油田回注污水处理系统问题分析及解决方案

《油田回注污水处理系统问题分析及解决方案》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在行业资料-天天文库。

万方数据第3l卷第5期2010年10月大连交通JOURNALOFDALIAN大学报JIA07rONGUNIVERSITYV01．3lNo．50ct．20lO文章编号：1673—9590(2010)05—0057—04油田回注污水处理系统问题分析及解决方案何平1，张寿通2(I．大庆油田有限责任公司第五采油厂，黑龙江大庆163000；2．大连交通大学环境与化学工程学院，辽宁大连116028)摘要：针对油田联合站回注污水处理过程中存在的水质超标现象，遵循全过程控制原则，从现场管理、操作控制和技术改造三方面分析了问题根源，制定了相应的解决方案，通过实施验证了该方案的可行性，实现了回注污水达标处理．关键词：油田；回注污水；过程控制；含油废水文献标识码：AU引昌我国各油田几乎都进入了中高含水开采期．油田采出水处理合格后，用于注水开采回注，就是通常所说的“污水回注”．污水回注在油田的持续高产稳产、保护生态环境等方面发挥了重要作用．随着油田低渗油层注水开发的进行，对回注地层的污水水质要求越来越严格．采用合格污水回注地层，不仅能够有效补充地层能量，保证原油生产的顺利进行，而且对于节约水资源和环境保护都具有非常重要的意义．若水质不合格，回注时易引起管线严重腐蚀，伤害油层，不仅导致注水压力上升，而且影响产量¨jj．因此，回注污水需要进行必要的处理∞J，使之达到回注标准．大庆油田是我国最重要的产油区．本文针对该油田某采油厂联合站污水处理系统中存在的回注污水水质超标问题，分析了问题成因，提出了解决方案，并通过实践验证了方案可行性．论文结果有一定的借鉴意义．1回注污水处理系统联合站污水处理工艺如图1所示，脱水器、游离水放水进入沉降罐沉降后，油水初步分离去除部分油，出水进入横向流除油器，然后依次经过污水岗滤罐、污水深处理岗滤罐，之后注入地层干线．滤罐每24h反冲洗一次．各处理单元分别由油岗、污水岗、污水深(度)处理岗和注水岗负责．磊蕊H鋈銮裟卜l罐警图1联合站污水处理工艺流程各处理单元水质指标须达到企业规定(如表1)．然而在生产过程中，该处理系统水质波动较大，回注污水超标现象严重，影响到了生产的J噘利进行．表I大庆油田回注污水处理系统处理指标油悬浮固体颗粒硫酸盐还原菌m∥Lm苦／L个／mL2影晌污水水质的主要问题在联合站回注污水水质处理过程中，任何一个环节出现问题，都将影响污水水质．为此，我们在回注污水水质超标情况较为严重的联合站进行收稿日期：2010-02—19作者简介：何平(1963一)，男，工程师，学士，主要从事油田污水处理的研究E·mail：dlcyx007@163．corn． 万方数据58大连交通大学报第31卷深入剖析，系统分析影响因素，最终确定主要有以下几个方面影响回注污水水质．(I)生产管理一是人员对水质管理认识不足．在思想上“重油轻水”，没有认识到不合格污水造成的严重后果．二是操作人员违章操作．例如操作不当使脱水器脱前含水油温度降低(40—43℃)或升高(55℃以上)，造成脱水器内大量含水油进入污水岗．滤罐反冲洗不及时，过滤能力差．三是药剂投加不科学，为控制成本盲目减少药剂用量，影响回注污水水质．(2)操作控制联合站污水处理系统是一个有机整体，只有对含水油进站到滤后污水回注一整套流程进行规范操作，才能从根本上解决问题．通过全厂联合站污水处理系统分析，确定主要问题有：①污水沉降与污油回收方面问题．主要包括沉降罐液位低，沉降时间短达不到油水完全分离效果；沉降罐上部污油积存过多，油质复杂，影响放水水质．另外，滤罐24h反冲洗一次的频率易导致水质二次污染；②游离水脱除器和回收水池(罐)积累淤泥及污油，在系统运行过程中污染污水处理系统；③滤罐内部筛管和筛网损坏，反冲洗时滤料大量流失；④硫酸盐还原菌影响；⑤药剂影响．主要是药剂类型、用量和加药点对药剂效果的影响．(3)深度处理滤罐滤料现有的联合站污水深度处理流程基本上是采用核桃壳滤料和以石英砂、无烟煤、磁铁矿为主要滤料的两种过滤方法处理污水．通过某几座联合站并联运行的两种过滤方式比较，证明核桃壳滤料具有过滤速度快、易再生、过滤效率高、易装填等优点，具有更高的推广应用价值．因此，建议对以砂石作为滤料的污水深度处理单元进行改造，更换为核桃壳滤料．3解决方案与实施针对上述问题根源，提出了相应的解决方案并予以实施．(1)加强管理，提高员工素质①发挥组织和培训作用，努力提高员工的水质管理意识．成立了由厂、矿、站各级领导组成的水质治理领导小组，明确各级小组成员的管理职责，实施水质梯次管理，并在采油矿指定专人负责水质监督管理工作，每旬对联合站各取样点进行水质监测化验，并与厂中心化验室化验数据对比，定期出具水质监测报告．