aceite condensado, sal, sólidos en suspensión, sulfuro de hidrógeno y algunos aditivos (materia orgánica). El contenido de Cr en las aguas residuales de la producción de gas puede alcanzar decenas de miles de mg/L. Además, también contiene azufre y elementos metálicos como litio, potasio, bromo, zinc, cadmio y arsénico.

Para la industria en general, el principio del tratamiento de aguas residuales es primero recuperar los recursos y la energía que contiene, mejorar la utilización de materiales y reducir la contaminación.

La tasa de reutilización más alta de aguas residuales de petróleo son las aguas residuales de yacimientos petrolíferos. La principal forma de reutilización es utilizar el agua residual tratada como agua de reinyección. Las aguas residuales tratadas de los yacimientos petrolíferos tienen las características de alta mineralización y viscosidad, contienen tensioactivos, alta temperatura del agua y buena permeabilidad. Según las estadísticas, si este tipo de aguas residuales se reinyecta en la capa de petróleo, la tasa de recuperación del petróleo crudo será entre un 5% y un 8% mayor que la de la inyección de agua dulce. Al mismo tiempo, también puede reducir el vertido de aguas residuales, logrando el propósito de ahorrar recursos y reducir la contaminación.

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Requisitos para la reinyección de agua.

Para las aguas residuales reinyectadas en la formación, se deben cumplir los siguientes requisitos básicos.

1. Composición química estable

El agua tratada para reinyección no debe generar sólidos en suspensión debido a reacciones químicas durante el almacenamiento y transporte. La mayoría de las aguas residuales de la capa de petróleo contienen una gran cantidad de bicarbonato (HCO3) y sal ferrosa Fe(HCO3)2 en forma de bicarbonato, lo que reduce la estabilidad química. Si este tipo de aguas residuales entran en contacto con el oxígeno del aire, el precipitado de hidróxido de hierro generado tras la reacción reducirá la permeabilidad de las aguas residuales de reinyección. Por tanto, es muy necesario garantizar la estabilidad química de las aguas residuales.

2. Alta capacidad de lavado de aceite

Las aguas residuales reinyectadas en la capa productora de petróleo deben tener una cierta capacidad de lavado de petróleo para que la tasa de recuperación durante la inyección de agua no sea inferior al 60% de las reservas. Las aguas residuales tratadas de la producción de petróleo contienen tensioactivos. Cuando existe una pequeña cantidad de tensioactivos, pueden adsorberse en las interfaces líquido-gas, líquido-líquido y líquido-sólido, y pueden reducir significativamente la tensión superficial de la interfaz. Durante el proceso de reinyección, la tensión superficial del agua que contiene tensioactivos se reduce en la interfaz en contacto con el petróleo crudo, y puede mojar con bastante eficacia la roca de la capa productora de petróleo, es decir, bajo la acción de la fuerza capilar y la adhesión. El agua puede eliminar completamente el petróleo crudo de las grietas de las rocas. Dado que la mayoría de los tensioactivos en el agua se adsorben en la superficie de la roca, cuando se utiliza la inyección de agua en el borde, el contenido de tensioactivos en el agua no debe ser demasiado, de modo que se pueda aumentar la concentración de tensioactivos en la superficie capilar. y la tasa de recuperación también aumentará en consecuencia. Por lo tanto, se puede ver que los tensioactivos contenidos en las aguas residuales de la capa de petróleo y las aguas residuales de reinyección tienen una gran influencia en la mejora de la tasa de recuperación de la capa productora de petróleo.

3. Asegurar la capacidad de absorción del pozo de inyección.

Para mantener el pozo de inyección con una determinada capacidad de absorción, es necesario controlar estrictamente el contenido de impurezas mecánicas y aceite en el agua de reinyección. Al formular el estándar para el contenido de impurezas mecánicas del agua de reinyección, es necesario considerar las características geofísicas de la capa productora de petróleo (principalmente permeabilidad y porosidad), y también prestar atención a las características de distribución de los pozos de inyección en el campo petrolero. (es decir, pozos de inyección externos o pozos de inyección internos). Además, la presión de inyección y la compatibilidad del agua de reinyección con la roca también son factores que afectan la capacidad de absorción de los pozos de inyección.

