油田污水处理.ppt

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1、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

2、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。污水站对应油田（区块）水处理工艺日处理量(m3/d)水质标准占全厂污水量比例%备注首站梁家楼水质改性+双滤料过滤13600B285.4纯化水质改性+核桃壳过滤7400A3樊家

3、大芦湖SSF法+金属膜过滤900A23.7正理庄正理庄斜板混凝沉降+双滤料过滤1600B34.85高青高青SSF法+金刚砂过滤1200B34.85F128站F128块SSF法+金属膜过滤200A20.4F41站F41块生化处理+金属膜过滤250A20.8合计25150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

4、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：纯梁首站复合碱助凝剂至梁家楼油田至纯化油田油站5000方沉降罐混合反应罐一次沉降罐二次沉降罐滤前缓冲罐过滤装置外输缓冲罐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

5、，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）配套工艺仍不完善复合碱助凝剂至梁家楼油田至纯化油田油站5000方沉降罐混合反应罐一次沉降罐二次沉降罐滤前缓冲罐过滤装置外输缓冲罐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

6、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

7、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