员工培训教材(油田采出水处理工艺技术)
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①对于以小站加药的区块，要根据集输流程的布局及含水的高低， 对于以小站加药的区块，要根据集输流程的布局及含水的高低， 合理确定加药站数量，保证系统总的加药量处于合适的比例范围。 合理确定加药站数量，保证系统总的加药量处于合适的比例范围。接转 站加药应从输油泵的进口加入；联合站应从总机关汇管中加入； 站加药应从输油泵的进口加入；联合站应从总机关汇管中加入；严禁在 沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，造成局部浓度过高，形成反向乳化， 沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，造成局部浓度过高，形成反向乳化，反 而脱不下水。 而脱不下水。 长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
加药过程应与输油同步进行， ②加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量 加入。加药浓度应根据室内评价确定， 加入。加药浓度应根据室内评价确定，一般保持在商品浓 80-150ppm 范围之内。 对于用量超过200ppm的药剂应淘 ppm范围之内 200ppm 度 80-150ppm 范围之内 。 对于用量超过 200ppm 的药剂应淘 汰。 ③输油上要求联合站外上游系统站点输油要尽量保证 连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化； 连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化；冬季运行 中 ， 输油温度控制在40-45℃ 左右， 以保证原油的破乳脱 输油温度控制在 40-45℃ 左右 ， 40 水效果。 水效果。
油田脱水及采出水处理工艺技术 采油工艺专业技术人员培训教材
油田脱水及采出水处理工艺技术 讲课人：李成龙 讲课人：
中国石油长庆油田分公司 中国石油长庆油田分公司 石油长庆油田 二○○七年十二月 ○○七年 七年十
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
目 录
一、长庆油田脱水工艺的现状 二、长庆油田水处理工艺流程发展历程 三、采出水过滤设备的工作原理 四、采出水工艺管理要求 五、面临的困难及存在的问题 六、下一步的发展方向
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
流程优点： 流程优点： 脱水温度较低（ 流程简单、操作方便、 脱水温度较低（30-45℃）、流程简单、 操作方便、 ℃ 效果显著。 效果显著。 净化油含水小于0.5％，污水含油小于200mg/l。 净化油含水小于 ％ 污水含油小于 。
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
2、影响原油脱水效果的主要因素 （1）破乳剂的筛选 原油的破乳原理， 尽管有多种解释， 原油的破乳原理 ， 尽管有多种解释 ， 但通常认 破 乳 原 理 为油水乳化液珠的表面含有胶质、 为油水乳化液珠的表面含有胶质 、 沥青质等天然乳 化剂， 化剂 ， 破乳剂分子渗入并吸附到乳化液滴的界面膜 上抵消天然乳化剂， 上抵消天然乳化剂 ， 这样乳化液滴表面膜破裂并使 水滴释放出来， 小水滴相互聚结成大水滴， 最终油、 水滴释放出来 ， 小水滴相互聚结成大水滴 ， 最终油 、 水两相发生分离。 水两相发生分离。
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
一、长庆油田脱水工艺的现状及特点
原油脱水及污水处理过程中， 原油脱水及污水处理过程中，原油的脱水脱气是非常 重要的环节， 重要的环节，常规工艺先采用气液分离器进行气液两相分 离，分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离，或 分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离， 采用电热化学脱水。长庆油田目前主要采用大罐沉降脱水 采用电热化学脱水。 和三相分离器脱水两种工艺。 和三相分离器脱水两种工艺。
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
（5）合理确定沉降罐的运行参数 沉降罐的运行参数主要受油水层高度、 沉降罐的运行参数主要受油水层高度 、 来液量的多少 等因素控制， 保证油相和水相停留时间处于合理的范围。 等因素控制 ， 保证油相和水相停留时间处于合理的范围 。 油水界面的高低， 实际是一个油相沉距和水相沉距的问题。 油水界面的高低 ， 实际是一个油相沉距和水相沉距的问题 。 油水界面的控制高度不同， 对脱水效果有一定影响， 油水界面的控制高度不同 ， 对脱水效果有一定影响 ， 油水 层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。 层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。
华 池 原 油 粘 温 曲 线 长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
由图可见，原油温度达到25 25℃ 粘度急剧下降， 由图可见 ，原油温度达到25℃后，粘度急剧下降，粘 温性能变好。 粘温曲线在25 28℃ 附近出现拐点， 25温性能变好 。 粘温曲线在 25-28℃ 附近出现拐点 ， 此点所 对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间， 对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间，粘度 大幅度增加。同时该曲线在30 后随着温度的增加， 30℃ 大幅度增加。同时该曲线在30℃后随着温度的增加，粘度 的降低并不显著，根据Stokes沉降公式， Stokes沉降公式 的降低并不显著， 根据Stokes沉降公式 ，对原油脱水速度 的影响甚微。 的影响甚微。 因此，华池原油的脱水温度应为30 35℃左右， 30—35 因此 ， 华池原油的脱水温度应为30 35℃ 左右， 可以 认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言， 认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言，要根 据各地原油的粘温曲线确定脱水温度， 据各地原油的粘温曲线确定脱水温度，保证在一个经济合 理的温度范围之内进行原油脱水。 理的温度范围之内进行原油脱水。