4. Baja corrosión

Según las estadísticas, cada yacimiento petrolífero sufre cada año enormes pérdidas debido a la corrosión de las tuberías y del equipo del sistema de inyección. Esta pérdida incluye no sólo la pérdida causada por la corrosión del metal, sino también la pérdida sufrida por la reducción de la capacidad de absorción de los pozos de inyección debido a la presencia de sustancias corrosivas en el agua de inyección.

5. Costo mínimo de depuración y tratamiento de aguas residuales.

Cada campo petrolero debe formular estándares de calidad del agua para inyección de acuerdo con las condiciones específicas de su propia capa productora de petróleo. Aunque cuanto mayor sea la intensidad de purificación de las aguas residuales inyectadas en la formación rocosa, mejor será la capacidad de absorción del pozo de inyección, es posible que el agua purificada no sea aplicable a todas las regiones. Para las capas productoras de petróleo con alta permeabilidad, no es necesario construir instalaciones de purificación complejas y costosas. Por tanto, es necesario minimizar el coste del tratamiento de aguas residuales garantizando al mismo tiempo la calidad del agua de reinyección.

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Métodos de reinyección de aguas residuales.

1. Clasificación según si las aguas residuales se mezclan con agua limpia o no Según si las aguas residuales se mezclan con agua limpia o no, los métodos de reinyección se dividen en inyección única e inyección mixta.

(1) Inyección única Inyección única significa que las aguas residuales purificadas no se mezclan con otra agua y se inyectan solas en la formación. Las ventajas de este método son que la calidad del agua es relativamente estable, básicamente no hay fenómeno de conjuntiva bacteriana, la incrustación es leve y el sistema de reinyección funciona normalmente. Las desventajas son que la cantidad de agua entrante y la cantidad de agua reinyectada no son fáciles de equilibrar, no se puede garantizar que las aguas residuales se reinyecten por completo y, a menudo, es necesario descargarlas, lo que fácilmente causa contaminación ambiental.

(2) Inyección mixta Inyección mixta significa que las aguas residuales purificadas se mezclan con otra agua (agua subterránea o agua superficial) y luego se inyectan en la formación. Las ventajas de este método son un proceso flexible, las aguas residuales se pueden utilizar por completo y se puede reducir la corrosión de las aguas residuales corrosivas en equipos y tuberías. La desventaja es que algunas aguas residuales de yacimientos petrolíferos son incompatibles con el agua limpia, por lo que es fácil producir incrustaciones y fenómenos de conjuntiva bacteriana, que afectan el funcionamiento normal de los equipos.

2. Clasificación por la posición de mezcla de aguas residuales y agua limpia.

Según la posición de mezcla de aguas residuales y agua limpia, los métodos de mezcla se dividen en varios tipos, como mezclar después de la bomba, mezclar en la tubería de succión antes de la bomba y mezclar en el tanque de agua limpia antes de la bomba.

(1) Mezclado después de la bomba Dado que este método utiliza agua residual purificada y agua limpia para mezclar después de la bomba de agua, no causará conjuntivitis ni incrustaciones en la estación de inyección de agua. Sin embargo, cuando se utiliza este método, las aguas residuales no se pueden reinyectar por completo.

(2) Mezclado en la tubería de succión antes de la bomba Cuando se utiliza este método, aunque el grado de conjuntivitis es muy leve, es fácil causar incrustaciones en la bomba de inyección de agua.

(3) Mezclar en el tanque de agua limpia antes de la bomba Cuando se utiliza este método, aunque el fenómeno de incrustación de la bomba de inyección de agua es leve, el fenómeno de conjuntivitis es grave, lo que provocará el bloqueo del filtro de la bomba de inyección de agua.

