第一篇：大慶油田采出水回注處理工藝技術的創新及應用

大慶油田采出水回注處理工藝技術的創新及應用 1油田采出水回注處理工藝技術現狀 目前，油田采出水回注處理工藝主要由預處理和深度處理兩部分組成，其中預處理包括自然沉降、混凝沉降、水力旋流、氣浮等；深度處理主要為過濾技術，其中包括石英砂過濾、海綠石過濾、陶珠過濾、膨脹濾芯過濾、纖維球過濾、活性炭過濾、核桃殼過濾、精細過濾等。回注水的水質標準是由地層的滲透率決定的，不同的地層滲透率采用不同的水質標準及處理工藝。大港王徐莊油田屬中滲透油層，南一污水處理流程為：油田采出水→粗粒化器→浮選→核桃殼過濾器→雙濾料過濾器→注水站。中原文東油田屬低滲透油層，其污水處理站采用工藝為：油田采出水→聚結分離器→混凝分離器→三濾料過濾器→精細過濾器→注水站。新疆東河油田為低滲透油層，其采出水處理流程為：油田采出水→水力旋流→深床過濾器→注水站。

大慶低滲透油層、特低滲透油層，其常用采出水處理流程有兩種，一種為：油田采出水→一級沉降（自然沉降）→二級沉降（混凝沉降）→二級砂濾→注水站；另一種為：油田采出水→橫向流裝置→二級砂濾→注水站。

目前采出水回注處理工藝處理后水質能達到低滲透油田回注水的“8.3.2”（含油量≤8mg/L、懸浮物固體含量≤3mg/L、懸浮物粒徑中值≤2μm）標準，技術較為成熟。但對于特低滲透油層要求的“5.1.1”（含油量≤5mg/L、懸浮物固體含量≤1mg/L、懸浮物粒徑中值≤1μm）標準，國內還沒有成熟技術。本項目根據目前國內外油田污水處理技術的發展趨勢，開發了新型油田污水過濾工藝，經過本工藝處理后回注水達到“5.1.1”標準。2創新工藝 2.1工藝流程

針對目前回注水處理工藝無法滿足特低滲透油層回注水水質要求問題，結合國內外油田污水處理技術發展趨勢，大慶高新區百世環保科技開發有限公司與大慶油田有限責任公司第十采油廠進行聯合開發，在為期兩年的試驗研究基礎上，確定了一套特低滲透油田含油污水處理新工藝。

在油田采出水處理新工藝中首次將高效衡壓淺層氣浮技術與中空超濾膜分離技術應用于含油污水的預處理及深度處理中。首先，除硫裝置去除廢水中的硫化物，降低了硫化物對后繼污水處理裝置，特別是膜處理裝置的影響；其次，高效氣浮裝置以及二級過濾保證了進入膜過濾階段的污水水質，降低膜污染；最后，污水經中空超濾膜處理，水質達到了特低滲透油層回注水的“5.1.1”標準。2.2工藝創新

本工藝是在原有含油污水處理工藝的基礎上發展起來的，保留了原有工藝的優點，并在此基礎上增加了新的工藝流程和處理設備，提高油田污水處理效果，具有鮮明的特點：

（1）除硫技術及氣浮技術的應用，使含油污水預處理效果提高了兩倍多，主要表現為：第一，大量的鈣、鎂、鋇等易結垢離子被去除；第二，除油率由傳統工藝的30%～40%提高至97%以上；第三，對影響水質較突出及腐蝕性較強的硫酸鹽還原菌起到了抑殺作用。預處理效果的提高，不僅有效地保護砂濾罐及精濾裝置的長期、穩定運行，同時為膜法分離技術的應用提供了保障。（2）海綠石過濾+雙層膨脹濾芯過濾器二級過濾技術提高了前處理水質，目前油田污水處理中普遍應用的是二級石英砂過濾，新型濾料海綠石能夠提高污水處理效果，同時雙層濾芯過濾器是處理的可靠保證，二者兩用有效提高了前處理水質。（3）應用中空超濾纖維膜處理技術提高油田污水處理水質，眾所周知膜處理是油田污水處理發展的方向，但是由于其污染后難以恢復，而在污水處理中未得到大面積的推廣。本項目通過采用海濾石過濾+雙層膨脹濾芯過濾器二級過濾技術提高了前處理的效果，同時對膜進行了改性處理，提高了膜的耐污染能力，從而有效保證了膜技術的應用。3創新工藝的應用

2006年，應用本套工藝在朝陽溝油田朝一聯進行了處理量為500m3/d的現場工業化中試，大慶朝陽溝油田是大慶外圍水驅方式開采的特低滲透油田，中試階段對系統各階段的出水效果進行了檢測，工藝效果顯著。3.1除硫裝置

來水中含硫量過高會影響系統的出水水質，特別是硫的腐蝕性極易形成黑色顆粒物質，對膜處理設備造成影響，降低系統的處理效果，因此本工藝將脫硫裝置置于系統的最前段，為后繼處理提供保證。

朝一聯來水中硫化物含量平均值為67.8mg/L。根據硫化物價態多，易被氧化生成沉淀的特點，工藝中的除硫裝置與衡壓淺層氣浮裝置同時形成氧化環境，將低價態的硫、鐵、錳氧化沉淀去除；同時氧化環境抑制了硫酸鹽還原菌的生長，除硫效果顯著，氣浮出水硫化物含量平均值達到0.8mg/L（回注水標準為S2-<2mg/L）。

3.2衡壓淺層氣浮裝置

衡壓氣浮裝置采用了先進的溶氣技術，可產生直徑20～40μm氣泡，能有效地去除水中的乳化油及溶解油，是高效的油水分離裝置。在進水指標為含油量≤300mg/L、懸浮物固體含量≤200mg/L，出水指標為含油量≤8mg/L、懸浮物固體含量≤25mg/L時，衡壓淺層氣浮裝置對來水中油的去除率在97%以上；對懸浮固體的去除率在60%以上，運行效果穩定。

由于膜裝置對進水中含油量要求非常嚴格（含油量≤3mg/L），傳統工藝無法達到，而衡壓淺層氣浮裝置極好的除油能力，減輕了后續過濾裝置的負擔，保證了膜裝置的穩定運行，延長了膜裝置的使用壽命。3.3海綠石過濾裝置

海綠石是根據油田污水處理發展的實際情況所開發出的新型濾料，具有比石英砂濾料更大的表面積，因此過濾效果優于普通石英砂過濾器，將其作為一級過濾裝置，主要目的在于去除污水中的懸浮物，為膜處理提供水質保證。海綠石過濾器對水中油及懸浮固體去除效果較好，過濾后水中油的含量平均值為0.22mg/L，懸浮固體含量的平均值為4.30mg/L，明顯優于普通石英砂一級過濾設備。

3.4雙層膨脹濾芯過濾器

雙層膨脹濾芯分離技術是微濾膜分離技術與彈性纖維繞制技術相結合使用的固液分離技術。污水首先經過下層的單層濾芯，為上部過濾提供水質保障。上部為保安部分，采用雙層膨脹濾芯，濾芯內層為微濾膜，保證出水的精度，膜的過濾孔隙為0.5μm。外層為特殊牽引技術纏繞的疏油改性纖維彈性絲，孔隙為2μm，對大顆粒雜物和油起攔截作用，保證保安層有足夠的納污能力。通過雙層膨脹濾芯過濾器有效提高了污水處理效果，出水油和懸浮物濃度明顯降低，該階段處理后出水水質，油的含量平均值為0.14mg/L，懸浮固體含量的平均值為2.05mg/L，達到了低滲透油層回注水標準（“8.3.2”）。正是在雙層過濾的作用下，出水油和懸浮物濃度大幅降低，達到了膜處理裝置進水要求，為膜處理提供了良好的保證。

3.5中空纖維膜超濾裝置

中空纖維超濾膜裝置采用6英寸（152.4mm）高抗污染聚偏氟乙烯（PVDF）外壓式UOF-IV-511（油田專用膜組件）中空纖維超濾膜組件，每只膜組件長度為1730mm，纖維內徑0.7mm，外徑1.2mm。纖維膜孔徑為0.03μm，單支組件的有效過濾面積為37.5m2。共采用14支超濾組件及其配套設備構成連續膜過濾CMF系統，系統采用恒定出水流量和錯流過濾的方式，實現連續自動運行，系統回收率大于95%。

中空超濾膜裝置對水中油及懸浮固體去除效果穩定，膜后出水油的含量平均值為痕跡，懸浮固體含量的平均值為0.32mg/L，粒徑中值的平均值為0.82μm，中空超濾膜后出水達到了特低滲透油田回注水的“5.1.1”標準。

同時試驗也對中空纖維膜超濾裝置參數進行了研究，產水量20m3/h，錯流水量7m3/h，氣水反洗時間60s，氣水反洗周期25min，化學清洗周期為30～210d（膜前一級海濾石過濾裝置化學清洗周期為45d，雙層膨脹濾蕊過濾器化學清洗周期為210d），化學清洗方式為酸洗后堿洗，運行壓力0.09MPa，進出水壓差≤0.08MPa，反沖洗后膜通量基本可恢復到原有水平。從以上可以看出，采用本工藝處理油田污水膜污染較輕，從而克服了膜處理油田污水污染重，難以持續運行的問題，保證了膜技術在油田污水處理中的應用。4整體工藝處理效果

在對各階段出水進行研究的基礎上，本項目對于采用本工藝系統處理效果進行了連續檢測，結果見表1，其中各項檢測數據均為平均值。從表中可見，采用本工藝處理油田污水能夠達到特低滲透油層回注水標準（“5.1.1”），細菌及各項指標都能達到相關要求。出水效果好主要在于膜技術的應用，通過應用超濾膜使污水中油和懸浮物濃度明顯降低，特別是去除了污水中小顆粒的懸浮物和溶解油。同時本工藝通過改善前處理工藝流程，有效提高了膜過濾預處理工藝出水水質，從而有效解決了膜處理技術在油田廢水應用中存在的膜污染問題，延長了膜的使用壽命，為膜技術的推廣提供了實踐基礎。5結論

針對特低滲透油田回注水不達標問題，對油田回注水處理工藝技術進行了創新，應用了先進的高效衡壓淺層氣浮技術和中空纖維膜分離技術，提高了油田污水處理效果，達到特低滲透油層回注水標準。工藝出水水質達到“5.1.1”標準，檢測顯示經該工藝處理后水中含油量為痕跡、懸浮物固體含量平均值為0.32mg/L、懸浮物粒徑中值平均值為0.82μm，完全達到了特低滲透油田回注水的標準。工藝適應性強，本工藝在雙膨脹精細過濾階段的出水已經達到了穩定的“8.3.2”水質（低滲透油田回注水的水質標準），與傳統低滲透油田處理工藝相比，具有出水水質穩定的優勢，因此可根據低滲透、特低滲透油田的不同要求進行工藝組合，為油田的含油污水處理工藝提供新的思路和可借鑒經驗。將脫硫工藝提前，降低了硫化物對系統的干擾，提高了前處理效果，降低了膜污染，解決了膜處理油田污水存在的壽命短問題，為膜技術的推廣提供了實踐基礎。

第二篇：勝利油田采出水處理技術[模版]

勝利油田采出水處理技術

一、采出水處理現狀

多年來，勝利油田在采出水資源化方面作了大量工作，找到了一條回注油層、化害為利的有效途徑，至1997年底，已有52座處理站運行，總設計能力為106.35×104m3/d，實際處理水量76.74×10 4m3/d，污水處理率100%，污水回注率（利用率）達98 6%。

勝利油田的各類采出水處理站中，按流程中除油段設備選型不同，基本上可歸納為五類：重力流程、浮選流程、壓力流程、旋流器流程及組合流程；按流程中過濾段設備選型不同，可分為石英砂過濾、核桃殼過濾、二級核桃殼過濾、一級核桃殼過濾加一級雙濾料過濾等形式。上述處理流程及設備代表了油田采出水處理的工藝技術水平，它不僅保護了環境，使油田環境質量得到改善和提高，而且，經濟效益十分可觀，每年可節省水資源費1700萬元，每年回收原油30余萬噸，價值1.5億元。此外，緩解了黃河水源季節性供水不足的矛盾，還大大減輕了油田水系統負荷，節省了大量供水工程建設費用。油田采出水處理系統已成為勝利油田有效而可靠的第二水源。

二、工藝流程探討及發展

1.工藝流程探討

根據勝利油田采出水水質特點和注水水質要求，經不斷的研究和探索，已逐步形成了為中、高滲透油田注入凈化水水質處理的三段處理工藝，即常規處理流程。

第一段為緩沖調節段：主要構筑物是調儲罐，它不但對來水進行均質處理，為后續段提供穩定的水質，均衡的水量，而且對來水的浮油和大顆粒的懸浮物進行初步分離。

第二段為沉降分離除油段：按其設備不同又分為重力沉降除油（}昆凝沉降罐、斜管沉降罐等）、壓力沉降除油（粗粒化罐、壓力斜板除油罐及二者組合裝置等）、氣體浮選除油及旋流器分離除油等。油田采出水中大約20% 溶解油、乳化油及分散油的浮濁液和80%泥質、粉質懸浮固體具有較好的穩定性，必須采用化學、物理方法，借助沉降分離裝置而去除。

第三段為壓力過濾段：它將沉降分離段不能截留的微粒雜質，乳化油分離出來，是常規處理流程的關鍵環節，也是水質能否達標的主要設備。

為保證水質穩定，除上述三段水質凈化處理外，還需進行水質穩定處理。即對處理系統采用隔氧措施與投加水質穩定劑的辦法來減緩腐蝕，防止結垢、制止細菌繁殖。

2.水處理技術的發展

為了適應油田采出水處理工藝需求，解決處理工藝的技術關鍵和存在問題，我們曾先后開展了幾十項科學試驗和技術攻關，在除油技術、過濾技術、除油設備的研究及系列化及過濾設備的研制上做了大量工作，取得了可喜成績，整體水平達到國外八十年代先進水平，居國內領先地位。

（1）除油技術

1）實現了油田采出水的壓力密閉處理將斜板（管）分離技術、聚結技術及化學混凝除油技術應用于壓力除油罐，使污水在流程內停留時間由重力流程的6h減少到1.5h，提高了除油效率。

2）氣浮分離技術應用于油田采出水處理在102污水站引進PETRECO 誘導浮選機的基礎上，消化吸收，并開展國產化試驗，采用薄壁堰板控制液位獲得成功，提高了運行可靠性。該機在勝利油田已推廣采用10多臺。

3）旋流除油技術在油田也逐步推廣應用水力旋流油在九十年代初在海上油田和陸上油田引進，1994年開始作單管和多管旋流器試驗，辛

一、高青、孤東2#、永安、海三站的試驗及實際工程推廣應用都收到良好效果。我院設計、沈陽新陽機器制造公司制造的污水除油水力旋流器獲國家專利局頒發的兩項實用新型專利，目前已形成六種規格，其材料和工藝已達國外同類產品水平，為大規模在油田推廣應用奠定了基礎。

（2）過濾技術

過濾技術是注入水質達標的關鍵環節。為了提高水質達標率并滿足低滲透油田注水開發需要，我院把提高過濾技術作為水質處理攻關重點，在濾罐結構，濾料選擇及級配，濾料清洗機械化及操作自動化上做了大量研究，過濾技術水平有了較大提高。

輕質濾料核桃殼濾罐已基本取代石英砂濾罐。濾速已由砂濾罐的8~ 10m/h提高到20~33m/h，并實現全自動控制。

雙層濾料取代單一介質的石英砂濾料的過濾形式在油田采出水二級過濾中得到應用，提高了濾料載污能力，成為低滲透油田采出水處理不可缺少的設備。

在濾罐內部結構上，不銹鋼篩管和由其制成的濾頭用于濾罐布水、集水、增加了濾床厚度，防止了濾料流失；濾罐反洗也由單一水洗發展成氣、水、清洗劑混洗，并輔以機械攪拌搓洗，操作也實現了全自動，使反洗更徹底、干凈。

3.目前采出水處理工藝技術水平

經多年的科學試驗和生產實踐，在水質凈化處理流程、水質穩定處理和新技術、新設備、新藥劑等多項技術成果的基礎上，勝利油田已形成了一套適應油田水質特點，滿足采出水處理及回注水質標準要求，比較完善的采出水處理工藝。

該工藝在國內同類型處理工藝中處于先進水平。能將原水中含油量降到5mg/L以下，懸浮固體含量達到3mg/L，顆粒粒徑≤ 3，um，腐蝕率下降到0.076mm/a。能控制住細菌的繁殖，分離出的原油能回收，排出的污泥能進行干化處理。

三、存在的主要問題

1.水質達標率較低

目前油田采出水處理站中存在的主要問題是水質達標率低。影響水質達標率的因素很多，主要有工藝流程、處理設備、藥劑配套、自動化水平及生產管理等。

（1）工藝流程存在問題

目前的采出水個別處理流程還存在流程長，處理效率低，某些單項工藝還較落后，系統配套不健全，自控水平較低等不完善的地方。

（2）除油設備存在問題

目前運行站中，除油設備存在的問題有：重力除油罐處理效率低，排污方式不理想，設備腐蝕嚴重；

水力旋流器運行穩定性有待提高，一方面雖采用低轉速離心泵加壓，但剪切作用仍存在；另一方面自控系統不夠完善，多數采用手動調節，造成流量、壓差控制不準確、除油效率未充分發揮。

（3）過濾設備存在問題

目前運行站中，過濾設備存在的主要問題：

1）單層砂濾罐

該濾罐作為一種傳統的壓力濾罐，在油田水處理中，應用年代最久，采用數量也最多，但限于當時條件，目前應用于各站單層砂濾罐，大多是手動操作，完成一次沖洗需開關各種閥門四、五次，操作強度大，反洗效果也差，致使許多站濾料板結，污染嚴重，個別站濾罐閥門銹死，過濾裝置完全失去作用。

2）濾罐操作由于其復雜工藝要求，必須自動控制才能保證生產的正常運行。目前各站的砂濾罐及前幾年所上的核桃殼過濾罐基本都是手動操作，嚴重影響了過濾罐的使用，提高濾罐操作自動化水平，是今后一段時期濾罐改造的主要內容。

（4）加藥問題

油田采出水水質復雜，要想使其處理后達到水質標準，僅靠物理方法不行，還需要輔之以化學藥劑，才能有效地改善出水水質，達到油田注水要求，水質處理劑質量好壞及投加量大小對提高水質，保證處理系統正常運行，關系極大，但由于受水處理成本限制，能夠按設計要求定時、定量加藥的污水站不多，大多數污水站加藥不正常。

（5）管理方面原因

好的處理工藝需要一流的管理來保證。對各生產過程如：加藥、排污、收油、反沖洗、填料的定期檢查和填充等應按要求做到，尤其自動化程度較高的站，人員的培訓要跟上，否則滿足不了生產管理的需要。

2.采出水處理后，水質達不到低滲透油田注水水質標準

目前，采出水處理后只能適應中、高滲透油田注水開發需要，對低、超低滲透油田，從工藝整體上講滿足不了要求。

3.注采不平衡，部分采出水需尋找新出路

（1）稠油油田采出水處理

稠油油田開發，采出水無法在本油田回注，合理出路是用作熱采鍋爐給水，這方面技術應加強研究。

（2）化學驅開采油田采出水處理

聚合物增粘水驅是提高油田采收率的重要措施，但油田注聚后，剩余大量污水，需達標外排，處理工藝難度較大，這方面工作應加強。

四、對策措施及今后發展方向

1.進一步完善和提高現有流程技術水平，提高水質達標率

目前的采出水處理工程仍然是今后水處理的骨干工程，是完成處理合格水的主要裝置，應逐步對這些裝置進行技術改造。

（1）對27座涉及流程需完善的站，針對流程實際運行情況，找出問題，逐步完善，例：無過濾設備的，應根據其負責注水區塊滲透率，增加相應過濾裝置；加藥系統不健全的應根據水質情況配套投加“三防”藥劑及水質凈化劑；礦化度高，污水腐蝕強而又沒密閉的站，應增設天然氣（氮氣）密閉系統；污泥系統不配套，造成系統水質惡性循環的站，應完善配套污泥系統等。

（2）對12座除油設備需改造的站，可采取以下措施：

重力除油罐以局部維修、改造、維持運行為主，壓力粗粒化斜管除油罐的粗粒化段應定時用蒸汽或熱水沖洗，斜管材質應加強把關，保證質量；浮選機應加強對轉動部件維護，延長使用壽命，水力旋流除油器近期改造主要以增加自動回流裝置，將來逐步向壓差、流量自動控制發展，對升壓泵宜選取低剪切離心泵或螺桿泵。