长庆油田分 长庆油田分公司
油田ຫໍສະໝຸດ Baidu水及采出水处理工艺技术
长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工艺技术， 长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工艺技术， 可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、大罐溢流沉降 可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、 脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（ 53座联合站 脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（集中处理 原油的脱水能力达到6 14× t/d。 站），原油的脱水能力达到6.14×104t/d。多年的实践证 明，这项技术适合长庆油田的原油脱水。 这项技术适合长庆油田的原油脱水。 2003年以来 ， 2003 年以来， 为解决大罐沉降脱水存在的流程未密 年以来 闭、占地面积较大、投资过高的问题，引进了油气水三相 占地面积较大、投资过高的问题， 分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台 分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台。 25
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
破乳剂筛 选方法
室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样， 室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样， 综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、 综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、 污水含油等各项指标。 污水含油等各项指标。
长庆油田使用的破乳剂： 长庆油田使用的破乳剂： 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ- 等型，均属聚醚类型， 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ-5等型，均属聚醚类型， YT 是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80—100mg/l 是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80 100mg/l之 80 100mg/l之 间。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。 下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。
油田脱水及采出水处理工艺技术
平衡管
站 内 脱 水
出水口
集油槽
喷油管
出油口 集水管 进油口
溢流沉降罐结构示意图
站外加药特点： 站外加药特点： 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 实现乳化液提前破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 实现乳化液提前破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
（3）沉降时间 根据Stokes沉降公式： 根据Stokes沉降公式： Stokes沉降公式 Vt=d2（ρ水—ρ油）g/18μ油 ρ 式中： 水滴在油中沉降速度， 式中：Vt ——水滴在油中沉降速度，m/s； 水滴在油中沉降速度 m/s； d ——水滴直径，m； 水滴直径， 水滴直径 ρ水、ρ油——水和油的密度，kg/m3； 水和油的密度， 水和油的密度 μ油 ——原油粘度，Pa.s； 原油粘度，Pa.s； 原油粘度 重力加速度， g ——重力加速度，9.8m/s2； 重力加速度 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比， 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比， 与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低， 与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低， 则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。 则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。
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油田脱水及采出水处理工艺技术
（4）合理确定脱水温度 根据Stokes 沉降公式 根据 Stokes沉降公式 ， 水滴沉降速度与原油粘度成反 Stokes 沉降公式， 因此， 提高温度可加快水滴沉降速度， 提高脱水效果。 比 。 因此 ， 提高温度可加快水滴沉降速度 ， 提高脱水效果 。 但并不是温度越高越好， 但并不是温度越高越好 ， 且过高的温度势必消耗过多的燃 料。以华池油田情况进行说明： 以华池油田情况进行说明：
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油田脱水及采出水处理工艺技术
（一）大罐沉降脱水工艺技术 1、工艺流程及特点 工艺流程：站外加药＋ 工艺流程：站外加药＋站内脱水 小站（井口） 加药 管道破乳 站外加药
站 外 加 药
大罐溢流沉 降脱水 站内脱水
早期采用井口加药 后期改到增压点、 后期改到增压点、接转站加药
长庆油田分 长庆油田分公司
