刘宏菊等研究了粉体纳米TiO2处理采油废水，采用XRD，SEM等手段对所制备的催化剂进行表征，结果表明，所制备的催化剂以锐钛矿型存在，平均粒径350um，催化活性良好，表面积大，有特殊的多孔结构。利用自制的纳米TiO2成型颗粒处理冀东油田的采油废水，处理后出水的COD达到GB8978–1996(污水综合排放标准》二级标准，COD去除率达到61%。蒋学彬等针对钻井作业后期废水COD高的特点，用混凝一二氧化氯催化氧化工艺进行处理。实验结果表明：对于钻井废水，溶液pH值为4，投加氧化剂质量浓度为400mggL，氧化反应时间为45min，混凝一二氧化氯催化氧化组合法对COD总去除率达到97A%;混凝一二氧化氯催化氧化工艺现场处理钻井废水，p(COD)<100mg/L.达到了国家污水综合排放标准一级标准。具体联系污水宝或参见更多相关技术文档。
张现斌等用混凝一催化氧化技术对钻井废水进行深度处理，结果表明，催化氧化处理的适宜条件为：pH值为4，m(H202)：m(Fe“)为9：1，to(H202)=30%的溶液投加量为3mL/L。配体质量浓度为600mg/L.氧化时间为1.5h，处理后用石灰乳调节pH值为7～8，催化氧化处理出水的色度、浊度和COD均能达到国家一级排放要求。曹晓春等研究了二氧化钛光催化剂对“大庆油田聚驱采出水”的处理，结果表明：酸性条件下采出水的光催化效果最好，未处理采出水TiO2粒度和处理碱性采出水以及酸性采出水后的TiO2粒度大小分别为44.9和44.85和44.85nm。
采油废水目前处理工艺概况：在现有采油废水处理工艺中，“老三套”处理工艺仍是主流，即自然除油-混凝除油-过滤/气浮，在各大油田均已配套应用，但出水并不能满足“双20”的水质标准，且随着采油废水成分的逐渐复杂，“老三套”处理工艺逐渐表现出弊端。为解决这个问题，近年来，对于采油废水的达标处理，许多研究者对物理法、物化法、化学法、生化法等方法展开了探索，以期能够降低废水中的含油量、COD、悬浮物等指标，使出水达标排放。气浮法处理效率低，只对悬浮油和乳化油具有较高的处理效果，而对溶解油的处理效果不佳;过滤只是前期悬浮物处理的常用方法，避免后续设备出现堵塞、磨损等现象，其处理出水粒径中值仍然不达标;混凝会加入大量药剂，从而增加废水的矿化度，提高处理负担和成本，加大排泥量，引起二次污染;而生化法需筛选出优势菌种，不仅处理效率低，排泥量也很大，且运行时间长，基建费用大，相比而言，并非经济型的处理方式。且针对中国北方，水温通常偏低，导致微生物活性普遍不高，更加制约了生化法在采油废水中的应用。膜分离技术在国内外发展迅速。目前，在采油废水中运用比较广泛的有超滤(UF，ultrafiltration)、微滤(MF，microfiltration)、纳滤(NF，nanofiltration)、反渗透(RO，reverseosmosis)、电渗析(ED，electrodialysis)等膜处理技术。具体联系污水宝或参见更多相关技术文档。
膜技术的应用：废水经过前处理技术的处理，基本可以将水质得到大幅度的改善，减轻后续膜处理负担，达到更佳的处理效果。张冰等人采用PTFE膜对大庆三元驱采油废水进行处理，研究结果表明，O/W、APAM、SS的去除率分别为80.7%、97.4%和98.2%，粒径中值未检出，出水水质可达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》中“5，1，1”水质标准。徐俊等采用孔径为100nm的非对称结构陶瓷复合超滤膜对大庆油田采出水进行处理，结果表明，浊度、油和悬浮物的去除率分别可达90%以上，除部分点腐蚀外，出水可满足“5，1，1”标准。Abadi等人采用α-Al2O3陶瓷微滤膜处理含油废水，并研究了膜压差、温度和错流流速对膜处理效果的影响，结果表明最佳实验操作条件膜压差为1.25bar，错流速度为2.25m/s，温度为32.5℃下，油去除率为85%，浊度去除率为98.6%，处理效果最好。
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