（3）對24座過濾設備需改造的站，可針對工程實際情況，結合水處理技術水平，逐一摸清具體改造內容，盡快實施。

1）過濾形式為單層石英砂濾罐：可采取逐步淘汰方式，或更換為高效核桃殼過濾器或改造成輕質濾料過濾器。

2）過濾形式為手動核桃殼過濾器：根據工程實際運行情況，逐步改造成全自動過濾器。

（4）由其它原因造成過濾不正常的站，可從流程是否完善，藥劑是否配套，反沖洗方式是否合理，生產管理是否跟得上等幾方面找出問題癥結所在，有針對性地加以解決。

2.進一步做好新建站流程的技術論證工作，以適應油田開發的需要

采出水處理流程及過濾形式的選擇，應根據來水水質和對處理后水質要求及管理水平、運行經驗進行技術經濟論證，使工程設計做到技術上先進、經濟上合理，工程上可行。故建議：

（1）當采出水處理量較大（如大于15000m /d），油密度小于0.9g/cm，懸浮物含量高（如大于200mg/L），油珠粒徑<10 m 時，可選用化學混凝沉降的重力流程。

（2）當采出水中的油密度高（如大于0.9g/cm’），乳化油、分散油含量高時，可選用氣浮流程。

（3）若采出水處理量小（如15000m /d以下），且油珠粒徑較大時（如油粒徑在10~lO0~m），可選用壓力流程。

（4）當采出水中油、水密度差大于0.05g/cm，懸浮物含量低時，可選用旋流器流程。

（5）當注入層滲透率>0.6 m 時，可選用一級常規過濾，滲透率在0.6~0.1 m 時，可在常規過濾基礎上，再增加一級過濾；滲透率<0.1m 時，在兩級常規過濾基礎上，增加精細過濾。

3.大力推廣采用新技術、新工藝、新設備

新技術、新設備并不是待完美無缺階段再推廣應用，而是在推廣應用中進一步完善提高，通過完善，提高推廣效益。

（1）積極采用水力旋流油水分離器，該產品不但油水分離效率高，而且效果好，還具有體積小，重量輕的特點。因此，積極采用該產品盡快發揮其經濟效益，但對壓差和流量的自動控制技術、旋流器的幾何參數優化技術及單管材質應加強研究。

（2）大力推廣浮選除油工藝流程，浮選機以除油效率高，停留時間短、便于搬遷等優點，廣泛應用于采出水處理，但對浮選機液位調節系統，轉動部件易損壞部位及高效浮選劑應加強研究。

（3）推廣應用壓力密閉除油技術，但需研究新型聚結材料，斜管材料，以便進一步提高壓力除油罐除油效率。

（4）廣泛使用輕質濾料高效過濾器，雙濾料過濾器，并應實現自動控制，但應抓緊對自控閥門及儀表的篩選，抓緊對濾料清洗劑、混凝劑系列的篩選，開展濾罐內部清洗機構的研究，使濾料清洗干凈，保證濾后水質。

4.發展和提高精細過濾技術，加快其工業性試驗進度

勝利油田與山東招遠膜工程設備廠共同開發的聚丙烯中空纖維超濾膜過濾裝置，應用于油田采出水過濾，在史南、坨

三、孤二站的現場小型試驗已獲得成功，出水水質達到了低滲透油田要求的注水水質標準。下步應擴大工業性試驗，并對膜的清洗工藝進行研究，以減少清洗費用。

南京化工大學研制開發的陶瓷無機膜以其耐酸、堿、耐腐蝕，抗微生物能力強，通水量大，易清洗等獨特優越性，在采出水處理上顯示出廣闊的發展前景和巨大的生命力，目前采用該膜過濾油田采出水的室內試驗已獲成功。建議油田選擇某個低滲透區塊，建小型試驗站，在小型試驗基礎上進一步擴大工業性試驗，為低滲透油田的注水開發作好技術儲備，并建立小斷塊低滲透油田水處理工程建設模式。

5.對新技術、新工藝示范站，進行總結、推廣，對注采不平衡，剩余采出水的出路問題進行探討、研究，以此推動水處理技術進步

為了取得更大經濟效益，系統地解決技術難題，把單項新技術有機地結合起來，成龍配套的進行試驗，是一條盡快提高工藝技術水平的行之有效的路子。

（1）兩級旋流器串聯處理高含水原油及采出水處理技術

辛二旋流器串聯示范站的試驗成功，拓寬了水力旋流器的應用領域，為簡化油、水處理工藝流程提供了高效設備，其流程對處理高含水原油和含油污水開辟了一條路子。

（2）稠油油田采出水用于熱采鍋爐給水，在勝利油田已付諸實施，即將投產的樂安油田采出水深度處理站，在常規處理流程后增加水質軟化段，出水水質達到了鍋爐用水水質標準，其流程對稠油采出水處理工藝起到了示范作用，按此處理技術進行推廣，就徹底解決了稠油油田采出水的出路問題，也使稠油油田開發建設工藝完善配套。

（3）化學驅開采油田，剩余污水達標外排處理技術

油田采出水外排處理工藝，主要是在常規處理流程后增加有機物去除段。目前，去除有機物的方法主要有生物降解和物理吸附。工藝的選擇應根據來水中，礦化度含量、水溫、BOD/cOD有害物質含量等幾項指標，進行綜合分析后確定。

1）當來水中，礦化度含量高、水溫>60℃，BOD/COD<0、3，有害物質如：硫化物、揮發酚含量高時，這種水質微生物不易生存繁殖，可選用吸附法去除有機物。如，樂安油田采出水外排站，就是在常規處理流程后，增加活化沸石（活性炭）吸附有機物段。

2）當礦化度含量較低，水溫<60℃，BOD/COD>0.3，有害物質含量低時，可選用生物降解去除有機物。如孤島油田采出水外排處理站，在常規流程后增加生物降解有機物段。

上述兩項工程，出水水質都將達到國家綜合排放標準，解決了油田注聚后剩余污水的出路問題，為油田剩余污水達標外排開辟了路子。

勝利油田采出水處理技術正處于向前發展階段，不斷研究、探討新工藝、新技術，不斷研制新設備，把油田水處理技術推向一個新的高度，為油田持續穩定發展做出新的貢獻。

第三篇：5.注水及采出水處理

注水及采出水處理工程

注水及采出水處理工程復習要點

5.1 注水壓力是指注水系統中何部位的壓力？ 《油田注水設計規范》 P2 2.0.3 答：為保持油層壓力，而將水注入油層所需的注水井口的壓力。5.2 注水站的建設規模應適應多少年的需要? 《油田注水設計規范》 P4 3.0.1 答：油田注水工程設計規模，應根據已批準的“油田開發方案”和總體規劃的要求進行設計。可一次或分期進行建設。注水站的建設規模應適應5~10年的需要。新開發區的注水管徑宜按適應10～15年時的注水量選用。5.3 新開發區的注水管徑按適應多少年時的注水量選用？ 《油田注水設計規范》 P4 3.0.1 答：新開發區的注水管徑宜按適應10～15年時的注水量選用。

5.4注水站管轄井不足100口者，可按每天洗多少口井的洗井水量計算？ 《油田注水設計規范》 P4 3.0.3 P27 表A 答：可按每天洗一口井的水量計算。

5.5 在本油田未制定注水水質標準前，可參見何種指標執行? 《油田注水設計規范》 P4 3.0.5 答：注水水質應符合本油田制定的水質標準。在本油田未制定注水水質標準前，可參照本規范附錄A執行。可參見《碎屑巖油藏注水水質推薦指標》SY/T5329-94執行。

5.6 在推薦水質主要控制指標中，平均腐蝕率應控制在什么范圍內（mm/a）？

《油田注水設計規范》 P27 附錄A 答：在碎屑巖油藏注水水質主要控制指標中平均腐蝕率為 <0.076（mm/a）5.7 注水站宜設在何地區？ 《油田注水設計規范》 P7 4.1.1 答：1.注水站管轄范圍應符合油田總體規劃要求，并于生產轄區相結合，通過技術經濟對比確定。

2.注水站宜設在負荷中心和注水壓力較高或有特定要求的地區。

3.注水站站址宜選擇在交通、供電、供水、通訊方便及地勢較高易于排水、工程地質條件較好的場地，并應考慮拆遷、施工、安全、生產管理，以及擴建的可能性等因素，綜合進行技術經濟比較選定。

注水及采出水處理工程 4.站址及施工場地應盡量不占或少占耕地、林地，注重保護生態環境。5.注水站宜與變電站、供水站、油田采出水處理站、污水處理站、脫氧站、原油脫水站等聯合建設。

6.注水站設計應考慮防洪排澇，防洪排澇標準應根據本油田有關規定確定。5.8 注水站平面布置應緊湊合理、節約用地，其土地利用率系數應控制在百分之幾？ 《油田注水設計規范》

P7 4.1.2 答：注水站平面布置應緊湊合理，節約用地，土地利用系數應不小于65％；根據總體規劃或業主的要求，可留擴建余地或在泵房內預留擴建泵機組的位置。5.9 注水站的供電負荷等級應如何確定？

《油田注水設計規范》 P8 4.1.7 見條文說明 P41 4.1.7 答：注水站宜按二級負荷供電設計（雙回路），對于小油田或邊遠地方可按三級負荷供電設計。

按照見條文說明 P41 4.1.7 注水站宜按二級供電負荷設置的理由是：

1.油田注水是實現油田穩產高產的有效措施之一，注水井停注會影響配注方案的完成，直接影響原油產量。

2.一般多油層的注水井，安裝有多級封隔器的使用年限與注水井的停注次數有密切關系。

3.注水站停產，注水管道的水質可能變壞，需要進行洗井直至水質合格為止，才能恢復正常注水。而每洗一口井用水量約需100～1000m3。因此，注水站停產一次，可能造成較大的損失。

4.部分注水井停產后，井內砂面上升，需洗井恢復生產。

綜合上述情況，油田注水站用電大多數情況屬二級負荷。對低產或滾動開發的油田采用二級負荷供電成本往往過高，因而可采用三級負荷供電。5.10 注水站儲水罐應設幾座？有效容量為多少小時的用水量？ 《油田注水設計規范》

P8 4.2.1 答：注水站宜設兩座儲水罐，有效容量為4～6h的用水量。水量不能保證供給時，容量可適當增加。當與供水站、油田采出水處理站、污水處理站、脫氧站聯合設站或采用簡化流程時，注水站可不設或少設儲水罐。

注水及采出水處理工程 5.11 當清水、凈化污水進同一儲水罐或兩罐相連通時，清水進罐口應如何處理？ 《油田注水設計規范》 P9 4.2.4 答：當清水、凈化污水進同一儲水罐，或兩罐相連通時，清水進罐口應高于溢流液位。

5.12 在采用天然氣密閉隔氧時，儲水罐內天然氣的工作壓力范圍宜是多少？ 《油田注水設計規范》 P9 4.2.8－5

答： 密閉隔氧的儲水罐，可采用柴油、膠袋、氮氣或天然氣隔氧措施。采用天然氣隔氧的儲水罐，應符合:在儲水罐內天然氣的工作壓力范圍宜為588.6～1471.5pa(60~150mmH2O)。（低于588.6時補氣，高于1471.5時出氣）

5.13 在同一注水站注水泵泵型不宜超過幾種？《油田注水設計規范》P10 4.3.1 答：注水泵房可設置不同規格注水泵，但同一注水站注水泵型不宜超過三種。5.14 采用離心泵的泵站，同一型號裝機臺數不宜超過幾臺？ 《油田注水設計規范》 P10 4.3.3 答：采用離心泵的泵站，同一型號裝機臺數不宜超過四臺。5.15 從注水站到管網最遠處端點井的壓力降一般不宜大于多少？

《油田注水設計規范》 P14 5.0.1（1.注水管道徑應適應10～15年時的注水量。2.滿足從注水站到管網。）答：注水管道直徑的確定，應符合下列規定： 1.流量應按本標準

注水及采出水處理工程 5.19 注水井口設計應滿足哪些要求？ 《油田注水設計規范》 P18 7.0.1 答：注水井口設計應滿足正注、反注、合注、正洗、反洗、測試、取樣、掃線、井下作業等要求。

5.20 水站中藥劑投加宜采用何種投加方式？ 《油田注水設計規范》 P12 4.4.2 答：藥劑采用濕投。藥劑的溶解，可采用機械或其他攪拌方式。5.21 《油田采出水處理設計規范》適用于何種工程設計？

《油田采出水處理設計規范》 P1 1.0.2 答：本規范適用于陸上油田新建、擴建和改建采出水處理工程設計。5.22 采出水處理工程與原油脫水工程的設計、建設應體現什么原則？P1 《油田采出水處理設計規范》 P1 1.0.4（同時設計 同時建設）答：采出水處理工程必須與原油脫水工程同時設計，同時建設。當脫水工程產生采出水時，采出水處理工程應投入運行。

5.23 采出水處理工程建設規模的適應期一般為多少年？

《油田采出水處理設計規范》 P4 3.0.1 答：采出水處理工程的建設規模應以油田開發方案和地面建設總體規劃設計為依據，與原油脫水工程相適應，并應結合洗井水回收等情況分析確定。可一次或分期建設。工程建設規模的適應期一般應為5～10年。

5.24 采出水處理站宜與哪些站聯合建設組成集中的聯合處理站？ 《油田采出水處理設計規范》 P5 4.2.1 答：采出水處理站宜與原油脫水站、注水站等聯合建設，組成集中的聯合處理站。5.25 輸水泵同類運行多少臺時備用1臺？

《油田采出水處理設計規范》 P7 4.3.1（3）答：輸水泵一般采用離心泵。選擇輸水泵應符合下列條件：

1.所選泵的效率應不低與現行國家標準《離心泵效率》GB/T 13007規定的數值。

2.應充分考慮采出水的溫度、結垢、腐蝕等特點，其流量、揚程可留有適當的富余量。

3.泵型及臺數應適應采出水量不斷變化的特點；同類運行泵的數量為1～4臺時，備用一臺。

注水及采出水處理工程 5.26 污水回收泵運行時間可以按每日運行多少小時設計？ 《油田采出水處理設計規范》 P7 4.3.3 答: 回收水泵運行時間可按每日運行8～16h設計，回收水泵應設備用泵。5.27 除油構筑物宜采用哪些選型？ 《油田采出水處理設計規范》 P9 5.1.1 答：除油構筑物宜采用普通立式除油罐、立式斜板（管）除油罐，粗粒化罐及壓力除油罐。除油構筑物及設備的選型，應根據處理工藝、采出水性質、處理后水質等條件，通過技術經濟比較確定。

5.28 除油設備宜采用哪些選型？《油田采出水處理設計規范》 P9 5.1.1 答：除油設備宜采用水力漩流器及誘導氣浮機等。除油構筑物及設備的選型，應根據處理工藝、采出水性質、處理后水質等條件，通過技術經濟比較確定。5.29 進入除油罐含油污水的含油量不得大于多少mg/l? 《除油罐設計規范》 P3 3.0.2 答：進入除油罐含油污水的含油量不得大于1000mg/L。粒徑大于76μm的沙粒含量不得大于100mg/L。否則必須在進入除油罐前增設除砂裝置。5.30 經除油罐后，出罐污水含油量不應大于多少mg/L？ 《除油罐設計規范》 P3 3.0.2 答：經除油處理后，污水中含油量不應大于50mg/L，懸浮固體含量不宜大于20mg/L。

5.31 當污水總礦化度大于5000mg/l時。立式除油罐以采用何種密閉介質？ 《除油罐設計規范》 P3 3.0.5 答：立式除油罐應采取密封隔氧措施。當污水總礦化度大于5000mg/l時，密封介質宜采用天然氣或氮氣；當污水總礦化度小于或等于5000mg/l時，必要時可加脫氧劑，使凈化水中含氧量符合油田企業標準或有關注水水質的行業標準。5.32 自然沉降分離液面負荷宜取何值？有效停留時間宜為多少？ 《除油罐設計規范》 P9 7.1.1

答：自然沉降分離液面負荷宜為1.8～3.0m3/m2*h,有效停留時間宜為3.5～2.5h.自然沉降斜管（板）分離液面負荷宜為4～6m3/m2*h,有效停留時間宜為2.0～1.3h.5.33 混凝斜管（板）分離液面負荷宜取何值？停留時間宜為多少小時？

注水及采出水處理工程 《除油罐設計規范》 P9 7.2.5 答：混凝斜管（板）分離液面負荷宜為6～10 m3/m2*h，停留時間宜為1.2～0.8h。5.34 當水中分散油的密度大于何值時宜優先采用誘導氣浮機？ 《油田采出水處理設計規范》 P9 5.1.3（1）

答：水中分散油密度大于0.9g/cm3時宜優先采用誘導氣浮機。5.35 采出水處理用過濾器一般應采用何種過濾器？ 《油田采出水處理設計規范》 P10 5.2.1 答：采出水處理用過濾器一般應采用壓力式過濾器，若條件允許也可采用重力式過濾器。

5.36 壓力式過濾器濾速、過濾周期、反沖洗時間、反沖洗強度宜取何值？ 《油田采出水處理設計規范》 P10 5.2.6 答 濾速：8～16m/h;過濾周期：12～24h；反沖洗時間：5～10min；反沖洗強度：15～20L/(s.m2)。

5.37 濾前、濾后水緩沖罐有效容積宜按多少分鐘輸水量確定？ 《油田采出水處理設計規范》 P11 5.3.4 答：濾前、濾后水緩沖罐有效容積宜按30min的輸水量確定，緩沖罐宜設為兩座。5.38 當處理站設計規模小于等于1.0×104m3/d時，污油罐儲存時間按多少天設計？ 《油田采出水處理設計規范》 P13 6.0.1 答：當Q>1.0×104m3/d時，為2~3天，當Q≤1.0×104m3/d時。為3～5天。5.39 采出水在何種條件時應采用密閉隔氧處理工藝？

《油田采出水處理設計規范》 P14 7.0.1 答：若采出水礦化度高，對設備、容器及管道腐蝕嚴重時，應采用密閉隔氧處理工藝。

5.40 藥庫的固定儲備量可根據藥劑的供應和運輸條件確定，宜按多少天用量計算？ 《油田采出水處理設計規范》 P17 8.0.9 答：藥庫的固定儲備量，可根據藥劑的供應和運輸條件確定，宜按15～20d的用量計算。

5.41 低產油田采出水處理設備應采用何種裝置？

《油田采出水處理設計規范》 P18 9.1.4

注水及采出水處理工程 答：處理設備應采用高效多功能的組合裝置。實行滾動開發的油田，開發初期可采用小型、簡單的臨時性橇裝設備。

5.42 當凈化水水質要求嚴格時，可采用那些過濾措施？

《油田采出水處理設計規范》 P10 5.2.3 答：當凈化水水質要求嚴格時，可采取多級過濾、降低濾速、減小濾料粒徑和精細過濾等措施。

5.43 當采用水力漩流器時，油水密度差應該大于多少？P6 5.1.7 答：油水密度差應大于0.05g/cm3;

5.44 密閉除油罐與大氣相通的管道應設水封設施，水封高度不得小于何值 《油田采出水處理設計規范》 P14 7.0.5（設計中水封高度常采用不小于250mm）

答：水（油）封高度應大于罐內天然氣排出壓力。

5.45 主要處理構筑物及工藝管道應按處理站設計計算水量QS進行計算，并按何種情況進行校核？ 《油田采出水處理設計規范》 P5 4.1.3（2%～5%）答：主要處理構筑物及工藝管道應按Qs進行計算，并應按其中一個（或一組）停產時繼續運行的處理構筑物應通過的水量進行校核。

第四篇：油田采出水處理設計規范 2007

油田采出水處理設計規范 規范號：GB 50428—2007 發布單位：中華人民共和國建設部/中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局 前言

??? 本規范是根據建設部建標函(20053 124號文件《關于印發“2005年工程建設標準規范制訂、修訂計劃(第二批)”的通知》要求，由大慶油田工程有限公司(大慶油田建設設計研究院)會同勝利油田勝利工程設計咨詢有限責任公司、中油遼河工程有限公司、西安長慶科技工程有限責任公司及新疆時代石油工程有限公司共同編制而成的。

??? 本規范在編制過程中，編制組總結了多年的油田采出水處理工程設計經驗，吸收了近年來全國各油田油田采出水處理工程技術科研成果和生產管理經驗，廣泛征求了全國有關單位的意見，對多個油田進行了現場調研，多次組織會議研究、討論，反復推敲，最終經審查定稿。

??? 本規范以黑體字標志的條文為強制性條文，必須嚴格執行。

??? 本規范由建設部負責管理和對強制性條文的解釋，由石油工程建設專業標準化委員會設計分委會負責日常管理工作，由大慶油田工程有限公司負責具體技術內容的解釋。本規范在執行過程中，希望各單位結合工程實踐，認真總結經驗，注意積累資料，隨時將意見和有關資料反饋給大慶油田工程有限公司(地址：黑龍江省大慶市讓胡路區西康路6號，郵政編碼：163712)，以供今后修訂時參考。

??? 本規范主編單位、參編單位和主要起草人：

??? 主編單位：大慶油田工程有限公司(大慶油田建設設計研究院)??? 參編單位：勝利油田勝利工程設計咨詢有限責任公司 ??? ??中油遼河工程有限公司

??? ??西安長慶科技工程有限責任公司 ??? ??新疆時代石油工程有限公司

主要起草人：陳忠喜?王克遠?馬文鐵?楊清民?楊燕平?? ?孫繩昆?潘新建?高?潮?趙永軍?舒志明 ??? 李英嬡?程繼順?夏福軍?古文革?徐洪君 ??? 唐述山?杜樹彬?王小林?杜凱秋?任彥中 ??? 何玉輝?劉慶峰?張?忠?李艷杰?劉洪友 ??? 張鐵樹?何文波?張國興?于艷梅?王會軍 ??? 馬占全?張榮蘭?張曉東?張?建?裴?紅 ??? 夏?政?周正坤?祝?威?洪?海?郭志強 ??? 高金慶?羅春林