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、 长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、 30多年的发展 靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设， 靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设，长庆 油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善， 油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善，保证了 油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、 油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、研 形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术， 究，形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术， 确保了油田持续有效快速发展。 确保了油田持续有效快速发展。 截止2007 10月底 全油田现有脱水站点53 2007年 月底， 53座 截止2007年10月底，全油田现有脱水站点53座，原油 脱水能力达到6.14 6.14× t/d。日产水35777m 脱水能力达到6.14×104t/d。日产水35777m3，建有采出水 处理站点101座，其中配套精细过滤设备有40座，实际处理 处理站点101座 其中配套精细过滤设备有40座 101 40 2.67× /d；小区块简易处理站点61 61座 量2.67×104m3/d；小区块简易处理站点61座，实际处理 1.03× /d。全油田采出水处理及回注率达到100% 100%， 1.03×104m3/d。全油田采出水处理及回注率达到100%，有 效回注率53.4% 53.4%。 效回注率53.4%。
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油田脱水及采出水处理工艺技术
（2）破乳剂投加点的确定 早期采用井口加药。 早期采用井口加药。 九十年代后，大部分加药点移到接转站内。 九十年代后，大部分加药点移到接转站内。 含水大于50-60%的区块可在联合站或集中处理站加药。 的区块可在联合站或集中处理站加药。 含水大于 的区块可在联合站或集中处理站加药 投加要求： 投加要求：
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油田脱水及采出水处理工艺技术
长庆油田情况： 长庆油田情况： 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点， 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点，实际沉降 12—20小时范围内即可满足要求 时间确定在12 20小时范围内即可满足要求。 时间确定在12 20小时范围内即可满足要求。在保证脱 水效果的前提下， 水效果的前提下，应尽量缩短污水在沉降罐内的停留时 间，既减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖，又可减小沉降 既减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖， 罐的容积。 罐的容积。
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加药过程应与输油同步进行， ②加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量 加入。加药浓度应根据室内评价确定， 加入。加药浓度应根据室内评价确定，一般保持在商品浓 80-150ppm 范围之内。 对于用量超过200ppm的药剂应淘 ppm范围之内 200ppm 度 80-150ppm 范围之内 。 对于用量超过 200ppm 的药剂应淘 汰。 ③输油上要求联合站外上游系统站点输油要尽量保证 连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化； 连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化；冬季运行 中 ， 输油温度控制在40-45℃ 左右， 以保证原油的破乳脱 输油温度控制在 40-45℃ 左右 ， 40 水效果。 水效果。
油田脱水及采出水处理工艺技术 采油工艺专业技术人员培训教材
油田脱水及采出水处理工艺技术 讲课人：李成龙 讲课人：
中国石油长庆油田分公司 中国石油长庆油田分公司 石油长庆油田 二○○七年十二月 ○○七年 七年十
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油田脱水及采出水处理工艺技术
目 录
一、长庆油田脱水工艺的现状 二、长庆油田水处理工艺流程发展历程 三、采出水过滤设备的工作原理 四、采出水工艺管理要求 五、面临的困难及存在的问题 六、下一步的发展方向
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
流程优点： 流程优点： 脱水温度较低（ 流程简单、操作方便、 脱水温度较低（30-45℃）、流程简单、 操作方便、 ℃ 效果显著。 效果显著。 净化油含水小于0.5％，污水含油小于200mg/l。 净化油含水小于 ％ 污水含油小于 。
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2、影响原油脱水效果的主要因素 （1）破乳剂的筛选 原油的破乳原理， 尽管有多种解释， 原油的破乳原理 ， 尽管有多种解释 ， 但通常认 破 乳 原 理 为油水乳化液珠的表面含有胶质、 为油水乳化液珠的表面含有胶质 、 沥青质等天然乳 化剂， 化剂 ， 破乳剂分子渗入并吸附到乳化液滴的界面膜 上抵消天然乳化剂， 上抵消天然乳化剂 ， 这样乳化液滴表面膜破裂并使 水滴释放出来， 小水滴相互聚结成大水滴， 最终油、 水滴释放出来 ， 小水滴相互聚结成大水滴 ， 最终油 、 水两相发生分离。 水两相发生分离。
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一、长庆油田脱水工艺的现状及特点