同时，积极贯彻落实“管油先管水，水质是关键”的指导思想，定期由站内干部和技术单位及厂家的专业人员授课，重点对操作人员进行药剂使用、操作规程、水质标准等方面知识培训，使操作人员树立水质就是效益的观念，切实增强水质管理的责任意识．②完善管理制度，严格执行和考核．在严格执行《原油电脱水器操作规程》、《游离水脱除器、压力沉降罐操作规程》、《油田注水水质二项指标现场监测方法》等操作规程的基础上，制定了《污水处理水质管理办法》和《水质监测报警制度》，严格按水质管理制度考核操作人员，确保各岗位操作人员严格按制度规定进行化验，及时掌握水质情况．③加强成本控制，解决药剂投加与经费管理的矛盾．一是实施药剂经费专项管理．二是严格考核水质指标．将水质指标纳入厂、矿、队三级管理人员的业绩考核，加大考核力度．(2)优化操作控制，建立水质节点管理法，●’’●-。。’⋯‘。。’’’’’⋯；污水岗‘⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯；通过对联合站回注污水处理过程进行详细分f⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯：i深处理岗l￡⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯j图2污水水质节点管理示意图(+为水质控制节点) 万方数据第5期何平，等：油田回注污水处理系统问题分析及解决方案59析，建立了一套从脱水器、游离水放水到注水站的操作监控体系，即“污水水质节点管理法”．具体地，就是从脱水岗原水控制、除油段、过滤段、反冲洗系统、回收水系统到加药系统等水质管理区域，确定了13处影响污水水质处理效果的管理节点(如图2)，制定各节点操作标准，有效解决了污水水质管理的有关问题．通过节点管理法，根据问题分析结果，建立了下列优化措施．①油系统放水水质控制措施联合站回注污水主要来自于游离水、脱水器放水，这些污水均由油岗沉降罐经污水泵输至污水岗，经污水岗处理后进入污水深度处理岗进一步处理．因此，首先解决游离水、脱水器放水含油超标问题．一是控制脱前含水油温度．控制脱前含水油温度在45～50℃之间，从而削弱了油水界面薄膜强度，增大了油水比重差，加快了乳状液分离速度．二是合理控制电脱水器、游离水脱除器的油水界面．保持脱水器油水界面在2m左右，游离水脱除器油水界面在2．5m左右，做到放水看窗清澈无污油．三是及时清除硫化物和细菌．为解决硫酸盐还原菌影响水质的问题，向电脱水器内投加硫化物去除剂，利用硫化物去除剂与硫化物反应，防止过渡层形成，从而确保硫化物含量较高时脱水器平稳运行．同时，分别在来油阀组的来油汇管、污水沉降罐进出口安装了物理变频杀菌装置，进一步降低了硫化物数量．四是保持沉降罐液位．使沉降罐液位保持在9．2111以上(比原来提高0．7m，增加沉降时间30min)．五是及时回收沉降罐上部污油．沉降罐内油厚超过30cm即采取小排量连续回收的方式回收污油，防止沉降罐内污油太多影响沉降罐出口水质，同时防止污油在沉降罐内时间过长成为老化油．六是进行破乳剂选型及加药试验．对破乳剂与来水含油进行配伍性试验，根据地质区块原油物性，将破乳剂更换为油水分离剂，有效降低了游离水脱除器的出水含油量，沉降罐出口含油大大降低．同时进行了加药点试验，把加药点改在游离水脱除器后(脱水器前)一点加药，加药量由180kg降到了150kg，而且水质仍较为稳定．七是清除脱水器、游离水脱除器底部淤泥，既增大了沉降空间，又减少了淤泥污染水质．通过实施上述措施，污水岗来水含油降低到150mg／L以下(油田公司指标为300rr影L)，从而减轻了污水系统的处理压力，保证了下一级水质达标．②污水处理系统改进措施在控制原水的同时，在污水站及污水深度处理站采取了控制措施．一是改变横向流除油器收油及排泥方式．将自动收油改为手动收油，调整后收油周期原则上仍为24h，但是根据水质状况适当延长或缩短．对横向流除油器定期排泥，做到每6d排泥一次，并根据水质状况适当缩短排泥周期．二是根据水质状况增加或减少滤罐反冲洗次数．根据污水岗及污水深处理岗滤后水质化验数据，由每天24h反冲洗一次延长到32h反冲洗一次．增加巡回检查次数，注意滤罐压力变化．三是严格执行过滤罐单罐化验制度，绘制压力与水质关系曲线，根据水质和压力变化情况随时调整反冲洗周期、强度．四是严格执行过滤罐开罐检查、水罐清淤管理规定．每年定期对滤罐开罐检查，更换污染滤料和损坏筛管，补充流失滤料，确保滤罐正常运行．五是进行絮凝剂加药浓度试验．横向流进口絮凝剂用量试验表明随着絮凝剂投加浓度的增加，{亏水外输含油明显降低，这是由于污水中一些油珠与悬浮物固体颗粒结合，絮凝剂促使悬浮物絮凝时，油珠随之絮凝并一起沉到罐底，由排泥管线排出．