附錄A 站內架空油氣管道與建(構)筑物之間最小水平間距 表A 站內架空油氣管道與建(構)筑物之間最小水平間距

建(構)筑物最小水平間距(m)建(構)筑物墻壁外緣或突出部分外緣有門窗3.0無門窗1.5場區道路1.0人行道路外緣0.5場區圍墻(中心線)1.0照明或電信桿柱(中心)1.0電纜橋架0.5避雷針桿、塔根部外緣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。道路為城市型時，自路面外緣算起；道路為公路型時，自路肩外緣算起。

???2 架空管道與立式罐之間的距離，是指立式罐與其圓周切線平行的架空管道管壁的距離。

附錄B 站內埋地管道與電纜、建(構)筑物之間平行的最小間距 表B 站內埋地管道與電纜、建(構)筑物之間平行的最小間距 建(構)筑物名稱通信電纜及35kV以下直埋電力電纜(m)管架基礎(或管墩)外緣(m)電桿中心線(m)建筑物基礎外緣(m)道路路面或路邊石外緣(m)邊溝外緣(m)管道名稱污油管道2.01.51.52.01.51.0污水管道2.01.51.52.01.51.0壓縮空氣管道1.01.01.01.51.01.0熱力管道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加藥管道1.01.01.01.51.01.0注：1 表中所列凈距應自管壁或保護設施外緣算起。

管道埋深大于鄰近建(構)筑物的基礎埋深時，應采用土壤安息角校正表所列數值。3 有可靠根據或措施時，可減少表中所列數值。

附錄C 過濾器濾料、墊料填裝規格及厚度 表C-1 核桃殼過濾器料填裝規格及厚度

序號名稱粒徑規格(mm)填裝厚度(mm)1核桃殼濾層0.6～1.21200～1400表C-2 纖維球過濾器濾料填裝規格及厚度

序號名稱粒徑規格(mm)填裝厚度(mm)1纖維球濾層30±51000～1200表C-3 重力單閥過濾器濾料、墊料填裝規格及厚度

序號名稱粒徑規格(mm)填裝厚度(mm)1石英砂濾層0.5～1.2700～8002礫石墊料層1～2503礫石墊料層2～41004礫石墊料層4～81005礫石墊料層8～161006礫石墊料層16～32200注：采用濾頭配水(氣)系統時，墊料層可采用粒徑為2～4mm的粗砂，其厚度宜為50～100mm。表C-4 石英砂壓力過濾器濾料、墊料填裝規格及厚度

序號名稱粒徑規格(mm)填裝厚度(mm)1石英砂濾層0.5～1.2700～8002礫石墊料層1～21003礫石墊料層2～41004礫石墊料層4～81005礫石墊料層8～161006礫石墊料層16～322007礫石墊料層32～64至配水管管頂上面100表C-5 雙層壓力過濾器濾料、墊料填裝規格及厚度

序號名稱一次濾料規格(mm)二次濾料規格(mm)填裝厚度(mm)1石英砂濾層0.8～1.20.5～0.8400～6002磁鐵礦濾層0.4～0.80.25～0.5400～2003磁鐵礦墊料層0.8～1.20.5～1.0504磁鐵礦墊料層1～21～21005磁鐵礦墊料層2～42～41006磁鐵礦墊料層4～84～81007礫石墊料層8～168～161008礫石墊料層16～3216～322009礫石墊料層32～6432～64至配水管管頂上面100 附錄D 埋地通信電纜與地下管道、建(構)筑物的最小間距 表D 埋地通信電纜與地下管道、建(構)筑物的最小間距

地下管道及建筑物最小水平凈距(m)最小垂直凈距(m)電纜管道直埋電纜電纜管道直埋電纜給水管道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)氣管道壓力≤0.3MPa 0.3MPa＜壓力≤O.8MPa1.0 2.O1.0 1.O0.15① 0.15①0.5 O.5電力線35kV以下電力電纜 1OkV及以下電力線電桿0.5②

1.00.5②0.5②0.5②建筑物散水邊緣 無散水時 基礎? 1.5 ?0.5 1.0 0.6——綠化高大樹木 小型綠化樹1.5 1.0———地下管道及建筑物最小水平凈距(m)最小垂直凈距(m)電纜管道直埋電纜電纜管道直埋電纜輸油管道—2.0—0.5熱力管道1.02.00.250.5排水管道1.01.00.150.5道路邊石1.0———排水溝—0.8—0.5廣播線—0.1——注：①交越處2m內天然(煤)氣管道不得有接口，否則電纜及電纜管道應加包封。

???②電力電纜加有保護套管時，凈距可減至0.15m。

附錄E 通信架空線路與其他設備或建(構)筑物的最小間距

?

本規范用詞說明

為便于在執行本規范條文時區別對待，對要求嚴格程度不同的用詞說明如下：

?1)表示很嚴格，非這樣做不可的用詞：

??? ?正面詞采用“必須”，反面詞采用“嚴禁”。

?2)表示嚴格，在正常情況下均應這樣做的用詞：

??? ?正面詞采用“應”，反面詞采用“不應”或“不得”。

?3)表示允許稍有選擇，在條件許可時首先應這樣做的用詞：

??? ?正面詞采用“宜”，反面詞采用“不宜”；

??? ?表示有選擇，在一定條件下可以這樣做的用詞，采用“可”。

本規范中指明應按其他有關標準、規范執行的寫法為“應符合??的規定”或“應按??執行”。

條文說明 1 總則

1.0.3油田采出水處理后主要是用于回注到地下油層，其他用途目前主要是指稠油油田采出水處理后用于蒸汽發生器給水。當采出水經處理后用于其他用途或排放時，對以原油及懸浮固體為主的預處理(以下簡稱預處理)系統的設計可參照本規范執行。

1.0.4各油田產生采出水的時間不同，有的油田開發初期不含水，有的油田因初期水量小而用于摻水或拉運至其他采出水處理站處理時，采出水處理工程可以緩建。2 術語

本章所列術語，其定義及范圍，僅適用于本規范。

本章所列術語，大多是參照國家現行標準《石油工程建設基本術語》SYJ 4039和現行國家標準《給排水設計基本術語標準》GBJ 125的名詞解釋確定的，并結合油田采出水處理生產發展的實際做了適當完善和補充。

2.0.9采出水處理站外部來水是指原油脫水系統來水、洗井廢水回收水、分建采出水深度處理站反沖洗排水回收水等。不包括采出水處理站內部回收水，如反沖洗排水、污泥濃縮上清液、污泥脫水機濾液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介質的密度差進行重力沉降分離的處理構筑物，因此同屬一種類型，以去除水中原油為主要目的，習慣上稱作“除油罐”。事實上采出水中不僅含有原油，也含有較多的懸浮固體，懸浮固體的去除遠比去除原油困難得多，油田注水水質標準對懸浮固體的要求也比對原油的要求嚴格。在沉降分離構筑物中只提出“除油罐”這一術語，不符合采出水處理的實際情況。本規范提出“沉降罐”這一術語，是為了適應油田采出水處理技術發展的要求，它本可代替“除油罐”這一術語，但考慮到“除油罐”這一術語在油田使用多年，在采用兩級沉降分離構筑物的處理流程中，第一級往往是主要去除水中原油，所以還有其存在的價值。本規范保留“除油罐”這一術語，并對該術語進行重新定義。

除油罐或沉降罐有立式和臥式兩類，臥式多為壓力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收儲存過濾器反沖洗排水的構筑物，也可接收儲存其他構筑物能夠進入的自流排水，如檢修時構筑物的放空排水等。3 基本規定

3.0.1采出水處理工程是油田地面建設不可缺少的組成部分，其原水來源主要是原油脫水，其次是洗井廢水和其他污水。因此采出水處理工程建設規模必須與原油脫水工程相適應。建設規模適應期宜為10年以上是根據國家現行標準《油氣田地面建設規劃設計規范》SY 0049的規定，并與現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350相一致。采出水處理工程建設最終規模應以“油田地面建設總體規劃”為依據確定，是否分期建設，應根據油田生產過程中原油綜合含水率的上升情況，綜合考慮技術經濟因素確定。

3.0.2采出水處理工程設計，應適應油田開發的要求，積極慎重地采用經過試驗和驗證的、行之有效的先進工藝、設備和新的科研成果。同時根據采出水性質、注水水質標準和油田所處地區的自然環境等條件，進行多方案的技術經濟比較，確定采出水處理工藝。

3.0.3本條是根據現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350規定的，但各油田可根據采出水水質特性、集輸工藝及生產管理情況制訂相應的指標。

3.0.4處理后用于油田注水，水質必須達到注水標準，以利油層保護。若用于其他目的時，如稠油油田采出水處理后用于蒸汽發生器給水或采出水處理后排放等，則應符合相應的后續處理工藝對預處理水質要求。

3.0.5本條規定主要是為了減少采出水的乳化程度，并節省動力。洗井廢水的雜質含量很高，直接輸入流程會對采出水處理系統的沖擊太大，影響凈化水的水質，所以洗井廢水宜設置適當的預處理設施，經預處理后輸至調儲罐或除油罐(或沉降罐)前。

3.0.6油田采出水原水供給一般是不均衡的，主要表現在水量(水量時變化系數大于1.15)或水質的較大波動上，經常造成采出水處理站水質達標困難，通過調節原水水量或水質的波動，使之平穩進入后續處理構筑物，不僅可以減小采出水處理站建設工程量，還能提高處理后水質的合格率。在原水水質、水量波動不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分離或原油脫水站有污水沉降罐時，可不設調儲設施。

3.0.7本條規定主要是為了準確地了解采出水處理站的實際運行情況，進而評價處理工藝的運行效果，為生產管理提供便利。當原水來源或凈化水用戶大于1處時，應單獨設置計量設施；也可在處理流程中間各段出口設置計量設施，以利于檢測中間各段處理構筑物的處理效果。3.0.8防爆分區劃分應執行國家現行標準《石油設施電氣設備安裝區域一級、0區、1區和2區區域劃分推薦做法》SY/T 6671的有關規定。防爆要求應執行國家或行業的相關規范、標準及規定。

根據各油田多年經驗，采出水處理站的某些場所有油氣聚集，如沉降罐閥組間、除油罐閥組間、氣浮機(池)廠房(氣浮機在室內)及操作間(氣浮機在室外)、污油罐閥組間、污油泵房、天然氣調壓間等場所的用電設備應防爆。對于采用天然氣密閉流程，當濾罐的排氣口設在室內時，室內的用電設備應防爆。

3.0.9流程的靈活性將給生產管理帶來很大的方便，因此在工程設計中采取一定的措施是必要的。

主要處理構筑物(如沉降罐、除油罐等)的數量不宜少于2座，當需要檢修或清洗時，可分別進行，不致造成全站停產。但對處理量小、采出水全部水量能調至鄰近站或本站內設置有事故罐(池)，在構筑物檢修時造成全站停產或部分停產，避免污水外排污染環境，此時可設1座，但事故罐(池)的容積應滿足停產檢修期間儲存水量的要求。

在檢修動火時，油田上曾多次發生過由于隔斷措施不利，造成沉降罐著火、傷人事故。現行檢修隔斷措施大多采用在構筑物進口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。應該特別提醒的是，僅僅關閉構筑物上的有關閥門起不到隔斷作用，因為經過一段時間韻使用，閥門大多數關閉不嚴。?? ??3 站與站之間的原水用管道連通，可以調節處理站之間的水量不平衡。同時一旦某站發生事故或維修，采出水原水可部分或全部調至其他站處理，做到不外排、不污染環境。3.0.10采出水處理站易產生污泥的構筑物有調儲罐、沉降罐、除油罐、氣浮機(池)、污水回收罐(池)等。

污泥對采出水處理系統的危害很大，如果不排泥，會惡化水質，降低處理效率，凈化水中懸浮固體含量很難達到注水水質標準。

3.0.11油田采出水處理工藝根據處理后去向不同(主要包括回注油層、稠油采出水處理后用于蒸汽發生器給水預處理和處理后達標外排預處理等)，采用的處理方式及工藝不同或不完全相同。不管采用何種方式及工藝，都應根據原水的特性以及凈化水的水質要求，在試驗的基礎上，通過技術經濟對比確定。在確保采出水處理后水質的條件下，應盡量簡化處理流程。

采出水用于回注的處理工藝，主要是指將原水經處理后達到油田注水水質標準的構筑物及其系統，根據回注油層的滲透率不同，所采用的沉降或離心分離及過濾級數也不同。油田常用的沉降或離心分離構筑物有沉降罐、除油罐、氣浮機(池)、水力旋流器等，過濾構筑物有石英砂過濾器、多層濾料過濾器(石英砂磁鐵礦雙層濾料過濾器、海綠石磁鐵礦雙層濾料過濾器等)、核桃殼過濾器、改性纖維球過濾器等。

3.0.12原中國石油天然氣總公司編寫的《低產油田地面工程規劃設計若干技術規定》中對低產油田的定義如下：“油層平均空氣滲透率低于50×10-3μm2、平均單井產量低于10t/d的油田；產能建設規模小于30×104t/a的油田”。

低產油田一般均實行滾動開發，其工程適應期比一般油田短，大部分油田的產能建設工程不到5年就要調整改造。因此，低產油田采出水處理工程設計，應結合實際，打破傳統界限，盡量簡化工藝，縮短流程，降低工程投箕和生產成本。

3.0.13 本條是針對國內沙漠油田的氣候、環境、管理等特點，結合國內沙漠油田的運行經驗制定的。3.0.14

稠油(包括特稠油和超稠油)油田的開發，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驅方式開采，稠油采出液一般采用熱化學重力沉降脫水工藝，因此污水處理站原水溫度較高(稠油脫出水溫度在50～65℃之間，特稠油和超稠油脫出水溫度在70～90℃之間)，具有較高的熱能利用價值。另外，蒸汽發生器用水量很大，國內外已有成熟的采出水蒸汽發生器給水處理工藝。因此，稠油采出水應首先考慮用于蒸汽發生器給水，不但可以實現污水的循環使用，還可以充分利用稠油采出水的熱能，節約蒸汽發生器燃料消耗。

稠油特別是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化嚴重。在處理過程中，污油是上浮還是下沉，應根據投加化學藥劑種類和處理工藝確定。另外污油黏在處理設備和管道內壁上很難脫落，所以在選擇處理工藝和設備時要充分注意，特別是污油的收集，要有行之有效的解決辦法。

如果凈化水是用于蒸汽發生器給水，應注意污水系統的保溫；如果凈化水是用于注水或外排，可以根據實際情況考慮熱能綜合利用。

由于稠油采出水處理系統分離出的污油含雜質較多，如果直接回到原油脫水系統，對原油脫水系統的正常運行影響較大。根據遼河油田原油脫水運行要求，稠油采出水處理系統分離出的污油宜單獨處理。’

在稠油采出水回用蒸汽發生器給水處理工藝中，預處理部分的設計(主要包括調儲、沉降分離和過濾)按本規范執行，深度處理部分的設計(主要包括軟化、除硅以及后處理)應按國家現行標準《稠油油田采出水用于蒸汽發生器給水處理設計規范》SY/T 0097的有關規定執行。

3.0.15灘海陸采油田由于地處灘海區域，所處的自然環境比較惡劣，例如：空氣濕度大、含鹽量高、腐蝕性強，風大，易受海浪影響，人員逃生困難。所以為保證安全生產，站內需配備一定數量的救生設備，如救生圈、救生衣等，配備數量可以參考國家現行標準《灘海陸岸石油作業安全規程》SY/T 6631—2005；同時對設備、閥門、管件、儀表及各種材料提出適應惡劣環境的要求，即在使用中無安全隱患，保證適當的使用壽命。由于灘海陸采油田采出水處理站標準較陸上油田高，投資大，為節省投資，提出盡量依托陸上油田已有設施的要求。4 處理站總體設計

4.1 設計規模及水量計算

4.1.2 Q4中不包含回收的場區初期雨水量。場區初期雨水如要回收宜單獨處理。

4.1.3根據式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，參與運行的構筑物增加的水量越少，連通管道管徑的增加量越小，水質達標保證率越高，但工程投資增加越多，需要經過技術經濟比較確定。

有條件向其他采出水處理站調水的處理站，校核水量可按下式計算：

? 式中Qd——脫水系統向其他采出水處理站調出的水量(m3/h)。

洗井廢水也可送至其他站處理，此時設計計算水量按下式計算：

Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)

但在檢修時向外調水或洗井水送至其他站處理的條件在設計時必須預先確定。4.2 站址選擇

4.2.1站址的選擇，在整個設計中是一個重要的環節，如果站址選擇不當，將會造成生產運行長期不合理。采出水處理站的建設應嚴格遵守基本建設程序，必須根據主管部門審查批準的油田地面建設總體規劃，以及所在地區的城鎮規劃，進行站址選擇工作，同時要兼顧外部管道的走向。

4.2.4采出水處理站與原油脫水站或注水站聯合建設，組成聯合站，是各油田普遍采用的一種布站方式。其優點是工藝銜接緊湊，生產管理集中，公用設施共用，從而節省投資，節約能源，減少占地。

4.2.6站址的選擇要充分考慮外部系統條件，盡量靠近水源、電源、熱源、公路，應做好優化比較，確定一個技術經濟合理的站址。4.3 站場平面與豎向布置 4.3.2本條土地面積有效利用率是根據現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350—2005中11.3.2條的規定確定的。

4.3.3對生產設施的布置除應和工藝流程相一致外，還應考慮物料流向、生產管理、安全防火、設備維修等因素，應盡量避免管網多次交叉、物料多次往返流動，應充分利用壓能和熱能，避免重復增壓和重復加熱。輔助生產設施應靠近站場出入口布置，如儀表值班室、值班休息室等生產、生活人員集中的建筑物等，可避免生產、生活人員進入生產區影響生產區的安全。為了減少占地、降低投資，集中處理站的布置也可打破專業界限，對同類設備進行聯合布置，如含油污水處理工藝中的污油回收罐可以同脫水工藝中的事故油罐布置在同一個防火堤內。

4.3.4變電室的布置應考慮進出線方便。靠近站內主要用電負荷可節省電纜，減少功率損耗。站場內的變電室布置在場區一側，可以減少站場用地，并有利于安全生產。4.3.5本條文說明的是道路的設計原則，具體要求見本規范10.8。

另外，采出水處理站藥劑投加品種多，投加量大，運送藥劑的車輛進、出站次數多，道路設計時應考慮藥劑運輸的問題。污泥作為采出水處理過程的副產物，站內很難消化處理，一般需要外運處置。為方便藥劑、污泥的拉運，站內宜設藥劑、污泥拉運專用道。

4.3.6設置圍墻是為了保證生產安全和便于生產管理。對于規模很小，站場周圍人煙稀少的處理站可不設圍墻。圍墻的高度2.2m是一般站場的常用值，對于有特殊要求的地區，應根據實際情況加高或降低圍墻高度。

4.3.7有組織的排水方式主要有明溝和暗溝(管)。明溝排水衛生條件差、占地多，但投資省，易于清掃維修。暗溝(管)則相反，其投資大，但清掃維修次數少，比較衛生、美觀，占地少，便于穿越通行。對于年降雨量小于200mm的干旱地區，降水很快蒸發或滲入地下，因而不需要設地面排水系統。4.3.8

濕陷性黃土地區：主要特點是大孔隙、濕陷，豎向設計時防止濕陷的主要辦法是保持必須的地面坡度，不使場地積水，坡度不小于0.5%；存放液體和排放雨水的構筑物，應采用防滲結構和防水材料。站場出現兩種不同等級的濕陷性黃土時，禁止在不同等級的濕陷性黃土上布置同一建(構)筑物，但為聯系用的道路除外。

巖石地基地區：盡量減少挖方，以降低工程難度，宜采用重點式階梯布置方式。路槽開挖宜與場地平土同時進行，近遠期基槽宜同時開挖。軟土地區：沿江、河、湖、海等水邊圍堤建設的站場，地基多為淤泥質沉積黏土，壓縮性高，含水量大，該地區的蒸發量往往大于降水量，表層土比下層強度高，不宜挖方。地下水位高的地區：挖方會造成基礎防水費用增加，對地下構筑物不利，需要加大基礎的重量以克服浮力。

鹽漬土地區：鹽漬土在干燥狀態下為強度比較高的結晶體，遇水時鹽晶溶解，強度很低，壓縮性強，吸水后，由于地表蒸發快，常有一層鹽霜或鹽殼，厚度在幾厘米到幾十厘米不等；鹽漬土在吸水前后的工程性質差別大，缺乏穩定性，不能直接在上面做基礎；鹽漬土對混凝土和金屬材料具有腐蝕性，在地下水作用下易腐蝕地基。鹽漬土地區的基礎應作防腐處理，一方面防止地下水滲透腐蝕，另一方面要防止管道泄漏腐蝕。采用自然排水的場地設計坡度不宜小于0.5%。

4.3.11充分利用地形的目的是為了降低能耗、節省投資。4.4 站內管道布置

4.4.1這是管道綜合布置的一般原則，管道是采出水處理站的主要組成部分，因此在處理站內總圖設計中，特別是規模較大、工藝較復雜的站，應結合總平面布置、豎向布置統一考慮各種管道的走向，使其滿足生產需要、符合防火安全要求。站內管道綜合布置不只是考慮平面布置，同時還應考慮豎向布置及站容美觀。4.4.2站內管道的敷設一般有三種形式：埋地、地上(架空或管墩)及管溝。采用何種敷設方式，應根據條文中提出的因素綜合比較后確定。

如果場區地下水位較高(隨季節波動)，管道埋地將使金屬管道經常處于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蝕機會和程度。施工時也需采取降水措施，增加施工費用。

管道埋地敷設需開挖溝槽，如工程地質條件差，為防止溝槽壁塌方，需放坡擴大開挖面，增加場區面積，增加工程投資。

“水力高程”是指各構筑物(罐或池)的設計自由水面或測壓管(對壓力構筑物而言)水面標高，組成工藝流程的一些構筑物，如調儲罐、沉降罐、氣浮機(池)、污油罐、回收水罐(池)、緩沖罐(池)等，是采用罐還是采用池(一般為地下式或半地下式)，水力高程條件如何，直接影響管道敷設方式。地上鋼制矩形池或混凝土池將因受力條件不利，而增加工程投資。

地上管道維護管理比埋地管道方便。

綜上所述，在各構筑物水力高程條件允許時，主要工藝及熱力管道宜地上敷設。

供水管道屬于壓力管道，地上敷設時，因水溫低需防凍，若伴熱保溫，會使水溫升高引起水質改變，不利于使用。自流排水管道，因收集器的標高低，管中水流靠管底坡度流動，地上敷設易凍堵等，應埋地敷設。加藥管道管溝敷設比埋地敷設維修方便。

另外，場區儀表、電信、供配電電纜應盡量隨工藝管道地上 4.4.5本條是對地上管道安裝高度的要求：

規定架空管道管底標高不宜小于2.2m是考慮操作人員便于通行，管墩敷設時管底距離地面高度不宜小于0.3m是考慮維修方便。

當管廊帶下面有泵或設備時，主要是考慮便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊帶下部的設備較高時，應視具體情況而定，以滿足設備檢修及日常操作為準。管道與設備之間，應有必要的凈空。

4.4.6道路垂直凈距不宜小于5.5m，是考慮大型消防車通過以及處理站內大型設備(如濾罐)整體運輸的需要。有大件運輸要求的道路，其垂直凈距應為車輛裝載大件設備后的最大高度另加安全高度。安全高度要視物件放置的穩定程度、行駛車輛的懸掛裝置等確定。現行國家標準《廠礦道路設計規范》GBJ 22—87規定的安全高度為0.5～1.0m。4.5 水質穩定

4.5.1對于高礦化度的采出水，氧是造成腐蝕的一個重要因素。氧會急劇加速腐蝕，在有硫化氫存在的采出水系統中，氧又加劇了硫化物引起的腐蝕。氧是極強的陰極去極劑，這使陽極的鐵失去電子變成Fe2+，與OH-結合而成為Fe(OH)2，并在其他因素的協同下造成較強的氧濃差電池腐蝕。由金屬腐蝕理論可知，隨著采出水pH值的降低，水中氫離子濃度的增加，金屬腐蝕過程中氫離子去極化的陰極反應增強，使碳鋼表面生成對氧化性保護膜的傾向減小，故使水體對碳鋼的腐蝕性隨其pH值的降低而增加。

據資料介紹，在高礦化度的采出水中，如果溶解氧從0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蝕速度增加5倍；如果達到1.90mg/L，其腐蝕速度則增加20倍。

如中原油田采出水，礦化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同時含有CO。和H2S等氣體，在流程未密閉之前，腐蝕情況十分嚴重，均勻腐蝕率一般在0.5～O.762mm/a，點蝕率高達5.6mm/a。文一聯采出水處理站投產8個月，緩沖罐及工藝管道即出現穿孔，有的部位重復穿孔，最嚴重的一周穿孔三次，最大穿孔面積2cm2。注水泵葉輪使用最短的時間為15d，一年換一次泵。該站1979年建設，在1985年拆除。

勝利油田也屬高礦化度水，因溶解氧的存在導致腐蝕很嚴重，辛一聯投產后6個月，站內管線開始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵運行3個月，葉輪、口環等就腐蝕得殘缺不全。

1982年中原油田用天然氣對文一聯采出水處理站的開式構筑物進行密閉隔氧，取得了比較理想的效果。密閉后，沉降罐出水的溶解氧含量由密閉前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，濾后水溶解氧降至0～0.03mg/L，濾后掛片腐蝕率由原來的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2

采用天然氣密閉系統，曾在油田發生過安全問題。自力式調節閥調壓系統排放的天然氣會污染環境，同時可能引發安全問題。因此本規范推薦優先采用氮氣作為密閉氣體。采用天然氣密閉時宜用干氣，在北方天然氣管道如果有水，易凍結，給密閉工作帶來影響，嚴重時可能引發事故。

天然氣、氮氣等的流程密閉，不是簡單地在常壓罐內的液面上通入氣體，而是要求氣體隔層必須隨液位變化而變化，以保持規定的壓力范圍。常壓罐頂的設計壓力一般為-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密閉氣體的運行壓力嚴禁超過此值。這就要求有一套完善的調壓系統，一般在氣源充足時，利用調壓閥并輔以儀表控制進行調壓。利用調壓閥調節時，一般分二級調壓，如天然氣由干氣(或濕氣)管道引入采出水處理站設調壓閥(第一級)，第二級調壓為在密閉罐進氣、排氣管道采用自力式調節閥，通過對罐內氣相空間補氣、排氣，保持氣相空間的運行壓力在設定范圍。沒定范圍為588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一類調壓是采用低壓氣柜。調壓閥調壓的優點是設備儀表少，氣體管徑小，工藝簡單；缺點是向大氣排放天然氣，安全性能差。低壓氣柜與密閉常壓罐氣相空間連通，由其補氣和接受排氣。低壓氣柜調壓系統優點是不向系統外排氣，安全性高，不污染環境；缺點是氣柜加工精度高，投資高。總之，選用何種調壓方式，應根據實際情況，經過安全、技術、經濟比較確定。天然氣密閉流程中要注意防止天然氣與空氣混合，否則易引起爆炸。在正常情況下，是不會遇到這種混合物的，可是當罐充氣時很可能產生上述爆炸性混合物。在投產時應特別注意安全問題，在向密閉罐引入天然氣前，先不使用調壓裝置來置換空氣。為了盡可能徹底置換空氣，各罐的空氣排出口應與天然氣進口對稱布置，并采用最大距離。

罐頂的耐壓等級一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。

呼吸閥為一級保護，調壓范圍可定為-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全閥為二級保護，壓力限值可定為1863.9Pa(190mmH2O)。

在正常生產運行過程中，密閉的常壓罐與大氣相通的管道，如溢流管道和排油管道等設置水封，是為了保證系統正常密閉，避免氣相空間氣體泄漏，影響正常生產或發生事故。同時，水封裝置應設置液面指示及補水設施。

天然氣管道不能積水，主要是從安全的角度考慮。特別是寒冷地區，管道內積水結冰，可能引發惡性事故。

密閉系統對于處理過程的自動保護意義十分重要，在生產過程中，一旦工藝參數異常，就可能發生重大惡性事故。如當緩沖罐內液位過低時，水泵可能吸入天然氣，發生爆炸危險，因此，要有一整套完善的信號聯鎖自動保護系統。

4.5.3由于油層對注入水的排異性，注水勢必對油層造成一定程度的損害，其常見類型有速敏、水敏、鹽敏、酸敏、堿敏等。由于pH值低而引起嚴重腐蝕時，投加堿性藥劑調高pH值，可能會導致油層堿敏性傷害。堿敏性傷害機理主要是指堿性工作液進入儲層后，與儲層巖石或儲層液體接觸，誘發黏土微結構失穩，有助于分散、運移發生，其次是OH-所帶來的沉淀，造成滲透率下降損害地層。所以要求采用調節pH值工藝時應首先對注入區塊地層做巖心堿敏性試驗，確定注入水臨界pH值，以降低對油層的傷害。

加堿性藥劑提高pH值的主要目的是減緩腐蝕、沉淀鹽垢、凈化水質；其次是改變水質環境，有利于抑制細菌的繁殖，該方法與采出水藥劑軟化處理工藝相近，但并非希望鹽垢更多的析出，因為Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻礙回注，但是與C032-、OH-生成沉淀物會增加排污量和污泥處置的困難。大量污泥出現，又無妥善處置污泥辦法，會對周圍環境產生二次污染。所以要求篩選出的pH值調節藥劑需與混凝劑、絮凝劑配伍性能好，產生的沉淀物量最少，易投加。5 處理構筑物及設備 5.1 調儲罐

5.1.1水量變化是由脫水系統水量變化引起的。應積累已建站脫水系統來水水量變化資料繪出時變化曲線，選取具有代表性的變化曲線(調儲罐出水為一日內的平均小時流量)為計算提供依據。2～4h設計計算水量是各油田采出水處理站設計多年積累的經驗數據，供缺少實測資料時選取。

5.1.3因為采出水在調儲罐內有效停留時間一般為2～4h，原油會在罐內頂部累積，因此應定期收油，設加熱設施可以保持原油冬季良好的流動性，便于收油。同時調儲罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用調儲容積及惡化水質。

調儲罐防火要求參照現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183有關污水沉降罐的相關規定執行。5.2 除油罐及沉降罐

5.2.1本條給出常壓立式沉降罐及除油罐的設計參數參考值，其中，水驅采出水技術參數是根據勝利油田、遼河油田、大慶油田等油田多年應用經驗及效果而確定的，聚合物驅采出水技術參數是根據大慶油田采出水處理站應用經驗及效果確定的。稠油采出水技術參數是根據遼河、新疆油田采出水處理站應用經驗及效果確定的。當采用兩級沉降分離時，除油罐應設在沉降罐前。

5.2.4現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183—2004中6.4.1條規定：“沉降罐頂部積油厚度不應超過0.8m。”。

5.2.6目前常用的排泥技術主要有靜壓穿孔管和負壓吸泥盤等，各種排泥方式有不同的適用條件和特點，可根據具體情況選用。5.3 氣浮機(池)5.3.1氣浮機是利用向水中均勻加入微小氣泡攜帶原油及懸浮固體細小顆粒加快上浮速度的原理實現油、水和懸浮固體快速分離的設備，對原油及懸浮固體顆粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水處理較其他沉降分離構筑物具有明顯的優勢。5.3.2氣浮機有多種類型：

主要區別在于加氣、布氣方式不同而導致結構、加氣、布氣系統各異，產生的氣泡顆粒直徑及均勻性有差別，能耗、管理及維護方便與否也不同。因此，根據采出水的性質，選擇何種類型的氣浮機(池)，應通過試驗，經技術經濟比較確定。

氣浮機(池)的氣源，有空氣、天然氣和氮氣等。高礦化度污水中含有溶解氧而導致嚴重腐蝕時，不宜用空氣做氣源；用天然氣做氣源，應注意安全及環保問題；用氮氣做氣源，系統投資較高。選擇何種氣源，應根據具體情況，經技術經濟比較確定。

5.3.3本條是考慮當需要檢修時可分別進行，不致造成全站停產，但各油田根據實際生產情況，如允許間斷運行，也可以設置1座。

5.3.4選用氣浮機(池)處理采出水時，應使用適合于所處理采出水性質的有效藥劑。不用藥劑或藥劑選用不當，氣浮的除油效率很低(根據大慶油田的經驗，不加藥劑，氣浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效適用藥劑，可使氣浮的除油效率達到90%以上)。

5.3.5根據各油田多年實際經驗，氣浮機(池)由于停留時間短，緩沖容積小，抗沖擊性負荷的能力較差，因此在氣浮前，宜設置調儲罐或除油罐。根據國內外油田多年應用經驗，氣浮機(池)適宜于含油量小于300mg/L且原油顆粒直徑小的采出水處理。5.4 水力旋流器

5.4.1水力旋流器的功能是油水分離。水力旋流器在與氣浮機(池)、沉降罐等配合使用時，水力旋流器應放在氣浮機(池)、沉降罐前。

5.4.2水力旋流器于20世紀80年代中期面世，與除油罐相比，在相同處理量的條件下，其優點為：占地面積小；重量輕；流程簡短，易于密閉。其缺點為：原水乳化程度高時處理效果差；能耗高；對懸浮固體去除效果差。

采出水水質特性直接影響到旋流器的處理效果，因此在采用旋流器處理采出水時，應先進行采出水水質特性試驗，然后在試驗的基礎上確定旋流管的結構和單根處理量，最后確定單臺旋流器的處理量及適應處理水量變化的組合方式。

5.4.4本條對提升泵類型的推薦是為了避免對采出水的激烈攪拌而導致油滴破碎，增加分離難度。5.5 過濾器

5.5.1油田采出水處理中采用的過濾器類型較多，根據承壓能力的不同，可分為重力式過濾器、壓力式過濾器；按填裝的濾料分，有單層濾料過濾器、雙層濾料過濾器(石英砂+磁鐵礦或海綠石+磁鐵礦)、多層濾料過濾器(無煙煤+石英砂+磁鐵礦)、核桃殼過濾器和改性纖維球過濾器等。重力式過濾器(如單閥濾罐)單臺處理量大，同等設計規模的采出水處理站，使用臺數少，適合設計規模大的處理站使用；與除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差進行重力過濾，既節能又不增加采出水的乳化程度，但對含聚合物或膠質含量高的采出水，由于工作水頭和反沖洗水頭低，工作周期短，不宜采用。

壓力式過濾器由于過濾及反沖洗時采用泵增壓，工作水頭及反沖洗水頭高，對含聚合物的采出水處理適應能力強，近年大慶油田的含聚污水處理站，已建重力式過濾器已改為壓力式過濾器。但受罐直徑限制(dmax=4.Om)，同等規模的處理站與重力過濾器相比臺數多，投資高，適用于規模較小的處理站選用。填裝各種不同濾料的過濾器各有特點，各油田已有豐富的使用經驗。

近年來，油田深度處理工藝應用的精細過濾器比較多，選用時應按具體情況，根據經濟技術比較確定。

5.5.3過濾器的設計濾速是按一臺過濾器反沖洗或檢修時，其余過濾器承擔全部水量的情況確定的。

5.5.4改性纖維球過濾器在開始過濾時必須壓緊，表中所列濾速為壓緊后正常過濾的濾速。5.5.5采出水的特點是水中含油量較大，濾層截留的污物中，原油占很大的比例。原油與濾料顆粒之間結合較“緊密”，用具有一定溫度的凈化水沖洗，才能保證濾層的反洗效果。同時，利用水、氣聯合反沖洗，效果明顯優于單一水洗。

對含聚合物的采出水處理濾料采用正常水沖洗的方式難以洗凈，用定期投加濾料清洗劑的方式，可以改善濾料清洗效果。

5.5.6采用變強度反沖洗是為了避免初始反沖洗強度過大，濾料層整體上移，造成內部結構損壞、跑料。因此，在工程設計中需進行反沖洗自動控制，閥門宜采用電動或氣動。沖洗方式、沖洗強度及時間應通過試驗或參照相似條件下已有過濾器的經驗確定。5.5.7常用濾料應符合國家現行標準《水處理用濾料》CJ/T 43—2005及當地油田制定的相應標準。

水處理常用濾料主要有無煙煤、石英砂、磁鐵礦、核桃殼等，其中無煙煤、石英砂、磁鐵礦應符合國家現行標準CJ/T 43—2005的要求，核桃殼濾料可參考大慶油田的企業標準(見表1)。

表1 大慶油田核桃殼濾料的參數及指標

序號參數指標1含泥量≤2%2鹽酸可溶率≤3.5%3皮殼率≤O.3%4破碎率+磨損率≤3%5雜質率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒徑顆粒含量≤5%大于指定上限粒徑顆粒含量5.5.8附錄C中濾料及承托層的組成為大慶油田制訂的企業標準。5.5.9大阻力配水系統和小阻力配水系統的配水、集水均勻性均較好，但大阻力配水系統反沖洗水頭損失大，動力消耗大，不適于沖洗水頭有限的重力式過濾器，否則需設沖洗水塔或高架水箱，因此本條推薦重力式過濾器采用小阻力配水系統。

油田常用的壓力過濾器采用大阻力配水系統，泵加壓反沖洗，能保證濾料的反沖洗效果，尤其是對含有聚合物(PAM)或膠質、瀝青質含量較多的采出水(對濾料的污染較為嚴重)適用，因此本條推薦壓力式過濾器宜采用大阻力配水系統。5.6 污油罐

5.6.1本條給出了污油罐有效容積計算公式，選擇儲存時間t時，應與污油罐容積一起考慮。5.6.2污油罐內設置加熱盤管，罐體設置保溫，都是為了保證污油的良好流動性，使油泵正常工作。污油罐底部設排水管，是為了放掉罐內下部的底水，盡量保證油泵少輸水，減少對脫水器的沖擊。設置看窗，可觀測和檢查放水的情況。

5.6.3本條規定中所給出的是污油罐加熱所需熱量的計算公式。如果對沉降罐(或除油罐)、回收水池等構筑物內的污水或污油加熱時，參考《油田油氣集輸設計技術手冊》的有關章節。5.6.4通過泵將污油罐中含有大量污水的污油，輸送至原油脫水站進站閥組，與采出液相混合，進行重新處理。連續均勻輸送是為了不對原油脫水系統產生沖擊。

5.6.5根據現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183—2004中6.4.6條規定“容積小于或等于200m3，并且單獨布置的污油罐，可不設防火堤”，同時根據8.4.2條第二款、8.4.5條第三款規定，容積不大于200m3的立式油罐可采用移動式泡沫滅火系統，單罐容量不大于500m3的固定頂油罐可設置移動式消防冷卻水系統，所以推薦污油罐容積不大于200m3，可降低工程投資。污油罐進罐管道設通污油泵進口的旁路管道，是防止采出水處理站在污油罐檢修時停止生產。5.7 回收水罐(池)5.7.1過濾器的反沖洗一般為批次進行，每個批次沖洗過濾器的臺數應盡可能相同或相近。每日宜按1～3批次沖洗過濾器，每批次間隔時間應相同，其中過濾器最多批次的排水量為過濾器反沖洗最大排水量。進入回收水罐(池)的其他水量W2是指與過濾器反沖洗最大排水量同一期間進入的其他水量。

5.7.2此條主要是從回收水池清泥、回收水罐排泥及檢修的角度考慮。

5.7.4壓力過濾流程采用回收水罐與采用回收水池相比，可節約占地，節省工程投資。重力式過濾器，如：單閥濾罐反沖洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保證足夠的反沖洗水頭，回收水池中排泥設施可以采用負壓吸泥盤。

5.7.5當反沖洗排水水質好時(與原水水質接近)可進入回收水罐(池)直接回收；當反沖洗排水水質比較差時，如三元復合驅采出水處理站的反沖洗排水，應進入排泥水系統與排泥水一并處理，處理后的水質優于或接近原水時再回收，這樣做有效地避免了水質惡性循環。5.7.7污水回收宜均勻連續輸至調儲罐或除油罐前，回收時間宜大于16h，避免對主流程形成較大的水量水質沖擊。5.8 緩沖罐(池)5.8.2本條是考慮當需要檢修和清洗時可分別進行，不致造成全站停產，但各油田根據油田實際生產情況，如允許間斷運行，也可以設置1座。

5.8.3濾后水緩沖罐(池)兼作反沖洗水儲水罐(池)，罐(池)的容積較大，水在罐(池)中的停留時間較長，在北方高寒地區，冬季環境氣溫較低，水溫下降較快，為保證反沖洗效果可酌情考慮做保溫。

5.8.4緩沖罐(池)運行一段時間，其上部積有一定厚度的原油，設計時應考慮收油設施。視罐(池)內水溫、油品性質情況，可設置簡易收油設施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水處理及泥渣處置 6.1 一般規定

6.1.1反沖洗排水是否進入排泥水處理系統由本規范第5.7.5條確定。6.1.3排泥水處理過程中分離出的清液連續回收時間宜大于16h，避免對主流程產生沖擊影響水質。如回收的清液水質較差時，也可排入排泥水調節罐(池)與其他排泥水一起處理。6.1.5當采出水處理站構筑物排泥水平均含固率大于2%時，一般能滿足大多數脫水機械的最低進機濃度的要求，因此可不設濃縮工序。6.2 調節池

6.2.1調節池與回收水罐(池)合建時，反沖洗排水水量大、持續時間長，其他構筑物排泥時，與反沖洗排水在時間上會重疊；調節池單獨建設時，構筑物排泥時間可以不重疊，因此可以只考慮排泥水量最大的構筑物的一次排泥水量。6.2.2設擾流設施的目的是防止污泥在池中沉積。