原油脱水及污水处理过程中， 原油脱水及污水处理过程中，原油的脱水脱气是非常 重要的环节， 重要的环节，常规工艺先采用气液分离器进行气液两相分 离，分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离，或 分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离， 采用电热化学脱水。长庆油田目前主要采用大罐沉降脱水 采用电热化学脱水。 和三相分离器脱水两种工艺。 和三相分离器脱水两种工艺。
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（5）合理确定沉降罐的运行参数 沉降罐的运行参数主要受油水层高度、 沉降罐的运行参数主要受油水层高度 、 来液量的多少 等因素控制， 保证油相和水相停留时间处于合理的范围。 等因素控制 ， 保证油相和水相停留时间处于合理的范围 。 油水界面的高低， 实际是一个油相沉距和水相沉距的问题。 油水界面的高低 ， 实际是一个油相沉距和水相沉距的问题 。 油水界面的控制高度不同， 对脱水效果有一定影响， 油水界面的控制高度不同 ， 对脱水效果有一定影响 ， 油水 层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。 层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。
华 池 原 油 粘 温 曲 线 长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
由图可见，原油温度达到25 25℃ 粘度急剧下降， 由图可见 ，原油温度达到25℃后，粘度急剧下降，粘 温性能变好。 粘温曲线在25 28℃ 附近出现拐点， 25温性能变好 。 粘温曲线在 25-28℃ 附近出现拐点 ， 此点所 对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间， 对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间，粘度 大幅度增加。同时该曲线在30 后随着温度的增加， 30℃ 大幅度增加。同时该曲线在30℃后随着温度的增加，粘度 的降低并不显著，根据Stokes沉降公式， Stokes沉降公式 的降低并不显著， 根据Stokes沉降公式 ，对原油脱水速度 的影响甚微。 的影响甚微。 因此，华池原油的脱水温度应为30 35℃左右， 30—35 因此 ， 华池原油的脱水温度应为30 35℃ 左右， 可以 认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言， 认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言，要根 据各地原油的粘温曲线确定脱水温度， 据各地原油的粘温曲线确定脱水温度，保证在一个经济合 理的温度范围之内进行原油脱水。 理的温度范围之内进行原油脱水。
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长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工艺技术， 长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工艺技术， 可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、大罐溢流沉降 可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、 脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（ 53座联合站 脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（集中处理 原油的脱水能力达到6 14× t/d。 站），原油的脱水能力达到6.14×104t/d。多年的实践证 明，这项技术适合长庆油田的原油脱水。 这项技术适合长庆油田的原油脱水。 2003年以来 ， 2003 年以来， 为解决大罐沉降脱水存在的流程未密 年以来 闭、占地面积较大、投资过高的问题，引进了油气水三相 占地面积较大、投资过高的问题， 分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台 分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台。 25
长庆油田分 长庆油田分公司
油田脱水及采出水处理工艺技术
破乳剂筛 选方法
室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样， 室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样， 综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、 综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、 污水含油等各项指标。 污水含油等各项指标。
长庆油田使用的破乳剂： 长庆油田使用的破乳剂： 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ- 等型，均属聚醚类型， 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ-5等型，均属聚醚类型， YT 是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80—100mg/l 是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80 100mg/l之 80 100mg/l之 间。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。 下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。
油田脱水及采出水处理工艺技术
平衡管
站 内 脱 水
出水口
集油槽
喷油管
出油口 集水管 进油口
溢流沉降罐结构示意图