最终确定在横向流除油器进口连续投加絮凝剂，当加药浓度达到40mg／L时可满足污水含油及悬浮物两项水质指标达标．图3、图4分别显示了不同加药浓度下水中悬浮物和油的变化．图3不同加药浓度下悬浮物浓度变化图4不同加药浓度下油浓度变化六是调整水罐(池)液位．保持污水岗回收水罐液位在1．5m以上，污水深度处理岗外输水罐液位不低于5m，污水深度处理岗回收水池液位在l1／1以上．反冲洗结束后，待沉降分离1h再启泵，防止把回收水池(罐)内含硫化物的污油回收 万方数据60大连交通大学报第3l卷到沉降罐内．在回收污泥浓缩罐和集泥池水时，反冲洗水进入污泥浓缩罐沉降4h后方可回收，做到每5d对集泥池水量回收一次，回收时每2h对污水油、悬浮物含量检测一次，当含油量大于50mg／L、悬浮物大于20ms／L时停止回收．七是对回收水池(罐)进行清淤．对反冲洗水罐、污水深度处理岗回收水池和污水站排泥池进行了清淤，杜绝了污泥、污油和硫化物二次污染水处理系统．八是精细使用变频紫外线杀菌装置．针对硫酸盐还原菌，在横向流出口安装了物理变频杀菌装置，由专人负责紫外线杀菌装置的管理．每天对装置紫外线照射强度进行两次检查，根据水质情况随时调整清洗周期．含油量小于6mg／L时，每天清洗一次，每次手动往复10次；含油量在8—6mg／L之间时，每天清洗两次，每次手动往复15次，保证紫外线装置的杀菌效果．(3)技术改造措施将深度处理滤罐砂石滤料更换为核桃壳滤料，提高了过滤性能和效果．3方案实施效果通过在污水处理过程中采取“严密监控，精心管理、节点分析，梯次治理”的方法，确保了2007年下半年部分联合站污水水质完全达标(见表2)，使得长期困扰联合站的污水水质超标问题得到了圆满的解决，并在全厂联合站系统进行了推广．表22007年下半年部分联合站水质化验数据mg／L4结语针对联合站污水处理系统中存在的回注污水超标问题，遵循全过程控制原则，通过现场管理、操作控制和技术改造三方面制定并实施了一整套解决方案．长期的运行结果表明，该方案改善了回注污水水质，确保水质达标回注．结果对于解决同行业的类似问题具有借鉴意义．参考文献：[1]刘学峰．注水水质对水驱砂岩油田开发效果的影响fJ]．石油地质与工程，2008，22(5)：115．117．[2]王先德．席继强，徐维胜，等．温和注水方式在桑合油田的应用[J]．断块油气田，2009(4)：105·107．[3]刘辉，陈红军，郭建春，等．东河Cm—I岩性段低渗透砂岩储层注水伤害实验研究[J]．石油化工应用，2009(9)：26-29，32．[4]陈秀兰，叶青竹，聂光华，等．安塞油田坪北区强化注水提高开发效果[J]．江汉石油职工大学学报，2008(4)：8—12．[5]陈晓楼，李扬，莫继春，等．注水地区水渗流影响固井质量的实验研究[J]．石油钻探技术，1999(2)：32—34．[6]方世跃，余胜国，邹照彰，等．油田采出水处理工艺改造优化设计[J]．石油工程建设，2009(3)：5，27—29．TroubleshootingofARejectionWastewaterTreatmentSysteminAnOilfieldHEPin91．ZHANGShou．ton92(1．No．5OilProductionCompany，DaqingOilfieldLimitedCompany，Daqing163000，China；2．SchoolofEnvironmentalandChemicalEngineering，DalianJiaotongUniversity，Dalian116028，China)Abstract：1'hephenomenonofreinjectionwastewaterqualityexceedingthecompanycriteriaincombinationstationsinDaqingOilfieldisconcernedinthisarticle．Followingtheprincipleofwholeprocesscontrol，thetroubleshootingoftheproblemswasconducted．Thesolutionisputinpracticeandprovedtobeeffective．Asaresult，thequalityofreinjeetionwastewaterreachesthecompanycriteria．Itsuggeststhatthesolutioncanbeusedforreference．Keywords：oilfield；reinjectionwastewater；processcontrol；oilywastewater