6.2.3調節池出流流量應盡可能均勻、連續，是為了滿足后續處理構筑物連續穩定運行的需要。

6.3 濃縮罐(池)6.3.1目前，在排泥水處理中，大多數采用重力式濃縮罐(池)。重力式濃縮罐(池)的優點是運行費用低，管理較方便；另外由于池容大，對負荷的變化，特別是對沖擊負荷有一定的緩沖能力。如果采用其他濃縮方式，如離心濃縮，失去了容積對負荷變化的緩沖能力，負荷增大，就會顯出脫水機能力的不足，給運行管理帶來一定困難。目前，國內外重力沉降濃縮罐(池)用得最多。國內重力濃縮罐(池)另一種形式斜板濃縮池罐(池)也開始使用。

6.3.2每一種類型脫水機械對進機濃度都有一定的要求，低于這一濃度，脫水機不能適應，例如：板框壓濾機進機濃度可要求低一些，但一般不能低于2%。

6.3.3濃縮罐(池)面積一般按通過單位面積上的固體量即固體通量確定。但在入流泥水濃度太低時，還要用液面負荷進行校核，以滿足泥渣沉降的要求。固體通量、液面負荷、停留時間應通過沉降濃縮試驗確定或者按相似工程運行數據確定。

泥渣停留時間一般不小于24h，這里所指的停留時間不是水力停留時間，而實際上是泥渣濃縮時間。大部分水完成沉淀過程后，上清液從溢流堰流走，上清液停留時間遠比底流泥渣停留時間短。由于排泥水從入流到底泥排出，濃度變化很大，例如，排泥水入流濃度為含水率99.9%，經濃縮后底泥含水率達97%。這部分泥的體積變化很大，因此，泥渣停留時間的計算比較復雜，需通過沉淀濃縮試驗確定。一般來說，滿足固體通量要求，且罐(池)邊水深有3.5～4.5m，則其泥渣停留時間一般能達到不小于24h。

對于斜板(斜管)濃縮罐(池)固體負荷、液面負荷，由于與排泥水性質、斜板(斜管)形式有關，各地所采用的數據相差較大，因此，宜通過小型試驗或者按相似排泥水、同類型斜板數據確定。

6.3.4重力濃縮罐(池)的進水原則上應該是連續的，當外界因素的變化不能實現進水連續時，可設浮動收液設施收集上清液，提高濃縮效果，成為間歇式濃縮罐(池)，宜設置加藥攪拌設備。6.4 脫水

6.4.1脫水機械的選型既要適應前一道工序排泥水濃縮后的特性，又要滿足下一道工序泥渣處置的要求，由于每一種類型的脫水機械對進水濃度都有一定的要求，低于這一濃度，脫水機不能適應，同時要考慮所含原油對脫水率的影響，因此，前道濃縮工序的泥水含水率是脫水機械選型的重要因素。例如，濃縮后泥水含固率僅為2%，且所含原油對濾網透水性的影響較小時，則宜選擇板框壓濾機，否則宜選用離心機，同時脫水設備應設有沖洗措施。另外，后道處理工序也影響機型選擇。例如，泥渣拉運集中處置時盡可能使其含水率低。6.4.3所需脫水機的臺數應根據所處理的干泥量、每臺脫水機單位時間所能處理的干泥量(即脫水機的產率)及每日運行班次確定，正常運行時間可按每日1～2班考慮。脫水機可不設置備用。當脫水機發生故障檢修時，可用增加運行班次解決。

6.4.4泥水在脫水前進行化學調質，由于泥渣性質及脫水機型式的差別，藥劑種類及投加量宜由試驗或按相同機型、相似排泥水運行經驗確定。

6.4.5脫水機濾液和脫水機沖洗廢水中污油和懸浮物含量較高不宜直接回收。7 藥劑投配與貯存 7.1 藥劑投配

7.1.1采出水處理站應用的藥劑種類比較多，常用的有絮凝劑、浮選劑、殺菌劑、緩蝕阻垢劑、濾料清洗劑、污泥調質劑、pH調節劑等，每類藥劑有多個品種，每個采出水處理站應根據采出水原水的水質特性、處理后水質指標、工藝流程特點進行選用。

殺菌方式除化學殺菌方式外，還有物理殺菌等方式，物理殺菌方式有紫外線、變頻、超聲波等，目前部分油田已經開始試用物理殺菌或與化學殺菌聯合使用，具體采用哪種方式應根據試驗，并通過技術經濟比較確定。

7.1.2在采出水處理站中投加2種或2種以上藥劑時，應進行藥劑之間的配伍性試驗，防止藥劑之間的相互反應，而影響藥劑的水

7.1.3同一類藥劑有多個品種，藥劑的品種直接影響采出水處理效果，而其投加量還關系到采出水處理站的運行費用。為了正確地選擇藥劑的品種、投加量，應進行室內或現場試驗。缺乏試驗條件而類似采出水處理站已有成熟的經驗時，則可根據相似條件下采出水處理站運行經驗來選擇。藥劑混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反應方式有旋流反應、機械攪拌反應、管道反應器等。對于投加的所有藥劑均應有混合設施，對于絮凝劑、助凝劑還應有反應設施。

7.1.4藥劑的投加方式大多為液體投加，溶藥和配藥可采用機械或水力等方式進行攪拌。水力攪拌一般用在藥劑投加量小的場合。為防止藥液沉淀或分層，應在正常加藥時，不停止攪拌。

7.1.5因每種藥劑的投加量、配制濃度以及藥劑貯罐的容積及臺數、固體藥劑溶解速度有差異，故配藥次數是不相同的，但考慮到操作人員勞動強度及管理等因素，確定每日藥劑配制次數不宜超過3次。

7.1.6近年來藥劑投加多采用加藥裝置(泵、溶藥罐、控制柜等放在同一個橇上)，節約用地，管理方便。隔膜計量泵除具有普通柱塞計量泵的優點外，還有更強的耐腐蝕性及耐用性。7.1.7采出水處理中投加的各種藥劑，投加位置對處理效果有很大影響，各油田應通過試驗確定，本條中給出的投藥點位置是根據經驗確定的，可參照執行。對混合反應有要求的藥劑(如絮凝劑等)應設混合反應設施。

7.1.8本條是指同一藥劑，投加到不同的水處理構筑物上，應分別設置計量設施，如：一臺加藥裝置可設兩臺計量泵，也可以在一臺加藥裝置出口的兩個分支分別設流量計。

7.1.9鹽酸或硫酸具有很強的揮發性和刺激性氣味，其揮發的氣體具有較強的腐蝕性，因此應密閉貯存和密閉投加。7.2 藥劑貯存

7.2.2藥劑的貯存時間不宜過長，尤其一些容易失效、變質的液體藥劑應根據藥劑的特性、環境條件進行確定。8 工藝管道 8.1 一般規定

8.1.1油田采出水中含有原油及揮發性的易燃易爆氣體，從安全的角度出發，站內不得采用明溝及暗溝輸送采出水。

8.1.2采出水處理站的工藝管道，大部分油田采用的是內外防腐的鋼質管道。水質腐蝕性強的油田部分采用玻璃鋼等非金屬管道。鋼質管道內防腐的施工難度大，若內防腐質量不好，易造成凈化水輸送過程中的二次污染。玻璃鋼等非金屬管道具有優良的耐腐蝕性能，勝利油田、中原油田、大慶油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺點主要是站內管件多，施工難度大，事故時生產單位無法維修，只能依靠制造廠家，另外工程造價也比鋼管稍高。所以采用玻璃鋼等非金屬管道時，應根據水質及油田的實際情況綜合考慮。

8.1.3采出水處理站工藝管道絕對不能與生活飲用水管道連通，以避免污染飲用水系統。用清水投產試運行時，可加臨時供水管道，用完拆除。嚴禁設計時將清水管道接入處理站內的各種構筑物，防止發生污水倒流現象。

8.1.4沉降分離構筑物的收油管是否需要保溫和伴熱，應根據當地的最低氣溫與原油的凝固點來確定，北方地區一般當地最低氣溫比原油凝固點低，因此，北方地區的收油管道應該設保溫和伴熱。伴熱可以采用與熱水管伴行或者電熱帶等形式。

8.1.5為方便地上敷設的工藝管道檢修，在工藝管道較低的位置宜設放空口，北方寒冷地區還應設掃線口。

8.1.6含有原油的水的來源主要有泵盤根漏水、化驗室排水等，這些水因為含有原油，排入生活排水管道，將會造成排水系統堵塞或可燃氣體的富集產生安全隱思。8.1.7

加藥管道因為管徑比較小，有時還間斷運行，因此應考慮防凍問題。當埋地鋪設時，有兩種辦法，一是深埋在凍土層以下，但不利于維修；二是淺埋，但需保溫和伴熱。具體采用哪種辦法，應根據油田的實際情況來確定。

加藥管的材質應根據投加化學藥劑的性質來確定，具有高腐蝕性藥劑一般選擇非金屬管、不銹鋼管或者非金屬內襯金屬管，但不銹鋼管不適合投加氯離子含量高的藥劑。8.1.8在穿越道路時，為了防止重型車輛通過將工藝管道損壞，府設保護套管。8.2 管道水力計算

8.2.2關于管道沿程水頭損失計算的規定。

由于油田采出水含有的原油、膠質、懸浮固體等各種組分易在管道內壁附著，因此采用以舊鋼管和舊鑄鐵管為研究對象的舍維列夫水力計算公式更為適用，國內各油田采出水(包括原油集輸)水力計算一直沿用此公式進行計算，并考慮增加一定的裕量，較好地滿足了工程設計的要求。非金屬管道可采用海曾·威廉公式計算。8.2.3關于管道局部水頭損失計算的規定。

采出水處理站內管道長度較短，沿程水頭損失小，但是彎頭、三通、四通等管件很多，局部水頭損失遠大于沿程水頭損失，重力式處理構筑物(如沉降罐、除油罐等)內更是如此，決不可以忽視。站外管道在規劃時管道局部水頭損失可按沿程水頭損失的5%～10%計算，在設計階段應進行詳細計算。

8.2.4各油田對采出水輸送管道都是按給水管道進行水力計算的，并且考慮到采出水含油、結垢等因素的影響。這種影響反映出的水頭增加以多少為合理，無法作統一規定，大慶油田認為增加10%～20%合適，各油田應根據自己的實際情況確定。

8.2.5采出水處理站中污油管道與原油集輸管道性質基本相同，沿程阻力可按現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350中原油集輸管道計算。局部阻力可按照《油庫設計與管理》計算。

8.2.6為防止污泥在管中淤積，規定壓力輸泥管最小設計流速。

本條數據引自現行國家標準《室外排水設計規范》GB 50014—2006中第4.2.8條。8.2.8本條參照國家現行標準《石油化工污水處理設計規范》SH 3095—2000第6.2.6條制定。9 泵房

9.1 一般規定 9.1.1采出水處理站的工作水泵，根據工藝要求不同分為原水升壓泵、濾前水升壓泵、凈化水外輸泵以及反沖洗水泵、回收水泵、污油泵等，應根據用途不同分別選用。選用的水泵機組應能適應水量和水壓的要求，并盡量使機組處在高效率情況下運行，同時還應考慮提高電網的功率因數，以節省用電，降低運行成本。采出水處理站分期建設時，廠房可一次建成，各類水泵可分期建設并留有擴建位置。

油田采出水隨原油產量及含水率上升而逐漸增加，原水升壓泵、濾前水升壓泵、凈化水外輸泵等可以采用增加泵臺數或大小泵搭配的方式適應水量的遞增，使水泵在高效區工作。在可能的情況下，為方便管理和減少檢修用的備件，選用水泵的型號不宜過多。

9.1.2選用水泵應符合節能要求。當水泵運行工況改變時，水泵的效率往往會降低，故當水量變化較大時，為減少水泵臺數或型號，宜采用改變水泵運行特性的方法，使水泵機組運行在高效范圍。目前國內采用的辦法有：機組調速、更換水泵葉輪或調節水泵葉片角度等，應通過技術經濟比較選用。

9.1.4國內油田多處在平原地區，尚沒有發生水錘事故的實例。國內供水行業根據調查，近年來由于停泵水錘或關閥水錘導致閥門破裂、泵房淹沒、輸水管破裂的事故時有發生。國內外在消除水錘措施方面有不少的成功經驗。常規做法是根據水錘模擬計算結果對水泵出水閥門進行分階段關閉以減小停泵水錘，并根據需要，在輸水管道的適當位置設置補水、排氣、補氣等設施，以期消除彌合水錘。

泵房設計時，輸水管路地形高差較大或向位于高處的站場輸水時，對有可能產生水錘危害的泵房宜進行停泵水錘計算：①求出水泵機組在水輪機工況下的最大反轉數，判斷水泵葉輪及電機轉子承受離心應力的機械強度是否足夠，并要求離心泵的最大反轉速度不超過額定轉速的1.2倍；②求出泵殼內部及管路沿線的最大正壓值，判斷發生停泵水錘時有無爆裂管道及損害水泵的危險性，要求最高壓力不應超過水泵額定壓力的1.3～1.5倍；⑧求出泵殼內部及管道沿線的最大負壓值，判斷有無可能形成水柱分離，造成斷流水錘等嚴重事故。水錘消除裝置宜裝設泵房外部，以避免水錘事故可能影響泵房安全，同時宜庫存備用，以便及時更換。

9.1.5負壓吸水時，水泵如采用合并吸水管，運行的安全性差，一旦漏氣將影響與吸水管連接的各臺水泵的正常運行。

9.1.6水泵吸水管一般采用帶有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直徑DN不小于1.25倍的吸水管直徑。??? 2 吸水喇叭口最小懸空高度E值為：

??? ??1)喇叭口垂直向下布置時，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口傾斜向下布置時，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置時，E=1.O～1.25DN。

??? 3 吸水喇叭口在最低運行水位時的淹沒深度F值為： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置時，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口傾斜向下布置時，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置時，F=1.8～2.0DN。

??? 4 吸水喇叭口與吸水井池側壁凈距G=0.8～1.ODN；兩個喇叭口間的凈距H=1.5～2.ODN；同時滿足喇叭口安裝的要求。

9.1.7水泵安裝高度必須滿足不同工況下必需氣蝕余量的要求。同時應考慮電機與水泵額定轉速差、水溫以及當地的大氣壓等因素的影響，對水泵的允許吸上真空高度或必需氣蝕余量進行修正。水泵安裝高度合理與否，影響到水泵的使用壽命及運行的穩定性，所以水泵安裝高程的確定需要詳細論證。

由于水泵額定轉速與配套電動機轉速不一致而引起氣蝕余量的變化往往被忽視。當水泵的工作轉速不同于額定轉速時，氣蝕余量應進行換算。

9.1.8根據技術經濟因素的考慮，規定水泵吸水管及出水管的流速范圍。9.2 泵房布置

9.2.2本條文是參照現行國家標準《室外排水設計規范》GB 50014—2006中第5.4.7條制定的。

9.2.5泵房通往室外的門的個數應根據相關防火規范的要求確定，其中一扇門應滿足搬運最大尺寸設備。10 公用工程

10.1 儀表及自動控制

10.1.1設計規模較大、工藝流程復雜程度較高的處理站，宜采用計算機控制系統。

設計規模和工藝流程復雜程度適中的處理站，宜采用性能價格比適中的小型計算機控制系統。

設計規模小、工藝流程較簡單或低產和邊遠分散小油田的處理站可酌情采用儀表控制系統。

沙漠油田的處理站，宜采用計算機控制系統，并設遠程終端裝置(RTU)。10.2 供配電

10.2.1油田采出水處理站是油田的重要用電單位，一旦斷電將導致采出水大量外排，不僅污染環境，還可能引發安全事故，因此電力負荷的設計等級應確定為二級負荷。

10.2.2根據不同設備在整個工藝過程中的重要性不同，對主要設備供電等級進行劃分，依此選擇電氣設備。10.3 給排水及消防

10.3.1本條規定是為了避免重復建設或能力過剩所造成的浪費。采出水處理站給水、排水系統應統一規劃，分期實施。對于一期工程建成后，二期施工困難或一期、二期同時建設投資增加不多，在技術上更加合理的工程，應一次建設。10.4 供熱

10.4.1本條是最大供熱負荷的確定。

根據生產、生活、采暖、通風、鍋爐房自耗及管網損耗的熱量，計算出系統最大耗熱量(稱為最大熱負荷)，確定鍋爐房規模。

鍋爐房自耗熱及供熱管網損失系數K中包括：

燃油蒸汽霧化用熱約占總熱負荷的5.5%，油的保溫與加熱用熱約占總熱負荷的0.5%，熱網損失耗熱約占總負荷的5%～10%。

建筑采暖一般是連續供給，K1=1。通風熱負荷同時使用系數K2，據現場調查，供熱負荷為其計算量的40%～50%，取通風熱負荷同時使用系數K2=0.4～0.5。

本規范所提及的生產負荷，通常是用于加熱(換熱器)、清洗及管道伴熱，使用時間及耗熱取決于生產。加熱負荷一般是連續的，負荷波動較大，管道伴熱負荷在冬季是連續的，清洗熱負荷是間斷的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本條著重強調熱水供熱系統，供水溫度一般不超95℃，原因是蒸汽供熱系統比較復雜，跑、冒、滴、漏問題嚴重，熱媒輸送半徑小，凝結水回收率低，回收成本高，而熱水供熱系統恰恰與此相反，所以只要工藝沒有特殊要求優先采用熱水供熱系統。

如工藝需用蒸汽伴熱、吹掃、清罐和解凍等，鍋爐房內應設置蒸汽鍋爐，當工藝生產連續用蒸汽時，鍋爐房至少應有2臺蒸汽鍋爐。采暖介質宜選用熱水，根據熱水負荷情況，可以選用熱水鍋爐、汽-水換熱器以及汽水兩用鍋爐(一種帶內置式換熱器的鍋爐)。

10.4.3油田用的水套爐和真空相變鍋爐采用室外露天布置，在南方炎熱地區，許多鍋爐也露天布置，近些年來，北方部分地區也將鍋爐露天或半露天布置。無論何種布置方式都應遵循“以人為本，安全第一”的設計理念，優先考慮安全，兼顧環保和方便生產運行，做好鍋爐機組、測量控制儀表、管道、閥門附件以及輔機的防雨、防腐蝕、防風沙、防凍、減少熱損失和噪聲等措施，設立必要的司爐操作間，將鍋爐水位、鍋爐壓力等測量儀表集中設置在操作間內，以保證鍋爐機組的安全運行。10.5 暖通空調

1O.5.2 有組織的自然通風可采用筒形風帽、旋轉風帽、球形風帽或通風天窗等形式。10.5.3現場調查發現，水處理站化驗室可能散發出有害氣體，為迅速有效地排除，規定采用通風柜進行局部排風。

10.5.4相對密度小于0.75的氣體視為比空氣輕，相對密度大于0.75的氣體視為比空氣重；上、下部區域的排風量中，包括該區域內的局部排風量；地面上2m以內的，規定為下部區域。10.5.5為了滿足沙漠地區站場建筑物的通風防沙要求，可采取以下措施：

發生沙塵暴時，站場建筑門窗緊閉，為防止室內負壓過大及由此吸入沙塵需設置機械進風系統。設置條件應考慮排風系統的運行情況、建筑物的規模以及沙塵暴的連續時間、發生次數等。

機械進風系統的吸風口宜設在室外空氣較清潔的地方，下緣距室外地坪不宜小于2m，且應有過濾設施。過濾器應操作簡單、清掃方便。機械進風系統可不設加熱裝置。進排風口應有防止沙塵進入室內的措施。

站場內建筑物的外窗應采用帶換氣小窗的雙層密閉門，外門應采用單層密閉窗。5 當采用天窗進行自然通風時，啟閉機構應操作靈活、方便，且便于清掃沙塵。自控儀表控制室、電子計算機房等防塵嚴格的場所也可采用正壓通風。10.7 建筑及結構

10.7.2除油罐、沉降罐、單(無)閥濾罐等采用鋼筋混凝土板式基礎，是根據罐底荷載不均和工藝對不均勻沉降的要求，所選用的一種合理基礎型式，也是大慶油田多年采用的做法。10.8 道路

1O.8.1 站內道路的分類是參照現行國家標準《廠礦道路設計規范》GBJ 22，結合站場生產規模和性質綜合確定的。

10.8.2本條參照現行國家標準《廠礦道路設計規范》GBJ 22，結合運輸和消防用車的車型特點而定。站場主要通行車輛為4～5t的標準載重汽車，若行駛其他汽車時，其轉彎半徑的數值可做適當調整。10.9 防腐及保溫

10.9.1采出水處理涉及很多種類的構筑物，如調儲罐、除油罐沉降罐、氣浮機(池)、污水回收罐(池)、過濾器、各種緩沖罐(池等。采出水具有一定的腐蝕性，其腐蝕性的強弱與水中所含腐蝕性介質的種類和濃度有關，因此鋼制構筑物和鋼質管道均應進行防腐處理，用于強腐蝕性介質的鋼制構筑物還應采取覆蓋層和陰極保護相結合的保護方式。具體防腐措施根據工藝條件、介質環境等綜合分析后確定，必要時可進行腐蝕檢測。11 健康、安全與環境

11.0.1本條是參考國家經貿委《石油天然氣管道安全監督與管理規定》和勞動部《建設項目(工程)勞動安全衛生監察規定》及國家現行標準《石油天然氣工業健康、安全與環境管理體系》SY/T 6276—1997等的相關規定，結合采出水處理工程的特點制定的。

11.0.2、11.0.3 這兩條是參考《中華人民共和國環境保護法》等有關環境保護的現行國家法律條文及國家現行的其他相關標準或規定，結合采出水處理工程的特點制定的。附錄A、附錄B、附錄D、附錄E

本附錄A、B、D、E等同采用現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350—2005。

附錄C

本附錄C是根據近年來國內各油田應用過濾罐情況，而確定的濾料填裝規格及厚度。

條文說明 1 總則

1.0.3油田采出水處理后主要是用于回注到地下油層，其他用途目前主要是指稠油油田采出水處理后用于蒸汽發生器給水。當采出水經處理后用于其他用途或排放時，對以原油及懸浮固體為主的預處理(以下簡稱預處理)系統的設計可參照本規范執行。

1.0.4各油田產生采出水的時間不同，有的油田開發初期不含水，有的油田因初期水量小而用于摻水或拉運至其他采出水處理站處理時，采出水處理工程可以緩建。2 術語

本章所列術語，其定義及范圍，僅適用于本規范。

本章所列術語，大多是參照國家現行標準《石油工程建設基本術語》SYJ 4039和現行國家標準《給排水設計基本術語標準》GBJ 125的名詞解釋確定的，并結合油田采出水處理生產發展的實際做了適當完善和補充。

2.0.9采出水處理站外部來水是指原油脫水系統來水、洗井廢水回收水、分建采出水深度處理站反沖洗排水回收水等。不包括采出水處理站內部回收水，如反沖洗排水、污泥濃縮上清液、污泥脫水機濾液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介質的密度差進行重力沉降分離的處理構筑物，因此同屬一種類型，以去除水中原油為主要目的，習慣上稱作“除油罐”。事實上采出水中不僅含有原油，也含有較多的懸浮固體，懸浮固體的去除遠比去除原油困難得多，油田注水水質標準對懸浮固體的要求也比對原油的要求嚴格。在沉降分離構筑物中只提出“除油罐”這一術語，不符合采出水處理的實際情況。本規范提出“沉降罐”這一術語，是為了適應油田采出水處理技術發展的要求，它本可代替“除油罐”這一術語，但考慮到“除油罐”這一術語在油田使用多年，在采用兩級沉降分離構筑物的處理流程中，第一級往往是主要去除水中原油，所以還有其存在的價值。本規范保留“除油罐”這一術語，并對該術語進行重新定義。

除油罐或沉降罐有立式和臥式兩類，臥式多為壓力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收儲存過濾器反沖洗排水的構筑物，也可接收儲存其他構筑物能夠進入的自流排水，如檢修時構筑物的放空排水等。3 基本規定

3.0.1采出水處理工程是油田地面建設不可缺少的組成部分，其原水來源主要是原油脫水，其次是洗井廢水和其他污水。因此采出水處理工程建設規模必須與原油脫水工程相適應。建設規模適應期宜為10年以上是根據國家現行標準《油氣田地面建設規劃設計規范》SY 0049的規定，并與現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350相一致。采出水處理工程建設最終規模應以“油田地面建設總體規劃”為依據確定，是否分期建設，應根據油田生產過程中原油綜合含水率的上升情況，綜合考慮技術經濟因素確定。

3.0.2采出水處理工程設計，應適應油田開發的要求，積極慎重地采用經過試驗和驗證的、行之有效的先進工藝、設備和新的科研成果。同時根據采出水性質、注水水質標準和油田所處地區的自然環境等條件，進行多方案的技術經濟比較，確定采出水處理工藝。

3.0.3本條是根據現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350規定的，但各油田可根據采出水水質特性、集輸工藝及生產管理情況制訂相應的指標。

3.0.4處理后用于油田注水，水質必須達到注水標準，以利油層保護。若用于其他目的時，如稠油油田采出水處理后用于蒸汽發生器給水或采出水處理后排放等，則應符合相應的后續處理工藝對預處理水質要求。

3.0.5本條規定主要是為了減少采出水的乳化程度，并節省動力。洗井廢水的雜質含量很高，直接輸入流程會對采出水處理系統的沖擊太大，影響凈化水的水質，所以洗井廢水宜設置適當的預處理設施，經預處理后輸至調儲罐或除油罐(或沉降罐)前。

3.0.6油田采出水原水供給一般是不均衡的，主要表現在水量(水量時變化系數大于1.15)或水質的較大波動上，經常造成采出水處理站水質達標困難，通過調節原水水量或水質的波動，使之平穩進入后續處理構筑物，不僅可以減小采出水處理站建設工程量，還能提高處理后水質的合格率。在原水水質、水量波動不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分離或原油脫水站有污水沉降罐時，可不設調儲設施。

3.0.7本條規定主要是為了準確地了解采出水處理站的實際運行情況，進而評價處理工藝的運行效果，為生產管理提供便利。當原水來源或凈化水用戶大于1處時，應單獨設置計量設施；也可在處理流程中間各段出口設置計量設施，以利于檢測中間各段處理構筑物的處理效果。

3.0.8防爆分區劃分應執行國家現行標準《石油設施電氣設備安裝區域一級、0區、1區和2區區域劃分推薦做法》SY/T 6671的有關規定。防爆要求應執行國家或行業的相關規范、標準及規定。

根據各油田多年經驗，采出水處理站的某些場所有油氣聚集，如沉降罐閥組間、除油罐閥組間、氣浮機(池)廠房(氣浮機在室內)及操作間(氣浮機在室外)、污油罐閥組間、污油泵房、天然氣調壓間等場所的用電設備應防爆。對于采用天然氣密閉流程，當濾罐的排氣口設在室內時，室內的用電設備應防爆。

3.0.9流程的靈活性將給生產管理帶來很大的方便，因此在工程設計中采取一定的措施是必要的。

主要處理構筑物(如沉降罐、除油罐等)的數量不宜少于2座，當需要檢修或清洗時，可分別進行，不致造成全站停產。但對處理量小、采出水全部水量能調至鄰近站或本站內設置有事故罐(池)，在構筑物檢修時造成全站停產或部分停產，避免污水外排污染環境，此時可設1座，但事故罐(池)的容積應滿足停產檢修期間儲存水量的要求。

在檢修動火時，油田上曾多次發生過由于隔斷措施不利，造成沉降罐著火、傷人事故。現行檢修隔斷措施大多采用在構筑物進口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。應該特別提醒的是，僅僅關閉構筑物上的有關閥門起不到隔斷作用，因為經過一段時間韻使用，閥門大多數關閉不嚴。?? ??3 站與站之間的原水用管道連通，可以調節處理站之間的水量不平衡。同時一旦某站發生事故或維修，采出水原水可部分或全部調至其他站處理，做到不外排、不污染環境。3.0.10采出水處理站易產生污泥的構筑物有調儲罐、沉降罐、除油罐、氣浮機(池)、污水回收罐(池)等。

污泥對采出水處理系統的危害很大，如果不排泥，會惡化水質，降低處理效率，凈化水中懸浮固體含量很難達到注水水質標準。

3.0.11油田采出水處理工藝根據處理后去向不同(主要包括回注油層、稠油采出水處理后用于蒸汽發生器給水預處理和處理后達標外排預處理等)，采用的處理方式及工藝不同或不完全相同。不管采用何種方式及工藝，都應根據原水的特性以及凈化水的水質要求，在試驗的基礎上，通過技術經濟對比確定。在確保采出水處理后水質的條件下，應盡量簡化處理流程。

采出水用于回注的處理工藝，主要是指將原水經處理后達到油田注水水質標準的構筑物及其系統，根據回注油層的滲透率不同，所采用的沉降或離心分離及過濾級數也不同。油田常用的沉降或離心分離構筑物有沉降罐、除油罐、氣浮機(池)、水力旋流器等，過濾構筑物有石英砂過濾器、多層濾料過濾器(石英砂磁鐵礦雙層濾料過濾器、海綠石磁鐵礦雙層濾料過濾器等)、核桃殼過濾器、改性纖維球過濾器等。

3.0.12原中國石油天然氣總公司編寫的《低產油田地面工程規劃設計若干技術規定》中對低產油田的定義如下：“油層平均空氣滲透率低于50×10-3μm2、平均單井產量低于10t/d的油田；產能建設規模小于30×104t/a的油田”。

低產油田一般均實行滾動開發，其工程適應期比一般油田短，大部分油田的產能建設工程不到5年就要調整改造。因此，低產油田采出水處理工程設計，應結合實際，打破傳統界限，盡量簡化工藝，縮短流程，降低工程投箕和生產成本。

3.0.13 本條是針對國內沙漠油田的氣候、環境、管理等特點，結合國內沙漠油田的運行經驗制定的。3.0.14

稠油(包括特稠油和超稠油)油田的開發，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驅方式開采，稠油采出液一般采用熱化學重力沉降脫水工藝，因此污水處理站原水溫度較高(稠油脫出水溫度在50～65℃之間，特稠油和超稠油脫出水溫度在70～90℃之間)，具有較高的熱能利用價值。另外，蒸汽發生器用水量很大，國內外已有成熟的采出水蒸汽發生器給水處理工藝。因此，稠油采出水應首先考慮用于蒸汽發生器給水，不但可以實現污水的循環使用，還可以充分利用稠油采出水的熱能，節約蒸汽發生器燃料消耗。

稠油特別是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化嚴重。在處理過程中，污油是上浮還是下沉，應根據投加化學藥劑種類和處理工藝確定。另外污油黏在處理設備和管道內壁上很難脫落，所以在選擇處理工藝和設備時要充分注意，特別是污油的收集，要有行之有效的解決辦法。

如果凈化水是用于蒸汽發生器給水，應注意污水系統的保溫；如果凈化水是用于注水或外排，可以根據實際情況考慮熱能綜合利用。

由于稠油采出水處理系統分離出的污油含雜質較多，如果直接回到原油脫水系統，對原油脫水系統的正常運行影響較大。根據遼河油田原油脫水運行要求，稠油采出水處理系統分離出的污油宜單獨處理。’

在稠油采出水回用蒸汽發生器給水處理工藝中，預處理部分的設計(主要包括調儲、沉降分離和過濾)按本規范執行，深度處理部分的設計(主要包括軟化、除硅以及后處理)應按國家現行標準《稠油油田采出水用于蒸汽發生器給水處理設計規范》SY/T 0097的有關規定執行。

3.0.15灘海陸采油田由于地處灘海區域，所處的自然環境比較惡劣，例如：空氣濕度大、含鹽量高、腐蝕性強，風大，易受海浪影響，人員逃生困難。所以為保證安全生產，站內需配備一定數量的救生設備，如救生圈、救生衣等，配備數量可以參考國家現行標準《灘海陸岸石油作業安全規程》SY/T 6631—2005；同時對設備、閥門、管件、儀表及各種材料提出適應惡劣環境的要求，即在使用中無安全隱患，保證適當的使用壽命。由于灘海陸采油田采出水處理站標準較陸上油田高，投資大，為節省投資，提出盡量依托陸上油田已有設施的要求。4 處理站總體設計

4.1 設計規模及水量計算

4.1.2 Q4中不包含回收的場區初期雨水量。場區初期雨水如要回收宜單獨處理。

4.1.3根據式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，參與運行的構筑物增加的水量越少，連通管道管徑的增加量越小，水質達標保證率越高，但工程投資增加越多，需要經過技術經濟比較確定。

有條件向其他采出水處理站調水的處理站，校核水量可按下式計算：

? 式中Qd——脫水系統向其他采出水處理站調出的水量(m3/h)。

洗井廢水也可送至其他站處理，此時設計計算水量按下式計算：

Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)

但在檢修時向外調水或洗井水送至其他站處理的條件在設計時必須預先確定。4.2 站址選擇

4.2.1站址的選擇，在整個設計中是一個重要的環節，如果站址選擇不當，將會造成生產運行長期不合理。采出水處理站的建設應嚴格遵守基本建設程序，必須根據主管部門審查批準的油田地面建設總體規劃，以及所在地區的城鎮規劃，進行站址選擇工作，同時要兼顧外部管道的走向。

4.2.4采出水處理站與原油脫水站或注水站聯合建設，組成聯合站，是各油田普遍采用的一種布站方式。其優點是工藝銜接緊湊，生產管理集中，公用設施共用，從而節省投資，節約能源，減少占地。

4.2.6站址的選擇要充分考慮外部系統條件，盡量靠近水源、電源、熱源、公路，應做好優化比較，確定一個技術經濟合理的站址。4.3 站場平面與豎向布置

4.3.2本條土地面積有效利用率是根據現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350—2005中11.3.2條的規定確定的。

4.3.3對生產設施的布置除應和工藝流程相一致外，還應考慮物料流向、生產管理、安全防火、設備維修等因素，應盡量避免管網多次交叉、物料多次往返流動，應充分利用壓能和熱能，避免重復增壓和重復加熱。輔助生產設施應靠近站場出入口布置，如儀表值班室、值班休息室等生產、生活人員集中的建筑物等，可避免生產、生活人員進入生產區影響生產區的安全。為了減少占地、降低投資，集中處理站的布置也可打破專業界限，對同類設備進行聯合布置，如含油污水處理工藝中的污油回收罐可以同脫水工藝中的事故油罐布置在同一個防火堤內。

4.3.4變電室的布置應考慮進出線方便。靠近站內主要用電負荷可節省電纜，減少功率損耗。站場內的變電室布置在場區一側，可以減少站場用地，并有利于安全生產。4.3.5本條文說明的是道路的設計原則，具體要求見本規范10.8。

另外，采出水處理站藥劑投加品種多，投加量大，運送藥劑的車輛進、出站次數多，道路設計時應考慮藥劑運輸的問題。污泥作為采出水處理過程的副產物，站內很難消化處理，一般需要外運處置。為方便藥劑、污泥的拉運，站內宜設藥劑、污泥拉運專用道。

4.3.6設置圍墻是為了保證生產安全和便于生產管理。對于規模很小，站場周圍人煙稀少的處理站可不設圍墻。圍墻的高度2.2m是一般站場的常用值，對于有特殊要求的地區，應根據實際情況加高或降低圍墻高度。

4.3.7有組織的排水方式主要有明溝和暗溝(管)。明溝排水衛生條件差、占地多，但投資省，易于清掃維修。暗溝(管)則相反，其投資大，但清掃維修次數少，比較衛生、美觀，占地少，便于穿越通行。對于年降雨量小于200mm的干旱地區，降水很快蒸發或滲入地下，因而不需要設地面排水系統。4.3.8

濕陷性黃土地區：主要特點是大孔隙、濕陷，豎向設計時防止濕陷的主要辦法是保持必須的地面坡度，不使場地積水，坡度不小于0.5%；存放液體和排放雨水的構筑物，應采用防滲結構和防水材料。站場出現兩種不同等級的濕陷性黃土時，禁止在不同等級的濕陷性黃土上布置同一建(構)筑物，但為聯系用的道路除外。

巖石地基地區：盡量減少挖方，以降低工程難度，宜采用重點式階梯布置方式。路槽開挖宜與場地平土同時進行，近遠期基槽宜同時開挖。軟土地區：沿江、河、湖、海等水邊圍堤建設的站場，地基多為淤泥質沉積黏土，壓縮性高，含水量大，該地區的蒸發量往往大于降水量，表層土比下層強度高，不宜挖方。地下水位高的地區：挖方會造成基礎防水費用增加，對地下構筑物不利，需要加大基礎的重量以克服浮力。

鹽漬土地區：鹽漬土在干燥狀態下為強度比較高的結晶體，遇水時鹽晶溶解，強度很低，壓縮性強，吸水后，由于地表蒸發快，常有一層鹽霜或鹽殼，厚度在幾厘米到幾十厘米不等；鹽漬土在吸水前后的工程性質差別大，缺乏穩定性，不能直接在上面做基礎；鹽漬土對混凝土和金屬材料具有腐蝕性，在地下水作用下易腐蝕地基。鹽漬土地區的基礎應作防腐處理，一方面防止地下水滲透腐蝕，另一方面要防止管道泄漏腐蝕。采用自然排水的場地設計坡度不宜小于0.5%。

4.3.11充分利用地形的目的是為了降低能耗、節省投資。4.4 站內管道布置

4.4.1這是管道綜合布置的一般原則，管道是采出水處理站的主要組成部分，因此在處理站內總圖設計中，特別是規模較大、工藝較復雜的站，應結合總平面布置、豎向布置統一考慮各種管道的走向，使其滿足生產需要、符合防火安全要求。站內管道綜合布置不只是考慮平面布置，同時還應考慮豎向布置及站容美觀。

4.4.2站內管道的敷設一般有三種形式：埋地、地上(架空或管墩)及管溝。采用何種敷設方式，應根據條文中提出的因素綜合比較后確定。

如果場區地下水位較高(隨季節波動)，管道埋地將使金屬管道經常處于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蝕機會和程度。施工時也需采取降水措施，增加施工費用。

管道埋地敷設需開挖溝槽，如工程地質條件差，為防止溝槽壁塌方，需放坡擴大開挖面，增加場區面積，增加工程投資。

“水力高程”是指各構筑物(罐或池)的設計自由水面或測壓管(對壓力構筑物而言)水面標高，組成工藝流程的一些構筑物，如調儲罐、沉降罐、氣浮機(池)、污油罐、回收水罐(池)、緩沖罐(池)等，是采用罐還是采用池(一般為地下式或半地下式)，水力高程條件如何，直接影響管道敷設方式。地上鋼制矩形池或混凝土池將因受力條件不利，而增加工程投資。

地上管道維護管理比埋地管道方便。

綜上所述，在各構筑物水力高程條件允許時，主要工藝及熱力管道宜地上敷設。

供水管道屬于壓力管道，地上敷設時，因水溫低需防凍，若伴熱保溫，會使水溫升高引起水質改變，不利于使用。自流排水管道，因收集器的標高低，管中水流靠管底坡度流動，地上敷設易凍堵等，應埋地敷設。加藥管道管溝敷設比埋地敷設維修方便。

另外，場區儀表、電信、供配電電纜應盡量隨工藝管道地上 4.4.5本條是對地上管道安裝高度的要求：

規定架空管道管底標高不宜小于2.2m是考慮操作人員便于通行，管墩敷設時管底距離地面高度不宜小于0.3m是考慮維修方便。

當管廊帶下面有泵或設備時，主要是考慮便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊帶下部的設備較高時，應視具體情況而定，以滿足設備檢修及日常操作為準。管道與設備之間，應有必要的凈空。

4.4.6道路垂直凈距不宜小于5.5m，是考慮大型消防車通過以及處理站內大型設備(如濾罐)整體運輸的需要。有大件運輸要求的道路，其垂直凈距應為車輛裝載大件設備后的最大高度另加安全高度。安全高度要視物件放置的穩定程度、行駛車輛的懸掛裝置等確定。現行國家標準《廠礦道路設計規范》GBJ 22—87規定的安全高度為0.5～1.0m。4.5 水質穩定

4.5.1對于高礦化度的采出水，氧是造成腐蝕的一個重要因素。氧會急劇加速腐蝕，在有硫化氫存在的采出水系統中，氧又加劇了硫化物引起的腐蝕。氧是極強的陰極去極劑，這使陽極的鐵失去電子變成Fe2+，與OH-結合而成為Fe(OH)2，并在其他因素的協同下造成較強的氧濃差電池腐蝕。由金屬腐蝕理論可知，隨著采出水pH值的降低，水中氫離子濃度的增加，金屬腐蝕過程中氫離子去極化的陰極反應增強，使碳鋼表面生成對氧化性保護膜的傾向減小，故使水體對碳鋼的腐蝕性隨其pH值的降低而增加。

據資料介紹，在高礦化度的采出水中，如果溶解氧從0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蝕速度增加5倍；如果達到1.90mg/L，其腐蝕速度則增加20倍。

如中原油田采出水，礦化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同時含有CO。和H2S等氣體，在流程未密閉之前，腐蝕情況十分嚴重，均勻腐蝕率一般在0.5～O.762mm/a，點蝕率高達5.6mm/a。文一聯采出水處理站投產8個月，緩沖罐及工藝管道即出現穿孔，有的部位重復穿孔，最嚴重的一周穿孔三次，最大穿孔面積2cm2。注水泵葉輪使用最短的時間為15d，一年換一次泵。該站1979年建設，在1985年拆除。

勝利油田也屬高礦化度水，因溶解氧的存在導致腐蝕很嚴重，辛一聯投產后6個月，站內管線開始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵運行3個月，葉輪、口環等就腐蝕得殘缺不全。

1982年中原油田用天然氣對文一聯采出水處理站的開式構筑物進行密閉隔氧，取得了比較理想的效果。密閉后，沉降罐出水的溶解氧含量由密閉前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，濾后水溶解氧降至0～0.03mg/L，濾后掛片腐蝕率由原來的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2

采用天然氣密閉系統，曾在油田發生過安全問題。自力式調節閥調壓系統排放的天然氣會污染環境，同時可能引發安全問題。因此本規范推薦優先采用氮氣作為密閉氣體。采用天然氣密閉時宜用干氣，在北方天然氣管道如果有水，易凍結，給密閉工作帶來影響，嚴重時可能引發事故。

