萨北油田深度污水站处理放水站污水的现场试验

1大庆油田采油三厂 2大庆油田工程有限公司 3东北石油大学4青海油田采油二厂

萨北油田深度污水站处理放水站污水的现场试验

王岩1孙金凤2毕航铭3郭德龙4

1大庆油田采油三厂 2大庆油田工程有限公司 3东北石油大学4青海油田采油二厂

萨北油田北二东西块将进行三元开发，由于已建产能饱和，空白水驱阶段产出的放水站含油污水由北Ⅱ-7深度污水站直接处理。该站设计采用一级缓冲两级过滤流程，建有2座大缓冲罐以延长污水停留时间，配备收油工艺，保证滤前水质；采用磁铁矿、石英砂双滤料保证滤后水质。现场试验表明，北Ⅱ-7深度污水站处理含聚浓度为200 mg/L左右的放水站原水，运行负荷率小于40%，上游来水含油量小于60 mg/L时，外输水含油及悬浮物指标均小于5 mg/L；运行负荷提高至60%，上游来水含油量升至170 mg/L时，外输水含油及悬浮物可以稳定在15 mg/L以内。该站投产运行11个月，外输污水始终满足高渗透底层的注入水质要求。

深度污水站；改进工艺；缓冲罐；收油；淤泥堆积；萨北油田

引言

由于萨北油田北二东西块在聚驱开发后将进行三元复合驱开发，该区块将建设三元转油放水站1座，深度污水站1座，三元污水站1座。由于三元污水站建设周期长，而北二东区域普通污水站已建处理能力饱和，如新建调水管道投资较高，三元污水站建成后该调水管道将被闲置。为此，新建放水站空白水驱阶段产出的含油污水，由提前建设的北Ⅱ-7深度污水站处理，此阶段外输水含油及悬浮物指标均需小于20 mg/L。待北Ⅱ-7三元污水站建成投产后，北Ⅱ-7深度污水站改为处理聚北十六污水站和北II-2污水站滤后水，外输水含油及悬浮物指标均需小于5 mg/L。

北Ⅱ-7深度污水处理站于2013年12月建成投产，设计能力为20 000 m3/d。建有1 500 m3升压缓冲罐2座，该罐设有收油工艺，1 000 m3净化水罐2座，500 m3污水回收池2座，Ø4 m石英砂一次过滤罐8座，Ø4 m石英砂二次过滤罐12座。污水处理流程如下：外站来水→缓冲罐→升压泵→一次过滤罐→二次过滤罐→净化水罐→外输泵→聚北十六注水站。

1污水站水质运行情况跟踪

与普通污水站采用两级沉降一级过滤流程不同，北Ⅱ-7深度污水站采用一级缓冲两级过滤流程，北Ⅱ-7深度污水站没有沉降罐。为保证外输水质，上游北II-5三元转油放水站建有5 000 m3沉降罐1座，本站建有2座1 500 m3缓冲罐，以延长污水缓冲时间。为考察实际运行效果，投产后对该站的各项运行数据进行跟踪记录并分析，结果见表1。

表1 北Ⅱ-7深度污水站水质统计

1.1 收油运行情况

该站2座缓冲罐内设环形收油槽，配备泵吸式收油工艺。收油槽高度为10.2 m，溢流管罐底高度为10.8 m，两者之间净距为0.6 m左右。为防止收油泵进气，收油时缓冲罐液位要保证在10.5 m以上，收油液位距离溢流口仅0.3 m。由于缓冲罐没有界面仪，难以准确掌握罐顶油厚度，一旦冬季上游水质变差、收油不及时很容易形成油盖。按水中含油量180 mg/L、除油率50%、处理量12 500 m3/d计算，1天可产生罐顶浮油875 kg，已知罐体直径13.5 m，运行12天产生的油厚度即可达到10 cm。运行初期含油量低，但为避免形成油盖，生产中始终坚持10天进行一次收油，罐顶未形成油盖。

1.2 缓冲除油效果

该站所在区块已完成聚合物驱注入阶段，回注地下的污水含聚浓度在200 mg/L左右。数据表明，污水站运行初期的负荷率小于40%，上游来水含油量小于60 mg/L，污水在缓冲罐中停留时间为9 h以上，缓冲除油率可达60%，外输水含油及悬浮物指标均小于5 mg/L。

负荷提高至50%，上游来水含油量升至100 mg/L时，污水在缓冲罐中停留时间降至7 h，缓冲除油率降至50%，外输水含油及悬浮物含量稳定在9 mg/L以内。

当负荷提高至60%，上游来水含油量升至170mg/L时，污水在缓冲罐中停留时间降至6 h，缓冲除油率降至40%，外输水含油及悬浮物含量稳定在15mg/L以内。

图1为2014年北Ⅱ-7深度污水站来水及滤前水含油量曲线，图2为滤后污水含油量曲线。

图1 北Ⅱ-7深度污水站来水及滤前水含油量

图2 滤后污水含油量

2缓冲罐运行情况跟踪

缓冲罐进出口采用单喇叭口工艺，罐内进出水口处流速快而罐内其余部分流速较慢，出水口高度仅为0.7 m，比常规污水沉降罐集水喇叭口工艺低0.5～0.8 m，罐底出水口周围松散的淤泥更容易被水流带出。

在日平均处理量9 000 m3、悬浮物含量80 mg/L、去除率50%的条件下，运行6个月后，淤泥在罐底的堆积高度可达0.4 m。2014年7月，通过测量罐壁冷热分界线的高度来掌握淤泥堆积情况，结果发现：出水口以内，远离出水口到离出水口1/4圆周处，离出水口1/2圆周处，罐壁冷热分界线存在着由高逐渐变低再变高的规律，最高处达0.6 m，最低处不足0.2 m，这说明运行中在罐底将会产生不均匀的淤泥堆积。缓冲罐没有设计排泥工艺，在罐底淤泥堆积稳定之后，沉降下来的污染物会进入到过滤段。

3滤罐运行情况跟踪

北Ⅱ-7深度污水站建有两级Ø4m双滤料滤罐20座，一次滤罐8座，二次滤罐12座。实际运行中将两级过滤调整为一级过滤，将全站20座滤罐全部作为一级投用，仅反冲洗时分成两组，每组10座交替反冲洗。滤罐运行情况如表2所示。

表2 北Ⅱ-7深度污水站滤罐运行情况

2014年5月，对该站滤罐进行开罐检查并取样，经检查，滤罐内滤料松散、无板结。水质化验结果显示，来水水质逐渐恶化，外输污水含油、悬浮物含量均由2 mg/L升至14 mg/L，但仍可达到普通注水站来水水质要求。

4结论

（1）现场试验表明，北Ⅱ-7深度污水站处理含聚浓度为200 mg/L左右的放水站原水，当运行负荷率小于40%，上游来水含油量小于60 mg/L时，外输水含油及悬浮物指标均小于5 mg/L；当运行负荷提高至60%，上游来水含油量升至170 mg/L时，外输水含油及悬浮物可以稳定在15 mg/L以内。该站投产运行11个月，外输污水始终满足高渗透底层的注入水质要求。

（2）在保证来水水质的条件下，通过延长缓冲时间、增加收油工艺提高滤前水质，采用磁铁矿、石英砂双滤料滤罐并调整级配保证过滤段的去除能力，可以达到利用深度污水处理站阶段性处理水驱普通污水。

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.8.015

王岩：工程师，2005年毕业于天津工业大学环境工程专业，从事注水污水设计工作。

（0459）5857076、whaiqun@petrochina.com.cn

2015-06-02