第３２卷第１０期（２０１３．１０）（集输处理） 大庆油田采出水处理新技术 何玉辉 大庆油田设计院 摘要：随着聚驱工，＿ｌｋ４ａ应用规模的逐步扩大及油田综合含水的逐步增高，使含聚污水处理 站建设规模及数量日益增加，给油田地面工程造成较大的投资压力；同时，随着喇萨杏油田 二、三类油层的动用，对回注水水质要求也逐步提高。因此，地面工程亟需对传统的大罐沉降 污水处理工艺进行优化、简化。油田自２００８年开始，通过现场试验、调研等措施，逐步开展了 多项采出水处理新工艺的尝试，取得了较好的效果。 关键词：采出水污水处理；生化法；陶瓷膜；磁过滤；悬浮污泥 ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６－６８９６．２０１３．１０．０４４ 随着聚驱工业化应用规模的逐步扩大及油田综 法处理工艺的技术经济对比。最终确定采用气浮除 合含水的逐步增高，使含聚污水处理站建设规模及 油＋微生物反应、沉淀＋一级压力过滤的处理工 数量日益增加，给油田地面工程造成较大的投资压 艺，出水水质达到了“５、５、２”指标。该工艺设 力；同时，随着喇萨杏油田二、三类油层的动用， 计来水指标为：含油量≤１ ０００ ｍｇ／Ｌ，悬浮物含量 对回注水水质要求也逐步提高。因此，地面工程亟 ≤３００ ｍｇ／Ｌ，原水含聚≤５００ ｍｇ／Ｌ；出水指标为含 需对传统的大罐沉降污水处理Ｔ艺进行优化、简 油量≤５ ｍｇ／Ｌ，悬浮物含量≤５ ｍｇ／Ｌ，悬浮固体粒 化。油田自２００８年开始，通过现场试验、调研等 径中值＜２－－ｍ（低渗透层）。该工艺主要设计参数 措施，逐步开展了多项采出水处理新工艺的尝试， 如下：气浮选停留时间３—５ ｍｉｎ；隔油池停留时间 取得了较好的效果。 ２．０ ｈ；生物反应池停留时间８．０ ｈ，温度２０～ １ 生化法处理工艺 在２００８年５月规划的杏十三区产能建设中，需 新建规模为１．５×１０ ｍ。／ｄ的含聚污水处理站１座， 出水水质达到“５、５、２”指标。为优化地面工 艺，方案阶段进行了聚驱污水常规处理工艺及生化 一４５。Ｃ，生物反应池含氧量２．０ ｍｇ／Ｌ，曝氧气水比 １５：１；沉淀池停留时间１．０ ｈ；过滤罐双滤料滤速 ≤８ ｍ／ｈ，反冲洗强度１４ Ｌ／（ｓ・ｍ。），冲洗时问１５ ｍｉｎ， 反冲洗后期７天；加杀菌剂２０ ｍｇ／Ｌ，连续投加（１２２７、 ＨＱ一１２６，交替）；后期菌种维护费用０．１元应方米。 旦进入电场就会引起一系列不利影响。优化后工 验，温度控制范围为５５￣６０。Ｃ较为合适。 艺流程是将９座中转站和联合站的含水油进入３ 沉 器进行处理。同时把污水处理站和注水站回收的污 （３）合理调整加药比。电脱水器平稳运行时， 时候是乳化液强度增大，因此可以适当提高破乳剂 降罐沉降，原油经过加热后直接进人１ 、２ 电脱水 加药比控制在２５￣３０ ｍｇ／Ｌ。当不平稳运行时，多数 油，卸油岗回收落地油和提捞油以及１ 、２ 和３ 电 用量，将加药比提高至４０￣５０ ｍｇ／Ｌ，增强破乳效 脱水器放水所携带的污油全部进入２ ５ ０００ ｍ。污水 果，等电场恢复后再调回正常药剂用量。 沉降罐进行沉降，充分沉降后再通过曝气装置去除 （４）合理控制电脱水器油水界面高度。宋一联 掉溶液内的Ｈ Ｓ气体和过量的铁和锰，以避免在溶 合站电脱水器电极板悬挂高度为１．８ ｍ，油水界面 液内形成硫化物，并防止由于在罐内长时间停留而 高度不超过电极板悬挂高度的一半，所以现场一般 ２￣０．５ ｍ较为合适。 进一步乳化。原油再经由４ 高效真空加热炉加热 油水界面控制在０．后，进入３ 脉冲式两用电脱水器进行处理，３ 电脱 水器是专门处理老化油，平挂与竖挂电极板结合的 果。通过实行污油单独处理流程杜绝了污油回掺， 从而避免了污油回掺带来的一系列问题，也使电脱 水器物尽其用，达到最佳脱水效果。 （５）控制溶液ｐＨ值。当原油ｐＨ值大于７．５ 时，可以适当加入一些络合剂，络合剂的主要成分 乳剂达到最佳破乳效果，同时络合物也能去除溶液 内的ＦｅＳ等硫化物，防止由于油水过渡层加厚导致 的电流过高、电场破坏。 （栏目主持张秀丽） 脉冲式电脱水器，因此对老化油有比较好的处理效 是磷酸，可以中和溶液内的弱碱性物质，从而使破 （２）适当提高工艺温度。根据宋一联现场经 油气田地面工程（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃ。ｍ） 一７９— ３２卷第１１）ｌＪ【Ｊ（２０１３．