天然氣、氮氣等的流程密閉，不是簡單地在常壓罐內的液面上通入氣體，而是要求氣體隔層必須隨液位變化而變化，以保持規定的壓力范圍。常壓罐頂的設計壓力一般為-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密閉氣體的運行壓力嚴禁超過此值。這就要求有一套完善的調壓系統，一般在氣源充足時，利用調壓閥并輔以儀表控制進行調壓。利用調壓閥調節時，一般分二級調壓，如天然氣由干氣(或濕氣)管道引入采出水處理站設調壓閥(第一級)，第二級調壓為在密閉罐進氣、排氣管道采用自力式調節閥，通過對罐內氣相空間補氣、排氣，保持氣相空間的運行壓力在設定范圍。沒定范圍為588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一類調壓是采用低壓氣柜。調壓閥調壓的優點是設備儀表少，氣體管徑小，工藝簡單；缺點是向大氣排放天然氣，安全性能差。低壓氣柜與密閉常壓罐氣相空間連通，由其補氣和接受排氣。低壓氣柜調壓系統優點是不向系統外排氣，安全性高，不污染環境；缺點是氣柜加工精度高，投資高。總之，選用何種調壓方式，應根據實際情況，經過安全、技術、經濟比較確定。天然氣密閉流程中要注意防止天然氣與空氣混合，否則易引起爆炸。在正常情況下，是不會遇到這種混合物的，可是當罐充氣時很可能產生上述爆炸性混合物。在投產時應特別注意安全問題，在向密閉罐引入天然氣前，先不使用調壓裝置來置換空氣。為了盡可能徹底置換空氣，各罐的空氣排出口應與天然氣進口對稱布置，并采用最大距離。

罐頂的耐壓等級一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。

呼吸閥為一級保護，調壓范圍可定為-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全閥為二級保護，壓力限值可定為1863.9Pa(190mmH2O)。

在正常生產運行過程中，密閉的常壓罐與大氣相通的管道，如溢流管道和排油管道等設置水封，是為了保證系統正常密閉，避免氣相空間氣體泄漏，影響正常生產或發生事故。同時，水封裝置應設置液面指示及補水設施。

天然氣管道不能積水，主要是從安全的角度考慮。特別是寒冷地區，管道內積水結冰，可能引發惡性事故。

密閉系統對于處理過程的自動保護意義十分重要，在生產過程中，一旦工藝參數異常，就可能發生重大惡性事故。如當緩沖罐內液位過低時，水泵可能吸入天然氣，發生爆炸危險，因此，要有一整套完善的信號聯鎖自動保護系統。

4.5.3由于油層對注入水的排異性，注水勢必對油層造成一定程度的損害，其常見類型有速敏、水敏、鹽敏、酸敏、堿敏等。由于pH值低而引起嚴重腐蝕時，投加堿性藥劑調高pH值，可能會導致油層堿敏性傷害。堿敏性傷害機理主要是指堿性工作液進入儲層后，與儲層巖石或儲層液體接觸，誘發黏土微結構失穩，有助于分散、運移發生，其次是OH-所帶來的沉淀，造成滲透率下降損害地層。所以要求采用調節pH值工藝時應首先對注入區塊地層做巖心堿敏性試驗，確定注入水臨界pH值，以降低對油層的傷害。

加堿性藥劑提高pH值的主要目的是減緩腐蝕、沉淀鹽垢、凈化水質；其次是改變水質環境，有利于抑制細菌的繁殖，該方法與采出水藥劑軟化處理工藝相近，但并非希望鹽垢更多的析出，因為Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻礙回注，但是與C032-、OH-生成沉淀物會增加排污量和污泥處置的困難。大量污泥出現，又無妥善處置污泥辦法，會對周圍環境產生二次污染。所以要求篩選出的pH值調節藥劑需與混凝劑、絮凝劑配伍性能好，產生的沉淀物量最少，易投加。5 處理構筑物及設備 5.1 調儲罐

5.1.1水量變化是由脫水系統水量變化引起的。應積累已建站脫水系統來水水量變化資料繪出時變化曲線，選取具有代表性的變化曲線(調儲罐出水為一日內的平均小時流量)為計算提供依據。2～4h設計計算水量是各油田采出水處理站設計多年積累的經驗數據，供缺少實測資料時選取。

5.1.3因為采出水在調儲罐內有效停留時間一般為2～4h，原油會在罐內頂部累積，因此應定期收油，設加熱設施可以保持原油冬季良好的流動性，便于收油。同時調儲罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用調儲容積及惡化水質。

調儲罐防火要求參照現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183有關污水沉降罐的相關規定執行。5.2 除油罐及沉降罐

5.2.1本條給出常壓立式沉降罐及除油罐的設計參數參考值，其中，水驅采出水技術參數是根據勝利油田、遼河油田、大慶油田等油田多年應用經驗及效果而確定的，聚合物驅采出水技術參數是根據大慶油田采出水處理站應用經驗及效果確定的。稠油采出水技術參數是根據遼河、新疆油田采出水處理站應用經驗及效果確定的。當采用兩級沉降分離時，除油罐應設在沉降罐前。

5.2.4現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183—2004中6.4.1條規定：“沉降罐頂部積油厚度不應超過0.8m。”。

5.2.6目前常用的排泥技術主要有靜壓穿孔管和負壓吸泥盤等，各種排泥方式有不同的適用條件和特點，可根據具體情況選用。5.3 氣浮機(池)5.3.1氣浮機是利用向水中均勻加入微小氣泡攜帶原油及懸浮固體細小顆粒加快上浮速度的原理實現油、水和懸浮固體快速分離的設備，對原油及懸浮固體顆粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水處理較其他沉降分離構筑物具有明顯的優勢。5.3.2氣浮機有多種類型：

主要區別在于加氣、布氣方式不同而導致結構、加氣、布氣系統各異，產生的氣泡顆粒直徑及均勻性有差別，能耗、管理及維護方便與否也不同。因此，根據采出水的性質，選擇何種類型的氣浮機(池)，應通過試驗，經技術經濟比較確定。

氣浮機(池)的氣源，有空氣、天然氣和氮氣等。高礦化度污水中含有溶解氧而導致嚴重腐蝕時，不宜用空氣做氣源；用天然氣做氣源，應注意安全及環保問題；用氮氣做氣源，系統投資較高。選擇何種氣源，應根據具體情況，經技術經濟比較確定。

5.3.3本條是考慮當需要檢修時可分別進行，不致造成全站停產，但各油田根據實際生產情況，如允許間斷運行，也可以設置1座。

5.3.4選用氣浮機(池)處理采出水時，應使用適合于所處理采出水性質的有效藥劑。不用藥劑或藥劑選用不當，氣浮的除油效率很低(根據大慶油田的經驗，不加藥劑，氣浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效適用藥劑，可使氣浮的除油效率達到90%以上)。

5.3.5根據各油田多年實際經驗，氣浮機(池)由于停留時間短，緩沖容積小，抗沖擊性負荷的能力較差，因此在氣浮前，宜設置調儲罐或除油罐。根據國內外油田多年應用經驗，氣浮機(池)適宜于含油量小于300mg/L且原油顆粒直徑小的采出水處理。5.4 水力旋流器

5.4.1水力旋流器的功能是油水分離。水力旋流器在與氣浮機(池)、沉降罐等配合使用時，水力旋流器應放在氣浮機(池)、沉降罐前。

5.4.2水力旋流器于20世紀80年代中期面世，與除油罐相比，在相同處理量的條件下，其優點為：占地面積小；重量輕；流程簡短，易于密閉。其缺點為：原水乳化程度高時處理效果差；能耗高；對懸浮固體去除效果差。

采出水水質特性直接影響到旋流器的處理效果，因此在采用旋流器處理采出水時，應先進行采出水水質特性試驗，然后在試驗的基礎上確定旋流管的結構和單根處理量，最后確定單臺旋流器的處理量及適應處理水量變化的組合方式。

5.4.4本條對提升泵類型的推薦是為了避免對采出水的激烈攪拌而導致油滴破碎，增加分離難度。5.5 過濾器

5.5.1油田采出水處理中采用的過濾器類型較多，根據承壓能力的不同，可分為重力式過濾器、壓力式過濾器；按填裝的濾料分，有單層濾料過濾器、雙層濾料過濾器(石英砂+磁鐵礦或海綠石+磁鐵礦)、多層濾料過濾器(無煙煤+石英砂+磁鐵礦)、核桃殼過濾器和改性纖維球過濾器等。重力式過濾器(如單閥濾罐)單臺處理量大，同等設計規模的采出水處理站，使用臺數少，適合設計規模大的處理站使用；與除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差進行重力過濾，既節能又不增加采出水的乳化程度，但對含聚合物或膠質含量高的采出水，由于工作水頭和反沖洗水頭低，工作周期短，不宜采用。

壓力式過濾器由于過濾及反沖洗時采用泵增壓，工作水頭及反沖洗水頭高，對含聚合物的采出水處理適應能力強，近年大慶油田的含聚污水處理站，已建重力式過濾器已改為壓力式過濾器。但受罐直徑限制(dmax=4.Om)，同等規模的處理站與重力過濾器相比臺數多，投資高，適用于規模較小的處理站選用。填裝各種不同濾料的過濾器各有特點，各油田已有豐富的使用經驗。

近年來，油田深度處理工藝應用的精細過濾器比較多，選用時應按具體情況，根據經濟技術比較確定。

5.5.3過濾器的設計濾速是按一臺過濾器反沖洗或檢修時，其余過濾器承擔全部水量的情況確定的。

5.5.4改性纖維球過濾器在開始過濾時必須壓緊，表中所列濾速為壓緊后正常過濾的濾速。5.5.5采出水的特點是水中含油量較大，濾層截留的污物中，原油占很大的比例。原油與濾料顆粒之間結合較“緊密”，用具有一定溫度的凈化水沖洗，才能保證濾層的反洗效果。同時，利用水、氣聯合反沖洗，效果明顯優于單一水洗。

對含聚合物的采出水處理濾料采用正常水沖洗的方式難以洗凈，用定期投加濾料清洗劑的方式，可以改善濾料清洗效果。

5.5.6采用變強度反沖洗是為了避免初始反沖洗強度過大，濾料層整體上移，造成內部結構損壞、跑料。因此，在工程設計中需進行反沖洗自動控制，閥門宜采用電動或氣動。沖洗方式、沖洗強度及時間應通過試驗或參照相似條件下已有過濾器的經驗確定。5.5.7常用濾料應符合國家現行標準《水處理用濾料》CJ/T 43—2005及當地油田制定的相應標準。

水處理常用濾料主要有無煙煤、石英砂、磁鐵礦、核桃殼等，其中無煙煤、石英砂、磁鐵礦應符合國家現行標準CJ/T 43—2005的要求，核桃殼濾料可參考大慶油田的企業標準(見表1)。

表1 大慶油田核桃殼濾料的參數及指標

序號參數指標1含泥量≤2%2鹽酸可溶率≤3.5%3皮殼率≤O.3%4破碎率+磨損率≤3%5雜質率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒徑顆粒含量≤5%大于指定上限粒徑顆粒含量5.5.8附錄C中濾料及承托層的組成為大慶油田制訂的企業標準。

5.5.9大阻力配水系統和小阻力配水系統的配水、集水均勻性均較好，但大阻力配水系統反沖洗水頭損失大，動力消耗大，不適于沖洗水頭有限的重力式過濾器，否則需設沖洗水塔或高架水箱，因此本條推薦重力式過濾器采用小阻力配水系統。

油田常用的壓力過濾器采用大阻力配水系統，泵加壓反沖洗，能保證濾料的反沖洗效果，尤其是對含有聚合物(PAM)或膠質、瀝青質含量較多的采出水(對濾料的污染較為嚴重)適用，因此本條推薦壓力式過濾器宜采用大阻力配水系統。5.6 污油罐

5.6.1本條給出了污油罐有效容積計算公式，選擇儲存時間t時，應與污油罐容積一起考慮。5.6.2污油罐內設置加熱盤管，罐體設置保溫，都是為了保證污油的良好流動性，使油泵正常工作。污油罐底部設排水管，是為了放掉罐內下部的底水，盡量保證油泵少輸水，減少對脫水器的沖擊。設置看窗，可觀測和檢查放水的情況。

5.6.3本條規定中所給出的是污油罐加熱所需熱量的計算公式。如果對沉降罐(或除油罐)、回收水池等構筑物內的污水或污油加熱時，參考《油田油氣集輸設計技術手冊》的有關章節。5.6.4通過泵將污油罐中含有大量污水的污油，輸送至原油脫水站進站閥組，與采出液相混合，進行重新處理。連續均勻輸送是為了不對原油脫水系統產生沖擊。

5.6.5根據現行國家標準《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183—2004中6.4.6條規定“容積小于或等于200m3，并且單獨布置的污油罐，可不設防火堤”，同時根據8.4.2條第二款、8.4.5條第三款規定，容積不大于200m3的立式油罐可采用移動式泡沫滅火系統，單罐容量不大于500m3的固定頂油罐可設置移動式消防冷卻水系統，所以推薦污油罐容積不大于200m3，可降低工程投資。污油罐進罐管道設通污油泵進口的旁路管道，是防止采出水處理站在污油罐檢修時停止生產。5.7 回收水罐(池)5.7.1過濾器的反沖洗一般為批次進行，每個批次沖洗過濾器的臺數應盡可能相同或相近。每日宜按1～3批次沖洗過濾器，每批次間隔時間應相同，其中過濾器最多批次的排水量為過濾器反沖洗最大排水量。進入回收水罐(池)的其他水量W2是指與過濾器反沖洗最大排水量同一期間進入的其他水量。

5.7.2此條主要是從回收水池清泥、回收水罐排泥及檢修的角度考慮。

5.7.4壓力過濾流程采用回收水罐與采用回收水池相比，可節約占地，節省工程投資。重力式過濾器，如：單閥濾罐反沖洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保證足夠的反沖洗水頭，回收水池中排泥設施可以采用負壓吸泥盤。

5.7.5當反沖洗排水水質好時(與原水水質接近)可進入回收水罐(池)直接回收；當反沖洗排水水質比較差時，如三元復合驅采出水處理站的反沖洗排水，應進入排泥水系統與排泥水一并處理，處理后的水質優于或接近原水時再回收，這樣做有效地避免了水質惡性循環。5.7.7污水回收宜均勻連續輸至調儲罐或除油罐前，回收時間宜大于16h，避免對主流程形成較大的水量水質沖擊。5.8 緩沖罐(池)5.8.2本條是考慮當需要檢修和清洗時可分別進行，不致造成全站停產，但各油田根據油田實際生產情況，如允許間斷運行，也可以設置1座。

5.8.3濾后水緩沖罐(池)兼作反沖洗水儲水罐(池)，罐(池)的容積較大，水在罐(池)中的停留時間較長，在北方高寒地區，冬季環境氣溫較低，水溫下降較快，為保證反沖洗效果可酌情考慮做保溫。

5.8.4緩沖罐(池)運行一段時間，其上部積有一定厚度的原油，設計時應考慮收油設施。視罐(池)內水溫、油品性質情況，可設置簡易收油設施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水處理及泥渣處置 6.1 一般規定

6.1.1反沖洗排水是否進入排泥水處理系統由本規范第5.7.5條確定。6.1.3排泥水處理過程中分離出的清液連續回收時間宜大于16h，避免對主流程產生沖擊影響水質。如回收的清液水質較差時，也可排入排泥水調節罐(池)與其他排泥水一起處理。6.1.5當采出水處理站構筑物排泥水平均含固率大于2%時，一般能滿足大多數脫水機械的最低進機濃度的要求，因此可不設濃縮工序。6.2 調節池

6.2.1調節池與回收水罐(池)合建時，反沖洗排水水量大、持續時間長，其他構筑物排泥時，與反沖洗排水在時間上會重疊；調節池單獨建設時，構筑物排泥時間可以不重疊，因此可以只考慮排泥水量最大的構筑物的一次排泥水量。6.2.2設擾流設施的目的是防止污泥在池中沉積。

6.2.3調節池出流流量應盡可能均勻、連續，是為了滿足后續處理構筑物連續穩定運行的需要。

6.3 濃縮罐(池)6.3.1目前，在排泥水處理中，大多數采用重力式濃縮罐(池)。重力式濃縮罐(池)的優點是運行費用低，管理較方便；另外由于池容大，對負荷的變化，特別是對沖擊負荷有一定的緩沖能力。如果采用其他濃縮方式，如離心濃縮，失去了容積對負荷變化的緩沖能力，負荷增大，就會顯出脫水機能力的不足，給運行管理帶來一定困難。目前，國內外重力沉降濃縮罐(池)用得最多。國內重力濃縮罐(池)另一種形式斜板濃縮池罐(池)也開始使用。

6.3.2每一種類型脫水機械對進機濃度都有一定的要求，低于這一濃度，脫水機不能適應，例如：板框壓濾機進機濃度可要求低一些，但一般不能低于2%。

6.3.3濃縮罐(池)面積一般按通過單位面積上的固體量即固體通量確定。但在入流泥水濃度太低時，還要用液面負荷進行校核，以滿足泥渣沉降的要求。固體通量、液面負荷、停留時間應通過沉降濃縮試驗確定或者按相似工程運行數據確定。

泥渣停留時間一般不小于24h，這里所指的停留時間不是水力停留時間，而實際上是泥渣濃縮時間。大部分水完成沉淀過程后，上清液從溢流堰流走，上清液停留時間遠比底流泥渣停留時間短。由于排泥水從入流到底泥排出，濃度變化很大，例如，排泥水入流濃度為含水率99.9%，經濃縮后底泥含水率達97%。這部分泥的體積變化很大，因此，泥渣停留時間的計算比較復雜，需通過沉淀濃縮試驗確定。一般來說，滿足固體通量要求，且罐(池)邊水深有3.5～4.5m，則其泥渣停留時間一般能達到不小于24h。

對于斜板(斜管)濃縮罐(池)固體負荷、液面負荷，由于與排泥水性質、斜板(斜管)形式有關，各地所采用的數據相差較大，因此，宜通過小型試驗或者按相似排泥水、同類型斜板數據確定。6.3.4重力濃縮罐(池)的進水原則上應該是連續的，當外界因素的變化不能實現進水連續時，可設浮動收液設施收集上清液，提高濃縮效果，成為間歇式濃縮罐(池)，宜設置加藥攪拌設備。6.4 脫水

6.4.1脫水機械的選型既要適應前一道工序排泥水濃縮后的特性，又要滿足下一道工序泥渣處置的要求，由于每一種類型的脫水機械對進水濃度都有一定的要求，低于這一濃度，脫水機不能適應，同時要考慮所含原油對脫水率的影響，因此，前道濃縮工序的泥水含水率是脫水機械選型的重要因素。例如，濃縮后泥水含固率僅為2%，且所含原油對濾網透水性的影響較小時，則宜選擇板框壓濾機，否則宜選用離心機，同時脫水設備應設有沖洗措施。另外，后道處理工序也影響機型選擇。例如，泥渣拉運集中處置時盡可能使其含水率低。6.4.3所需脫水機的臺數應根據所處理的干泥量、每臺脫水機單位時間所能處理的干泥量(即脫水機的產率)及每日運行班次確定，正常運行時間可按每日1～2班考慮。脫水機可不設置備用。當脫水機發生故障檢修時，可用增加運行班次解決。

6.4.4泥水在脫水前進行化學調質，由于泥渣性質及脫水機型式的差別，藥劑種類及投加量宜由試驗或按相同機型、相似排泥水運行經驗確定。

6.4.5脫水機濾液和脫水機沖洗廢水中污油和懸浮物含量較高不宜直接回收。7 藥劑投配與貯存 7.1 藥劑投配

7.1.1采出水處理站應用的藥劑種類比較多，常用的有絮凝劑、浮選劑、殺菌劑、緩蝕阻垢劑、濾料清洗劑、污泥調質劑、pH調節劑等，每類藥劑有多個品種，每個采出水處理站應根據采出水原水的水質特性、處理后水質指標、工藝流程特點進行選用。

殺菌方式除化學殺菌方式外，還有物理殺菌等方式，物理殺菌方式有紫外線、變頻、超聲波等，目前部分油田已經開始試用物理殺菌或與化學殺菌聯合使用，具體采用哪種方式應根據試驗，并通過技術經濟比較確定。

7.1.2在采出水處理站中投加2種或2種以上藥劑時，應進行藥劑之間的配伍性試驗，防止藥劑之間的相互反應，而影響藥劑的水

7.1.3同一類藥劑有多個品種，藥劑的品種直接影響采出水處理效果，而其投加量還關系到采出水處理站的運行費用。為了正確地選擇藥劑的品種、投加量，應進行室內或現場試驗。缺乏試驗條件而類似采出水處理站已有成熟的經驗時，則可根據相似條件下采出水處理站運行經驗來選擇。藥劑混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反應方式有旋流反應、機械攪拌反應、管道反應器等。對于投加的所有藥劑均應有混合設施，對于絮凝劑、助凝劑還應有反應設施。

7.1.4藥劑的投加方式大多為液體投加，溶藥和配藥可采用機械或水力等方式進行攪拌。水力攪拌一般用在藥劑投加量小的場合。為防止藥液沉淀或分層，應在正常加藥時，不停止攪拌。

