油田污水处理.ppt

油田污水处理.ppt

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油田污水处理技术的现场应用及优化,油田污水主要包括原油脱出水（又名油田采出水）、钻井污水及站内其它类型的含油污水。

随着油田的持续开发，采出液的含水率不断上升，有的区块已达到90以上，这些含油污水已成为油田的主要注水水源。

同时随着油田外围低渗透油田和表外储层的连续开发，对油田注水水质的要求也越来越严格。

油田污水处理的目的就是去除水中的油、悬浮物、添加剂以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。

由于油田污水种类多、地层差异及钻井工艺不同等原因，各油田或区块的水质成分复杂、差异较大，而且油田污水的水质变化大，这为油田污水的处理带来困难。

概况,现场应用及优化,下步工作方向,目录,近年来，纯梁采油厂针对所辖油田注水水质长期不达标严重影响注水开发效果的实际，牢固树立“水油并重”的思想，结合分公司开展“水质专项治理”的有利时机，逐步对六座污水站实施技术改造，在此基础上推进“系统节点”精细化管理模式，有效改善了回注污水水质。

目前污水站处理能力为2.46万方/天，实际处理量2.51万方/天，采油厂采出污水全部实现了先处理再回注，主要采用的污水处理技术包括水质改性技术、SSF污水净化技术、斜板混凝沉降技术、生物除油技术等。

各污水站水处理工艺现状,污水处理概况,现场应用及优化,下步工作方向,目录,1、水质改性技术,

（1）调整离子，抑制结垢。

通过加入离子调整剂，降低污水中结垢离子的浓度，使其转变为热力学上的稳定体系，从而抑制结垢。

技术原理,

（2）提升pH值，抑制腐蚀。

由于pH值提升，能抑制细菌的生长和繁殖，并且削弱氢的去激化作用，从而抑制腐蚀。

（3）地下问题，地面解决。

将地下结垢问题前置于污水处理站内，使成垢离子在站内沉积下来，从而避免井下结垢。

（4）稳定水质。

成垢离子消除在站内，抑制微生物生长，腐蚀减轻，从而使水质稳定。

现场应用：

纯梁首站,纯梁首站水质改性工艺2007年4月正式投运，通过加入复合碱、助凝剂等，将污水PH值由6.5的弱酸性提高到7.8以上的弱碱性，达到改变污水水性，改善污水水质的目的。

对应梁家楼和纯化油田注水区块启动压力下降、吸水指数上升，注水状况明显改善；,应用效果,水井增注有效期延长，作业工作量及费用明显下降；,井筒状况得以改善，层段合格率有所提高；,油田稳产基础有效加强，注水单元开发状况进一步好转。

实际运行中存在问题：

（1）配套工艺仍不完善,混凝沉降,原水,污水过滤,药剂投加,污泥排放和处理,原水,污水过滤,污泥排放和处理,一是沉降罐排泥技术不成熟。

自水质改性工艺投运以来，沉降罐排泥困难一直是影响系统平稳运行的一个重要因素，现用的负压排泥装置只能维持系统的运行，但仍然存在排泥不彻底、清罐频繁的问题，最短半个月罐内积泥就上升到1.8-2.0米，如不及时清罐，就会迅速造成后端2000方二次罐和1000方缓冲罐泥面升高，甚至因为过滤器进水悬浮固体含量超标，造成滤料板结或堵塞。

引进内置式刮吸泥技术，在2000方一次罐安装，11月3日正式投运，至今现场运行状况良好，罐内积泥高度稳定在60cm左右，同时排泥循环水量由改造前的2000m3/d减少到500m3/d，动力设备耗电量减少了264kW.h/d，清罐周期预计可由半月延长到半年。

优化措施,目前正在3000方罐安装该装置，预计12月底投运，投运后双罐运行，可以延长沉降时间，一次罐出口悬浮固体含量可稳定控制在30mg/L以下。

二是过滤工艺不配套。

实践证明，首站传统的双滤料不能够有效过滤水质改性后产生的污泥，滤料反洗再生效果差，极易板结、堵塞，过滤设备的运行时率和效率都受到极大影响，严重时甚至处于瘫痪状态。

由于过滤系统的问题，外输污水悬浮固体含量达不到考核要求。

根据首站现有的两台梁家楼体外核桃壳搓洗滤罐的运行状况看，体外核桃壳搓洗滤罐可有效解决滤料的堵塞、板结问题，在配合前端排泥工艺改造、保证前端悬浮固体含量达到过滤器进口水质要求的基础上，可以保证外输污水含油和悬浮固体达到设计要求。

为此，针对首站改性后污泥量大、悬浮固体比重大的实际情况，2010年11月首站新上两台体外搓洗核桃壳过滤罐，12月底可投运，与现用两台并用，可恢复梁家楼过滤系统正常运行。

优化方案,三是原水不能集中进污水系统。

2007年只是在原有污水处理工艺基础上进行改造，油站5000方、水站混合反应罐和污水一次沉降罐之间的高差小，管线和混合反应罐节流严重，经常性造成5000方一次罐憋空高，油水界面不能稳定控制，为保证油系统正常，5000方一次沉降罐只能采取放溢流或部分水走直通直接进污水一次罐的方式，导致污水加药不均匀、处理效果差。

优化方案：

（2）站内设备设施维修工作量大,由于水质改性技术将以前地下的腐蚀、结垢等问题前置到地面解决，污水站内的设备、管线使用寿命短，运行效率低，维修工作量大。

目前站内部分蝶阀腐蚀结垢严重，开关不严；部分原油钢管线腐蚀严重，穿孔多次；部分动力设备腐蚀严重，运行效率低。

以上问题也是导致污水处理系统不平稳、水质波动大的重要原因。

一是更换系统腐蚀结垢严重、开关不严的阀门19套，彻底解决了整个污水处理系统长期存在的因为阀门问题造成流程无法正常切换、清罐和设备维修难度大的问题。

优化整改措施,二是将污水罐出口、过滤罐进出汇管等系统钢管线腐蚀严重部分陆续更换为玻璃钢管线，解决了管线腐蚀导致系统停运的问题。

三是先后更换梁家楼大排量污水外输泵1台，解决了梁家楼外输能力不足的问题，有效控制污水库存；利用旧梁外输泵替换纯提升泵，解决了纯提升泵供水能力不足的问题；更换污泥回收泵1台、复合碱加药泵1台，保证加药、排泥等辅助工艺的正常运行。

2、悬浮污泥过滤技术,悬浮污泥过滤法又称SSF法。

主要原理是根据Stokes定律、同向凝聚理论，采用投加混凝剂使污水中部分溶解状态的污染物胶体颗粒吸附出来，形成微小悬浮颗粒，从污水中分离出来；依据旋流和过滤水力学等流体力学原理，在SSF污水净化器内使絮体和水快速分离,形成悬浮泥层,污水经过罐体内自我形成的悬浮泥层过滤之后，实现污水净化效果。

技术原理,现场应用：

樊家站、高青站和F128站,樊家站采用SSF配套金属膜过滤处理工艺，2007年9月投产，设计处理规模为700m3/d，水质要求达到A2级。

高青站采用SSF配套金刚砂过滤处理工艺，2009年4月15日投产，设计处理规模为1400m3/d，水质要求达到B3级。

樊128站采用SSF配套金属膜过滤工艺，2009年11月恢复投运，设计处理规模为240m3/d，水质要求达到A2级。

运行平稳时，SSF装置出水悬浮固体含量能控制在10mg/L以内,特别是含油能控制在3mg/L以下，相对常规污水处理设备来说，原油和悬浮固体含量的去除率高。

对原水水质的要求范围较大，含油200mg/L，悬浮固体指标不限，原水水质出现波动时影响较小。

运行效果：

实际运行中存在问题：

一是药剂投加量大，药剂成本高。

要维持SSF装置运行，需要投加混凝剂、助凝剂、除油剂和双氧水，加药种类多，工作量大；连同缓蚀剂、杀菌剂和阻垢剂等常规三防药剂，污水站方水药剂费用都达到1.2元/立方米以上。

其中混凝剂为干粉状，投加难度大，容易堵塞加药管线，同时排出的污泥量相对较多，污泥干化场干化周期长，清泥工作量大。

1、在高青站新建一座干化池，与已建干化场配合使用，保证了SSF装置排泥、干化场干化的正常运行。

优化措施,2、根据现场排泥情况，制定清罐和清泥周期，要求污泥干化场和污泥池清泥每五天一次，避免了因清泥不到位造成的污水处理系统紊乱现象。

二是SSF装置与金属膜过滤器的适应性差。

由于SSF技术要求投加的助凝剂和除油剂均为高分子化合物，在与水中油粒、悬浮固体充分混合吸附后，仍有部分随着污水到后续流程。

根据樊家站和樊128站的应用情况看，金属膜过滤器滤芯表面极易形成一层粘膜，造成滤芯污染，不能有效过滤，甚至出现出水比进水水质差的现象。

针对此问题，目前主要工作是委托厂家定期酸洗滤芯，但是长期采用此方法，一是维修费用高，二是对滤芯损害较大。

一是考虑在金属膜过滤器前增加一级粗过滤，有效吸附并去除污水中的高分子成分，然后再经过金属膜过滤器过滤，保证水质达到A2级标准。

下步优化措施,二是与工艺所、药剂承包单位和设备厂家结合，优化SSF装置投加药剂，优选一剂多用、配伍性好、价格低的药剂，减少投加药剂种类，尤其是找出一种高分子药剂的替代药剂，减轻对金属膜过滤器滤芯的污染程度。

3、斜板混凝沉降技术,正理庄站,正理庄站采用沉降除油+斜板混凝沉降+压力过滤工艺，该工程2009年5月开工，设计处理规模为2000m3/d，水质要求达到B3级。

运行效果：

利用浅池理论，能够在短时间内使污水中油粒上升、悬浮固体沉降。

操作方便，能够将顶部污油和底部积泥迅速排除。

实际运行中存在问题：

根据在正理庄站运行状况，斜板罐受来水水质影响较大，主要原因一是高青和金北稠油污水部分进站，系统水质波动大，油水分离难；二是站内回收至除油罐对出水冲击大，水质不能稳定保证。

以上导致斜板罐出水波动，易对下游过滤器滤料造成污染。

1、优化处理工艺，改造金北进站污水直接进污水罐流程（水质稳定时可直接进罐）、污水池回收水单独进罐流程、斜板除油罐串联流程，进一步完善了该站污水处理系统工艺，改造后水质明显改善，达到了B3级标准，但是受高青、金北稠油污水影响，仍然存在波动。

优化措施,2、下步考虑实施高青部分污水进入樊六注处理后回注、金北污水实现就地处理就地回注，避免稠油污水进入正理庄站。

樊41站采用生化处理配套金属膜过滤工艺，2006年10月投运，设计处理规模为300m3/d，水质要求达到A2级。

4、生物除油技术,樊41站,该技术是通过烃类降解菌对原油的降解作用，有效地的去除用化学或物理方法难以去除的低含量的溶解油。

（1）过滤工艺不配套，由于生化处理后悬浮固体含量超出金属膜过滤器进水指标要求，同时由于悬浮固体由采出液悬浮固体和软悬浮物（即生化池降解菌死后残留物）组成，为后续过滤增加了难度，仅靠一级金属膜过滤器不能满足实际生产需要，需要增加一级粗过滤。

现场应用情况,实践证明，生化处理技术的除油效果很好，生化处理后含油1mg/L，能够达到A1级水质含油指标要求。

但在实际运行中悬浮固体含量和SRB菌含量超标，主要原因：

（2）来水温高，设备设施使用寿命短，由于为提高前端油水分离器效果，来水温度超过60，严重影响生化填料、曝气机以及泵类设备的使用寿命。

概况,现场应用及优化,下步工作方向,目录,下步工作方向,1、加强污水处理工艺配套,一是在首站污水改性技术工艺配套方面，急需推广应用质量轻、耐搓洗的滤料，如核桃壳体外搓洗滤罐，增强滤料的反洗再生能力，提高过滤效果。

同时要研究水质改性技术和化学预氧化技术的综合应用，有效减少首站污泥产生量，降低污泥处理成本。

二是对樊家站和樊128站SSF水处理工艺进行配套完善，增加一级粗过滤，配合金属膜过滤器，保证出水达到低渗透油田回注标准。

三是制定樊41站污水处理改造方案，摸索研究适合樊41站水处理实际的技术。

2、加强污水处理系统评价和优化,随着污水水性的日趋复杂，处理难度越来越大，在采出液与处理工艺的适应性方面，现用药剂包括原油处理药剂和水处理要求的配伍性方面，污水处理设备的效果评价方面、日常运行参数的控制方面，均需要定期进行评估和优化，才能保证污水处理工艺的不断优化和水质的稳定达标，所以需要定期对污水处理系统进行分析评价，对疑难问题进行集中攻关，确保各污水站水处理系统稳定运行，水质稳定达标。

3、加强杀菌剂、缓蚀剂筛选评价,由于技术条件的限制，SRB菌含量高仍然制约着水质符合率的进一步提高。

针对目前SSF装置出口SRB菌含量高的问题，重点进行杀菌剂筛选和现场投加方案进行优化，找出SRB菌含量高的解决办法，开展杀菌药剂投加现场试验，优化杀菌剂加药方式和加药位置，进一步优化“冲击+连续梯度”的杀菌剂投加方式，以保证杀菌效果。

4、加强沿程水质治理，实现井口水质达标,根据2011年分公司对污水站和井口水质达标双向考核的工作要求，下步从工艺、水性、药剂等方面，研究分析影响沿程水质稳定的主要因素，科学认识水质变化的规律，采取合理措施，确保井口水质达标。

沿程安装监测点、腐蚀挂片装置加强水质监测,定期筛选缓蚀剂和杀菌剂等药剂,定期冲洗管线和清理注水站储罐，避免二次污染,谢谢！

请领导专家批评指正,