Además de los métodos presentados anteriormente, algunos campos petroleros también mezclan aguas residuales con agua limpia cuando las aguas residuales ingresan a la estación de tratamiento de aguas residuales para reducir la concentración de contaminantes y reducir la corrosividad de las aguas residuales. Algunos campos petroleros también mezclan agua limpia con aguas residuales antes de que estas se deshidraten, lo que ayuda a desalar el petróleo crudo y transportar petróleo pesado.

En resumen, cada método de reinyección de aguas residuales tiene sus propias ventajas y desventajas. La inyección única es eficaz, pero las aguas residuales no se pueden reinyectar por completo; Aunque la inyección mixta puede resolver el problema de la reinyección de aguas residuales, es fácil traer otras dificultades que afecten la reinyección. Según la situación real de varios yacimientos petrolíferos, la mayoría de las estaciones de reinyección utilizan inyección mixta.

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Tratamiento de aguas residuales de producción ordinaria de yacimientos petrolíferos.

Los yacimientos petrolíferos ordinarios se refieren a campos petrolíferos donde el agua subterránea o superficial en el área pertenece a la categoría de agua ordinaria. Generalmente, las aguas residuales de los yacimientos petrolíferos son principalmente aguas residuales aceitosas, por lo que el objetivo principal del tratamiento de aguas residuales es eliminar el petróleo.

Si las aguas residuales se tratan según el estándar de calidad del agua de reinyección, generalmente se dividen en las dos situaciones siguientes: para aguas residuales con una mayor concentración de aceite, a menudo se utiliza el método de tres etapas; para aguas residuales con una menor concentración de petróleo, el método de dos etapas se puede utilizar para cumplir con los requisitos de inyección de agua para el lavado de pozos de petróleo crudo que contiene agua. Si las aguas residuales necesitan cumplir con la norma de vertido, además de los métodos físicos y químicos necesarios (coagulación, sedimentación, filtración, etc.), generalmente se requiere un tratamiento biológico como tratamiento secundario.

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Tratamiento de aguas residuales de producción de yacimientos petrolíferos de alta mineralización

Para las aguas residuales de yacimientos petrolíferos de alta mineralización, el proceso de purificación es el mismo que el de las aguas residuales de yacimientos petrolíferos comunes. Las aguas residuales de la estación de transferencia de aceite y de la estación de deshidratación ingresan primero al tanque primario de eliminación de aceite. El agua residual que ha sido desengrasada naturalmente reacciona con el purificador y el floculante y ingresa al tanque secundario de eliminación de aceite (tanque de eliminación de aceite de coagulación). El efluente es filtrado por el tanque filtrante a presión y ingresa a la estación de reinyección. Sin embargo, se debe instalar un estanque de estabilización de la fuente de agua para el tratamiento y reutilización de las aguas residuales, y se deben agregar varios estabilizadores al mismo tiempo. Los tipos y dosis de diversos estabilizadores de la calidad del agua deben determinarse mediante experimentos.

Los estabilizadores comúnmente utilizados en los campos petroleros son inhibidores de corrosión de aminas orgánicas adsorbentes, inhibidores de incrustaciones de fosfatos orgánicos, bactericidas orgánicos, etc. Se deben usar dos o más bactericidas alternativamente para evitar la resistencia a los medicamentos.

Según el desempeño del agente químico y las necesidades de calidad del agua, se debe seleccionar el lugar de dosificación adecuado para ejercer la eficacia del agente. La dosis del agente debe ajustarse de acuerdo con los cambios en la calidad y el volumen del agua.

Además, el sistema cerrado de gas natural también es un sistema indispensable para el tratamiento de aguas residuales de alta mineralización. El gas natural se utiliza a menudo como gas de aislamiento de relleno en campos petrolíferos para aislar el aire (también se utiliza nitrógeno). El sistema cerrado de gas natural no sólo debe lograr un buen aislamiento de oxígeno y una calidad de regulación de alta presión, sino también garantizar seguridad y confiabilidad. El método de regulación de presión del sistema cerrado de gas natural se puede ajustar mediante un tanque de gas de baja presión; cuando la fuente de gas natural es suficiente, también se puede utilizar una válvula reguladora de presión de acción automática para regular la presión del suministro de aire y un regulador de presión de diafragma eléctrico (a prueba de explosiones) para regular la presión de escape.

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Tratamiento de aguas residuales de perforación petrolera

Por lo general, la combinación de partículas suspendidas y arcilla en las aguas residuales de perforación tiene en su mayoría carga negativa. Debido al efecto de doble capa eléctrica, las aguas residuales de perforación tienen cierta estabilidad y no es fácil separar varios componentes. Por lo tanto, el método de coagulación química se utiliza principalmente para tratar las aguas residuales de perforación.

El agua residual de la perforación ingresa primero al tanque regulador de aguas residuales para ajustar el valor del pH del agua residual y mantenerlo entre 7,5 y 8. El agua residual ajustada ingresa al reactor ciclónico de etapas múltiples y reacciona con el coagulante. Después del efecto desestabilizador de la neutralización eléctrica, se forman gradualmente flóculos. En la reacción, se debe agregar un coagulante en cantidades apropiadas según la situación para promover la formación de partículas de alumbre más grandes. La capacidad de tratamiento de aguas residuales del reactor ciclónico de etapas múltiples es preferiblemente de 6 a 8 m3/h. Las aguas residuales tratadas por el reactor ciclónico de múltiples etapas ingresan al tanque de sedimentación de placas inclinadas para su posterior precipitación. Si se descubre que el sedimento sube hasta el área de la placa inclinada en el tanque, se debe detener inmediatamente y se debe ajustar el valor del pH del agua residual y agregar coagulante para restaurarlo a la normalidad. El sobrenadante después del tratamiento en el tanque de sedimentación de placa inclinada básicamente ha alcanzado el estándar de descarga de aguas residuales y puede descargarse o ingresar al tanque de recolección de agua para agua industrial. El líquido de escoria descargado desde la parte inferior del tanque de sedimentación de placa inclinada ingresa al tanque de concentración de líquido de escoria. Luego de un período de concentración, el sobrenadante ingresa al sistema de descarga externo o sistema de reutilización del tanque de sedimentación de placas inclinadas; el líquido concentrado ingresa al deshidratador de lodos para formar una escoria semiseca con un contenido de agua de aproximadamente el 80%. Sus componentes principales son partículas de roca y arcilla, que pueden formarse y apilarse.

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Tratamiento de aguas residuales de producción de gas.

Las aguas residuales de la producción de gas pueden provocar directamente una disminución o inestabilidad en la producción de gas. Por lo tanto, el tratamiento de las aguas residuales de la producción de gas se ha convertido en una de las cuestiones clave a las que se enfrenta el desarrollo de los yacimientos de gas. El método inicial de inyectar aguas residuales de producción de gas en la formación fue reemplazado gradualmente por la ruta técnica de tratamiento y descarga debido a las limitaciones de las condiciones geográficas (espacio de la formación, permeabilidad, índice de extracción de agua, etc.) y presión en boca de pozo, así como a la contaminación. de agua subterránea mediante inyección superficial.

La calidad del agua de las aguas residuales de la producción de gas en una planta de producción de gas: El volumen Q de las aguas residuales de la producción de gas de la mina de gas es de 2~5 m3/h.

Dado que la calidad del agua cruda tiene poca biodegradabilidad, no se puede tratar bioquímicamente directamente y los requisitos de pretratamiento son altos, por lo que se utiliza el método de electrofloculación para el pretratamiento para eliminar algunos aceites, sólidos suspendidos y DQO, y luego se lleva a cabo el tratamiento bioquímico. . El tratamiento bioquímico secundario adopta el método SBR. El flujo del proceso se muestra en la siguiente figura.

Una vez que el proyecto se pone en funcionamiento, la calidad del agua efluente resulta: las tasas de eliminación de aceites, sólidos suspendidos y DQO ​​están por encima del 90%, alcanzando el estándar de descarga secundaria en GB8978-1996.