7.1.5因每種藥劑的投加量、配制濃度以及藥劑貯罐的容積及臺數、固體藥劑溶解速度有差異，故配藥次數是不相同的，但考慮到操作人員勞動強度及管理等因素，確定每日藥劑配制次數不宜超過3次。

7.1.6近年來藥劑投加多采用加藥裝置(泵、溶藥罐、控制柜等放在同一個橇上)，節約用地，管理方便。隔膜計量泵除具有普通柱塞計量泵的優點外，還有更強的耐腐蝕性及耐用性。7.1.7采出水處理中投加的各種藥劑，投加位置對處理效果有很大影響，各油田應通過試驗確定，本條中給出的投藥點位置是根據經驗確定的，可參照執行。對混合反應有要求的藥劑(如絮凝劑等)應設混合反應設施。

7.1.8本條是指同一藥劑，投加到不同的水處理構筑物上，應分別設置計量設施，如：一臺加藥裝置可設兩臺計量泵，也可以在一臺加藥裝置出口的兩個分支分別設流量計。

7.1.9鹽酸或硫酸具有很強的揮發性和刺激性氣味，其揮發的氣體具有較強的腐蝕性，因此應密閉貯存和密閉投加。7.2 藥劑貯存

7.2.2藥劑的貯存時間不宜過長，尤其一些容易失效、變質的液體藥劑應根據藥劑的特性、環境條件進行確定。8 工藝管道 8.1 一般規定

8.1.1油田采出水中含有原油及揮發性的易燃易爆氣體，從安全的角度出發，站內不得采用明溝及暗溝輸送采出水。

8.1.2采出水處理站的工藝管道，大部分油田采用的是內外防腐的鋼質管道。水質腐蝕性強的油田部分采用玻璃鋼等非金屬管道。鋼質管道內防腐的施工難度大，若內防腐質量不好，易造成凈化水輸送過程中的二次污染。玻璃鋼等非金屬管道具有優良的耐腐蝕性能，勝利油田、中原油田、大慶油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺點主要是站內管件多，施工難度大，事故時生產單位無法維修，只能依靠制造廠家，另外工程造價也比鋼管稍高。所以采用玻璃鋼等非金屬管道時，應根據水質及油田的實際情況綜合考慮。

8.1.3采出水處理站工藝管道絕對不能與生活飲用水管道連通，以避免污染飲用水系統。用清水投產試運行時，可加臨時供水管道，用完拆除。嚴禁設計時將清水管道接入處理站內的各種構筑物，防止發生污水倒流現象。

8.1.4沉降分離構筑物的收油管是否需要保溫和伴熱，應根據當地的最低氣溫與原油的凝固點來確定，北方地區一般當地最低氣溫比原油凝固點低，因此，北方地區的收油管道應該設保溫和伴熱。伴熱可以采用與熱水管伴行或者電熱帶等形式。

8.1.5為方便地上敷設的工藝管道檢修，在工藝管道較低的位置宜設放空口，北方寒冷地區還應設掃線口。

8.1.6含有原油的水的來源主要有泵盤根漏水、化驗室排水等，這些水因為含有原油，排入生活排水管道，將會造成排水系統堵塞或可燃氣體的富集產生安全隱思。8.1.7

加藥管道因為管徑比較小，有時還間斷運行，因此應考慮防凍問題。當埋地鋪設時，有兩種辦法，一是深埋在凍土層以下，但不利于維修；二是淺埋，但需保溫和伴熱。具體采用哪種辦法，應根據油田的實際情況來確定。

加藥管的材質應根據投加化學藥劑的性質來確定，具有高腐蝕性藥劑一般選擇非金屬管、不銹鋼管或者非金屬內襯金屬管，但不銹鋼管不適合投加氯離子含量高的藥劑。8.1.8在穿越道路時，為了防止重型車輛通過將工藝管道損壞，府設保護套管。8.2 管道水力計算

8.2.2關于管道沿程水頭損失計算的規定。

由于油田采出水含有的原油、膠質、懸浮固體等各種組分易在管道內壁附著，因此采用以舊鋼管和舊鑄鐵管為研究對象的舍維列夫水力計算公式更為適用，國內各油田采出水(包括原油集輸)水力計算一直沿用此公式進行計算，并考慮增加一定的裕量，較好地滿足了工程設計的要求。非金屬管道可采用海曾·威廉公式計算。8.2.3關于管道局部水頭損失計算的規定。

采出水處理站內管道長度較短，沿程水頭損失小，但是彎頭、三通、四通等管件很多，局部水頭損失遠大于沿程水頭損失，重力式處理構筑物(如沉降罐、除油罐等)內更是如此，決不可以忽視。站外管道在規劃時管道局部水頭損失可按沿程水頭損失的5%～10%計算，在設計階段應進行詳細計算。8.2.4各油田對采出水輸送管道都是按給水管道進行水力計算的，并且考慮到采出水含油、結垢等因素的影響。這種影響反映出的水頭增加以多少為合理，無法作統一規定，大慶油田認為增加10%～20%合適，各油田應根據自己的實際情況確定。

8.2.5采出水處理站中污油管道與原油集輸管道性質基本相同，沿程阻力可按現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350中原油集輸管道計算。局部阻力可按照《油庫設計與管理》計算。

8.2.6為防止污泥在管中淤積，規定壓力輸泥管最小設計流速。

本條數據引自現行國家標準《室外排水設計規范》GB 50014—2006中第4.2.8條。8.2.8本條參照國家現行標準《石油化工污水處理設計規范》SH 3095—2000第6.2.6條制定。9 泵房

9.1 一般規定

9.1.1采出水處理站的工作水泵，根據工藝要求不同分為原水升壓泵、濾前水升壓泵、凈化水外輸泵以及反沖洗水泵、回收水泵、污油泵等，應根據用途不同分別選用。選用的水泵機組應能適應水量和水壓的要求，并盡量使機組處在高效率情況下運行，同時還應考慮提高電網的功率因數，以節省用電，降低運行成本。采出水處理站分期建設時，廠房可一次建成，各類水泵可分期建設并留有擴建位置。

油田采出水隨原油產量及含水率上升而逐漸增加，原水升壓泵、濾前水升壓泵、凈化水外輸泵等可以采用增加泵臺數或大小泵搭配的方式適應水量的遞增，使水泵在高效區工作。在可能的情況下，為方便管理和減少檢修用的備件，選用水泵的型號不宜過多。

9.1.2選用水泵應符合節能要求。當水泵運行工況改變時，水泵的效率往往會降低，故當水量變化較大時，為減少水泵臺數或型號，宜采用改變水泵運行特性的方法，使水泵機組運行在高效范圍。目前國內采用的辦法有：機組調速、更換水泵葉輪或調節水泵葉片角度等，應通過技術經濟比較選用。

9.1.4國內油田多處在平原地區，尚沒有發生水錘事故的實例。國內供水行業根據調查，近年來由于停泵水錘或關閥水錘導致閥門破裂、泵房淹沒、輸水管破裂的事故時有發生。國內外在消除水錘措施方面有不少的成功經驗。常規做法是根據水錘模擬計算結果對水泵出水閥門進行分階段關閉以減小停泵水錘，并根據需要，在輸水管道的適當位置設置補水、排氣、補氣等設施，以期消除彌合水錘。

泵房設計時，輸水管路地形高差較大或向位于高處的站場輸水時，對有可能產生水錘危害的泵房宜進行停泵水錘計算：①求出水泵機組在水輪機工況下的最大反轉數，判斷水泵葉輪及電機轉子承受離心應力的機械強度是否足夠，并要求離心泵的最大反轉速度不超過額定轉速的1.2倍；②求出泵殼內部及管路沿線的最大正壓值，判斷發生停泵水錘時有無爆裂管道及損害水泵的危險性，要求最高壓力不應超過水泵額定壓力的1.3～1.5倍；⑧求出泵殼內部及管道沿線的最大負壓值，判斷有無可能形成水柱分離，造成斷流水錘等嚴重事故。水錘消除裝置宜裝設泵房外部，以避免水錘事故可能影響泵房安全，同時宜庫存備用，以便及時更換。

9.1.5負壓吸水時，水泵如采用合并吸水管，運行的安全性差，一旦漏氣將影響與吸水管連接的各臺水泵的正常運行。

9.1.6水泵吸水管一般采用帶有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直徑DN不小于1.25倍的吸水管直徑。??? 2 吸水喇叭口最小懸空高度E值為：

??? ??1)喇叭口垂直向下布置時，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口傾斜向下布置時，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置時，E=1.O～1.25DN。??? 3 吸水喇叭口在最低運行水位時的淹沒深度F值為： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置時，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口傾斜向下布置時，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置時，F=1.8～2.0DN。

??? 4 吸水喇叭口與吸水井池側壁凈距G=0.8～1.ODN；兩個喇叭口間的凈距H=1.5～2.ODN；同時滿足喇叭口安裝的要求。

9.1.7水泵安裝高度必須滿足不同工況下必需氣蝕余量的要求。同時應考慮電機與水泵額定轉速差、水溫以及當地的大氣壓等因素的影響，對水泵的允許吸上真空高度或必需氣蝕余量進行修正。水泵安裝高度合理與否，影響到水泵的使用壽命及運行的穩定性，所以水泵安裝高程的確定需要詳細論證。

由于水泵額定轉速與配套電動機轉速不一致而引起氣蝕余量的變化往往被忽視。當水泵的工作轉速不同于額定轉速時，氣蝕余量應進行換算。

9.1.8根據技術經濟因素的考慮，規定水泵吸水管及出水管的流速范圍。9.2 泵房布置

9.2.2本條文是參照現行國家標準《室外排水設計規范》GB 50014—2006中第5.4.7條制定的。

9.2.5泵房通往室外的門的個數應根據相關防火規范的要求確定，其中一扇門應滿足搬運最大尺寸設備。10 公用工程

10.1 儀表及自動控制

10.1.1設計規模較大、工藝流程復雜程度較高的處理站，宜采用計算機控制系統。

設計規模和工藝流程復雜程度適中的處理站，宜采用性能價格比適中的小型計算機控制系統。

設計規模小、工藝流程較簡單或低產和邊遠分散小油田的處理站可酌情采用儀表控制系統。

沙漠油田的處理站，宜采用計算機控制系統，并設遠程終端裝置(RTU)。10.2 供配電

10.2.1油田采出水處理站是油田的重要用電單位，一旦斷電將導致采出水大量外排，不僅污染環境，還可能引發安全事故，因此電力負荷的設計等級應確定為二級負荷。

10.2.2根據不同設備在整個工藝過程中的重要性不同，對主要設備供電等級進行劃分，依此選擇電氣設備。10.3 給排水及消防

10.3.1本條規定是為了避免重復建設或能力過剩所造成的浪費。采出水處理站給水、排水系統應統一規劃，分期實施。對于一期工程建成后，二期施工困難或一期、二期同時建設投資增加不多，在技術上更加合理的工程，應一次建設。10.4 供熱

10.4.1本條是最大供熱負荷的確定。

根據生產、生活、采暖、通風、鍋爐房自耗及管網損耗的熱量，計算出系統最大耗熱量(稱為最大熱負荷)，確定鍋爐房規模。

鍋爐房自耗熱及供熱管網損失系數K中包括：

燃油蒸汽霧化用熱約占總熱負荷的5.5%，油的保溫與加熱用熱約占總熱負荷的0.5%，熱網損失耗熱約占總負荷的5%～10%。

建筑采暖一般是連續供給，K1=1。通風熱負荷同時使用系數K2，據現場調查，供熱負荷為其計算量的40%～50%，取通風熱負荷同時使用系數K2=0.4～0.5。

本規范所提及的生產負荷，通常是用于加熱(換熱器)、清洗及管道伴熱，使用時間及耗熱取決于生產。加熱負荷一般是連續的，負荷波動較大，管道伴熱負荷在冬季是連續的，清洗熱負荷是間斷的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本條著重強調熱水供熱系統，供水溫度一般不超95℃，原因是蒸汽供熱系統比較復雜，跑、冒、滴、漏問題嚴重，熱媒輸送半徑小，凝結水回收率低，回收成本高，而熱水供熱系統恰恰與此相反，所以只要工藝沒有特殊要求優先采用熱水供熱系統。

如工藝需用蒸汽伴熱、吹掃、清罐和解凍等，鍋爐房內應設置蒸汽鍋爐，當工藝生產連續用蒸汽時，鍋爐房至少應有2臺蒸汽鍋爐。采暖介質宜選用熱水，根據熱水負荷情況，可以選用熱水鍋爐、汽-水換熱器以及汽水兩用鍋爐(一種帶內置式換熱器的鍋爐)。

10.4.3油田用的水套爐和真空相變鍋爐采用室外露天布置，在南方炎熱地區，許多鍋爐也露天布置，近些年來，北方部分地區也將鍋爐露天或半露天布置。無論何種布置方式都應遵循“以人為本，安全第一”的設計理念，優先考慮安全，兼顧環保和方便生產運行，做好鍋爐機組、測量控制儀表、管道、閥門附件以及輔機的防雨、防腐蝕、防風沙、防凍、減少熱損失和噪聲等措施，設立必要的司爐操作間，將鍋爐水位、鍋爐壓力等測量儀表集中設置在操作間內，以保證鍋爐機組的安全運行。10.5 暖通空調

1O.5.2 有組織的自然通風可采用筒形風帽、旋轉風帽、球形風帽或通風天窗等形式。10.5.3現場調查發現，水處理站化驗室可能散發出有害氣體，為迅速有效地排除，規定采用通風柜進行局部排風。

10.5.4相對密度小于0.75的氣體視為比空氣輕，相對密度大于0.75的氣體視為比空氣重；上、下部區域的排風量中，包括該區域內的局部排風量；地面上2m以內的，規定為下部區域。10.5.5為了滿足沙漠地區站場建筑物的通風防沙要求，可采取以下措施：

發生沙塵暴時，站場建筑門窗緊閉，為防止室內負壓過大及由此吸入沙塵需設置機械進風系統。設置條件應考慮排風系統的運行情況、建筑物的規模以及沙塵暴的連續時間、發生次數等。

機械進風系統的吸風口宜設在室外空氣較清潔的地方，下緣距室外地坪不宜小于2m，且應有過濾設施。過濾器應操作簡單、清掃方便。機械進風系統可不設加熱裝置。進排風口應有防止沙塵進入室內的措施。

站場內建筑物的外窗應采用帶換氣小窗的雙層密閉門，外門應采用單層密閉窗。5 當采用天窗進行自然通風時，啟閉機構應操作靈活、方便，且便于清掃沙塵。自控儀表控制室、電子計算機房等防塵嚴格的場所也可采用正壓通風。10.7 建筑及結構

10.7.2除油罐、沉降罐、單(無)閥濾罐等采用鋼筋混凝土板式基礎，是根據罐底荷載不均和工藝對不均勻沉降的要求，所選用的一種合理基礎型式，也是大慶油田多年采用的做法。10.8 道路

1O.8.1 站內道路的分類是參照現行國家標準《廠礦道路設計規范》GBJ 22，結合站場生產規模和性質綜合確定的。

10.8.2本條參照現行國家標準《廠礦道路設計規范》GBJ 22，結合運輸和消防用車的車型特點而定。站場主要通行車輛為4～5t的標準載重汽車，若行駛其他汽車時，其轉彎半徑的數值可做適當調整。10.9 防腐及保溫

10.9.1采出水處理涉及很多種類的構筑物，如調儲罐、除油罐沉降罐、氣浮機(池)、污水回收罐(池)、過濾器、各種緩沖罐(池等。采出水具有一定的腐蝕性，其腐蝕性的強弱與水中所含腐蝕性介質的種類和濃度有關，因此鋼制構筑物和鋼質管道均應進行防腐處理，用于強腐蝕性介質的鋼制構筑物還應采取覆蓋層和陰極保護相結合的保護方式。具體防腐措施根據工藝條件、介質環境等綜合分析后確定，必要時可進行腐蝕檢測。11 健康、安全與環境

11.0.1本條是參考國家經貿委《石油天然氣管道安全監督與管理規定》和勞動部《建設項目(工程)勞動安全衛生監察規定》及國家現行標準《石油天然氣工業健康、安全與環境管理體系》SY/T 6276—1997等的相關規定，結合采出水處理工程的特點制定的。

11.0.2、11.0.3 這兩條是參考《中華人民共和國環境保護法》等有關環境保護的現行國家法律條文及國家現行的其他相關標準或規定，結合采出水處理工程的特點制定的。附錄A、附錄B、附錄D、附錄E

本附錄A、B、D、E等同采用現行國家標準《油氣集輸設計規范》GB 50350—2005。

附錄C

本附錄C是根據近年來國內各油田應用過濾罐情況，而確定的濾料填裝規格及厚度。

第五篇：自立式調壓閥在采氣工藝中的應用

自立式調壓閥在采氣工藝中的應用

前言

天然氣在集輸過程中，面對環境中地層壓力、溫度管線彎曲度等的變化，壓力會忽高忽低。在以前的生產中，固定管線壓力主要利用水套爐后節流調壓閥，這種方法調壓不穩定，當遇見產水井、產氣不穩定井時，節流調壓閥穩定壓力作用較差，而且存在很大安全隱患。最近我站在采氣工藝中充分發揮其創新思想，在原來的工藝基礎上大膽改造，引進國外先進的完全自力式高壓調節器，取得了良好效果。

KIMRAY完全自力式高壓調節器

當壓力調節器所要求滿足的關閉壓力超過300psi時，需要選擇一套由高壓馬達閥和指揮器組合而成的高壓調節器組合。供氣壓力調節器的裝臵被加入以減小上游壓力，直至到操作控制閥致動器的額定壓力上。

組成：氣動薄膜閥；指揮器；供氣壓力調節器；凝結水罐；儀表風管及接頭。實圖見圖一

性能： 進口壓力：Max.400PSI 出口壓力：5-300PSI可調

圖一KIMRAY完全自力式高壓調節器

在一個減壓調節的配臵里控制線路連接下游的，而閥則在壓力開的模式操作。減壓調節器是一個整裝的裝臵。當控制線路連接下游時，供應壓力來源于上游。供氣系統或配氣系統

工作原理：在調節器內，只有指揮器和氣動閥部分零件（剖面線部分）是活動部件。指揮器閥芯由兩個緊緊連在一起的不銹鋼小球組成。上游壓力（紅色）是指揮器的供氣壓力，同時，它也是氣動薄膜上面的作用力。氣動薄膜閥的面積是其閥座面積的2倍，這保證其正確的關閉。

指揮器的下閥口是氣動閥薄膜下部作用力的入口（紅色到黃色），指揮器的上閥口是氣體排放口（黃色到藍色）。指揮器彈簧作用在其活動部分的上部，同時，它與下游壓力（藍色）相平衡。

圖二 內部結構

假設旋緊指揮器調整螺釘，壓縮其彈簧，達到一個頂定壓力。當下游壓力（藍色）太低時，指揮器彈簧壓迫其活動部分向下移動，首先，關閉指揮器上部閥口（黃色到藍色），接著打開其下部閥口（紅色到黃色）。這允許上游壓力（紅色）進入氣動閥薄膜下部（黃色）與上部壓力平衡。此時，作用在其底部的上游壓力的推動下，氣動閥的閥座打開，下游壓力逐漸升高。當達到設定值時，指揮氣閥芯會同時關閉上，下兩個閥口。

當下游壓力超過其彈簧設定值時，指揮器活動部分會往上移動，打開其閥芯的上閥口，這允許從氣動閥薄膜底部排放氣體（黃色到藍色）。當其薄膜底部壓力減小后，氣動閥口會向下移動，關小閥口，以保持下游壓力與設定值相等。

這個無外排的，三通的指揮器閥芯，調整了氣動閥膜底部的壓力

（黃色）重新定位了氣動閥的閥座位臵，以適應流量的變化。這種快速但穩定的反應，產生了真正的節流式調節作用。

供氣壓力調節器 為需要持續低壓起源的氣動元件和指揮器提供所需壓力，其特點容易調整，內部泄放；其工作溫度-18到93攝氏度

可移動式薄膜依靠對所需流量快速的反應提供恒定的下游壓力。薄膜閥座組件可以上下移動以回應出口微小的所需流量的變化，薄膜閥座的移動改變噴嘴和尼龍閥座組件的間隙，從而補償所需流量的變化。

結論

采氣站在原來水套爐出口的針型調壓閥之后，高低壓緊急切斷閥之前安裝了完全自立式調壓閥，同時也在進站總機關撬的放空管線上安裝了該閥。這樣連同各設備上的安全閥、井口人員的定時查巡就形成了在生產運行中的五大安全保障。生產工藝中管線壓力穩定，即便是面對突然斷電等突發事故，自立式調壓閥也能自動泄壓，安全放空節約繁重的人工調壓成本，加強了安全保障，初步實現遠程控制壓力，為將來實現全面的遠程控制，自動化采氣工藝積累經驗。

該閥在使用的過程中，隨著天氣的變冷，指揮器引壓管偶有堵塞等問題出現，這將是我們下一步的工作。但總的來說，完全自立式調壓閥在采氣站工藝改造中使用效果良好。