站外加药特点： 站外加药特点： 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 实现乳化液提前破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 实现乳化液提前破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。
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（3）沉降时间 根据Stokes沉降公式： 根据Stokes沉降公式： Stokes沉降公式 Vt=d2（ρ水—ρ油）g/18μ油 ρ 式中： 水滴在油中沉降速度， 式中：Vt ——水滴在油中沉降速度，m/s； 水滴在油中沉降速度 m/s； d ——水滴直径，m； 水滴直径， 水滴直径 ρ水、ρ油——水和油的密度，kg/m3； 水和油的密度， 水和油的密度 μ油 ——原油粘度，Pa.s； 原油粘度，Pa.s； 原油粘度 重力加速度， g ——重力加速度，9.8m/s2； 重力加速度 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比， 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比， 与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低， 与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低， 则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。 则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。
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（4）合理确定脱水温度 根据Stokes 沉降公式 根据 Stokes沉降公式 ， 水滴沉降速度与原油粘度成反 Stokes 沉降公式， 因此， 提高温度可加快水滴沉降速度， 提高脱水效果。 比 。 因此 ， 提高温度可加快水滴沉降速度 ， 提高脱水效果 。 但并不是温度越高越好， 但并不是温度越高越好 ， 且过高的温度势必消耗过多的燃 料。以华池油田情况进行说明： 以华池油田情况进行说明：
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（一）大罐沉降脱水工艺技术 1、工艺流程及特点 工艺流程：站外加药＋ 工艺流程：站外加药＋站内脱水 小站（井口） 加药 管道破乳 站外加药
站 外 加 药
大罐溢流沉 降脱水 站内脱水
早期采用井口加药 后期改到增压点、 后期改到增压点、接转站加药
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长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、 长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、 30多年的发展 靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设， 靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设，长庆 油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善， 油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善，保证了 油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、 油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、研 形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术， 究，形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术， 确保了油田持续有效快速发展。 确保了油田持续有效快速发展。 截止2007 10月底 全油田现有脱水站点53 2007年 月底， 53座 截止2007年10月底，全油田现有脱水站点53座，原油 脱水能力达到6.14 6.14× t/d。日产水35777m 脱水能力达到6.14×104t/d。日产水35777m3，建有采出水 处理站点101座，其中配套精细过滤设备有40座，实际处理 处理站点101座 其中配套精细过滤设备有40座 101 40 2.67× /d；小区块简易处理站点61 61座 量2.67×104m3/d；小区块简易处理站点61座，实际处理 1.03× /d。全油田采出水处理及回注率达到100% 100%， 1.03×104m3/d。全油田采出水处理及回注率达到100%，有 效回注率53.4% 53.4%。 效回注率53.4%。
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（2）破乳剂投加点的确定 早期采用井口加药。 早期采用井口加药。 九十年代后，大部分加药点移到接转站内。 九十年代后，大部分加药点移到接转站内。 含水大于50-60%的区块可在联合站或集中处理站加药。 的区块可在联合站或集中处理站加药。 含水大于 的区块可在联合站或集中处理站加药 投加要求： 投加要求：
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油田脱水及采出水处理工艺技术
长庆油田情况： 长庆油田情况： 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点， 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点，实际沉降 12—20小时范围内即可满足要求 时间确定在12 20小时范围内即可满足要求。 时间确定在12 20小时范围内即可满足要求。在保证脱 水效果的前提下， 水效果的前提下，应尽量缩短污水在沉降罐内的停留时 间，既减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖，又可减小沉降 既减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖， 罐的容积。 罐的容积。