１０）（集输处理） 从杏十三一ｌ含聚污水深度处理站现场处理水 介质之间巨大的密度差使得絮体迅速下沉，在此过 和进入系统的污泥）迅速沉淀，从而去除水中的悬 质情况看，经目测沉淀池水相清澈透明，无油气 程中，磁性絮状物夹带着所有固体颗粒（包括残油 味；形成的污泥沉落底部，以微生物菌丝形式存 在，十分容易祛除。过滤出水清澈，过滤罐反冲洗 浮颗粒物。￣ＣｏＭａｇ处理后，污水含油量≤５ ｍｇ／Ｌ、 周期最长可达１０天。该处理工艺对油田复杂成分 同体悬浮物含量≤５ ｍｇ／Ｌ、粒径中值≤２ ｍ。 的污水处理适应性更强，同时可以有效降低后续污 水深度处理的难度。从工艺所需建构筑物角度看， 该工艺存在在北方高寒地区大型混凝土池体容易产 生渗漏的缺点。而由于工艺自身原理决定了该工艺 油。同时，该工艺对微生物的依赖程度较高，目前 杏十＿一一１站投产时间较短、含聚相对仍较低，当 原水水质发生较大变化时，出水水质的稳定性有待 于进一步验证；而好氧微生物处理后的污水，在细 菌未能１００％杀灭的情况下回注，对地层是否有影 ２００９年１１月，ＯＰＳ与磁过滤系统建成，投入 运行。高ｊ号转油站来液进单独游离水进行处理， 处理后的含聚污水经过５００ ｍ。缓冲罐缓冲后，进入 ＯＰＳ气浮装置去除大部分含油及悬浮物，然后进入 准，同时含聚污水与普通污水实现工艺互通，以保 在实际生产中需要消耗原水中５０￣１００ ｍｇ／Ｌ的原 磁过滤装置处理，最终ｍ水达到“５、５、２”标 证含聚污水站的处理负荷在７０％以上。其运行情况 如下：①从目前调试运行情况看，处理后污水含油 能够稳定达标，但是悬浮物处理不能稳定达标，水 质不能达标；②设备故障率高，连续运行时间较 短。设备从２０１０年５月底投入运行以来，６月份由 于电破乳装置升级工艺停运１个多月，８月份又由 响仍需要进一步研究。 ２ 陶瓷膜处理工艺 ２０１０年８月～２０１１年６月，在杏十五一１联合 于磁过滤减速器故障系统停运１０天，因此设备难 以长时问连续运行，目前处于停运状态。 站含油污水处理站开展了２ ４００ ｉｎ。／ｄ陶瓷膜现场中 试，其技术参数见表１。 表１ 一次核桃壳过滤出水为膜进水试验运行参数 ４ 悬浮污泥过滤技术 ２００９年开始在葡 联开展了ＳＳＦ悬浮污泥过滤 技术改造，将一个二次沉降罐改为ＳＳＦ悬浮污泥过 滤装置，处理规模为５ ０００ ｍ。／ｄ。该站于２０１０年４ 月投产。该工艺设计来水指标为含油量≤１ ０００ ｍＦＪＬ， 悬浮物含量≤３００ ｍｇ／Ｌ；出水指标为含油量≤８ ｍＦＪＬ， 悬浮物含量≤３ ｍｇ／Ｌ，悬浮固体粒径中值≤２ ｍ （低渗透层）。其主要设计参数如下：①一次沉降罐 停留时间４ ｈ；②悬浮污泥过滤装置停留时间１．０ ｈ；③ 净水剂加药量为５０ ｍｇ／Ｌ、氧化剂加药量为２０ ｍＦＪＬ、 助凝剂加药量为１ ｍｇ／Ｌ、除油剂加药量为０．５ ｍｇ／Ｌ，４ 种药剂连续投加，配制浓度为５％；④排泥周期２４ ｈ； 陶瓷膜处理工艺优点是：陶瓷膜对油田含油污 ⑤排泥量１５～３０ ｍ。／ｈ。葡三联污水站改造工程总投 水水质的适应性及稳定性较好，一次过滤后及横向 资７８５．８７万元，其中工程费４７２．５８万元。 悬浮污泥过滤工艺在超越两级过滤情况下，出 流出水经过陶瓷膜过滤器处理后水质均能稳定达到 “５、１、ｌ”注入标准。其缺点是：产水率较低，一 水达到“１０、５、３”标准。悬浮污泥过滤工艺优于 次核桃壳滤后试验周期内平均出水量３５ ｍ。／ｈ，仅 常规工艺，可实现有效排泥、超越过滤工艺，取消 为设计出水量的７０％；从目前现场试验效果来看， 传统的过滤及反冲洗设施，减少占地面积，实现简 化学清洗需要升温至７０。Ｃ才能保证膜通量恢复 化污水处理工艺、降低生产运行成本。悬浮污泥过 滤工艺是依靠紧密的污泥层进行过滤，对来水的稳 率，增加能耗且不方便管理。 定性要求较高，因此该工艺更适合在污水深度处理 ３ ０ＰＳ与磁过滤技术 站应用。但悬浮污泥过滤工艺在处理污水过程中， 经过ＯＰＳ处理后，污水原油去除率＞９９％，悬 浮物去除率＞９０％。磁过滤系统是利用外加磁场的 投加药剂量相对较大，处理吨水成本较高。悬浮污 泥过滤装置排泥量较大，必须配套建设污泥减量化 磁粉增强絮凝作用以达到高效沉降和过滤目的的一 设施，增加了工程投资。种高效分离微粒和超微粒的技术工艺。磁粉与工作 （栏目主持张秀丽） 一８０一 油气田地面工程（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃｏｒｎ）