萨中开发区含油污水处理系统适应性分析及优化思路

2015-02-15

油气田地面工程 2015年6期

大庆油田采油一厂

张忠慧

大庆油田采油一厂

随着聚合物驱油技术的大规模应用以及三元复合驱工业化推广，油田采出水水质含聚量逐渐升高，水驱与聚驱污水站来水水质处理难度加大，导致地面采出水处理系统出现了不同程度的不适应性。为了满足开发注水水质要求，更好地适应油田开发形式，以油田公司规定的污水站设计参数为依据，结合目前各污水系统处理工艺实际运行情况，对设计参数进行适当调整，重新校核已建污水系统处理能力，并进行系统能力分析。根据分析结果，提出“优先调整原水管网，实现水驱、聚驱污水站能力互用；其次新增污水站处理能力，完善滤后水管网，实现矿区之间污水站能力互补”的优化调整改造思路，为今后污水处理系统平稳高效运行，完成油田公司下达的生产经营指标提供保障。

污水系统；能力校核；优化调整；工艺；负荷

随着聚合物驱油技术的大规模应用以及三元复合驱工业化推广，油田采出水水质成分日趋复杂、处理难度加大。由于萨中开发区水驱污水站来液受上游水、聚驱原油处理工艺（即水、聚驱油井脱水站二段水驱、聚驱不分的处理工艺）的影响，以及聚驱污水站处理后滤后水回注高渗透层，而采油一厂一次加密井网与二次加密井网注水层系相同，注入水质不同等，使得目前水驱高渗透层采出水全面见聚，且来水含油、含聚浓度呈逐年上升趋势。聚驱污水站来液受高浓度驱影响，含聚浓度上升，处理难度加大，工艺出现不适应性。

为适应污水站来水水质变化，参照油田公司规定的污水站设计参数，结合目前各污水系统处理工艺实际运行情况，对已建污水系统处理能力重新进行校核，并根据未来三年开发水量预测值，提出优化调整改造思路，对于保证今后污水站处理水质达标率、确保油田开发效果具有一定的意义。

1 污水系统现状

截至2012年底，萨中开发区污水系统建成各类污水站52座，其中普通含油污水站17座，深度污水站23座，聚合物含油污水站10座，三元污水试验站1座，地面污水处理站1座。按照原设计规模统计，污水总处理能力72.4×104m3/d，负荷率80.43%，深度水处理能力为48.1×104m3/d，负荷率69.11%。各系统基本状况见表1。

污水处理系统面临的形势主要包括：①水质日趋复杂，污水系统处理能力下降；②深度水需求量增大，污水系统面临深度水水源不足问题；③污水

表1 污水站现状

2 系统能力核实及适应性分析

2.1 已建污水站能力核实

采油一厂有水驱污水处理站10座，其中采用两级重力沉降+一级压力核桃壳过滤工艺4座，采用一级气浮选+一级压力核桃壳过滤工艺6座。

（1）两级沉降+一级核桃壳过滤工艺能力核算。水驱污水处理站采用核桃壳过滤工艺，聚驱污水站采用石英砂过滤工艺，单纯以聚驱污水站设计参数核定水驱污水站不合理。为确定核桃壳过滤罐处理含聚污水合理滤速，开展了现场核桃壳处理含聚污水滤速优选试验。该试验根据来水量情况，按滤速12、10、8、6m/h，通过调整过滤罐开关数量来评价处理后水质情况。试验地点选择在新北某污水站。从监测数据可以看出，当滤速调至12m/h时，出水水质含油量、悬浮物含量均超出“双20”水质标准。借鉴南区污水站老区改造中设计核桃壳滤罐处理含聚污水（滤速为12m/h），结合现场试验情况，将核桃壳滤速定为10m/h。因此，采油一厂水驱污水处理站的两级沉降+一级核桃壳过滤工艺设计参数应由自然沉降4h、混凝沉降2h、滤速16m/h，调整为自然沉降8h、混凝沉降4h、核桃壳滤速10m/h。重新校核后，两级沉降+一级过滤工艺水驱污水站处理能力由12×104m3/d降至8.6× 104m3/d，与原设计能力相比减少3.4×104m3/d。

（2）气浮选+一级核桃壳过滤工艺能力核算。为了解决含油污水见聚后重力式污水除油工艺不适应油田生产的实际情况，从1999年开始到2002年底，共在6座水驱含油污水处理站、1座普深合一污水处理站推广应用气浮选除油工艺。从目前实际运行情况看，负荷率低于80%的污水站3座，其中北1—3污由于过滤罐改造原因，导致水质不合格，其余均在“双20”指标范围内。因此根据实际生产数据，气浮选除油工艺处理含聚污水其单台设备处理能力应由1×104m3/d降至0.8×104m3/d。一厂水驱污水处理站气浮选+一级核桃壳过滤工艺设计参数，应由单台浮选设备处理能力1×104m3/d、核桃壳率罐滤速16m/h，调整为单台浮选设备处理能力0.8×104m3/d、核桃壳率罐滤速10m/h。重新校核后，气浮选+一级核桃壳过滤工艺水驱污水站处理能力由19×104m3/d降至11.6×104m3/d，与原设计能力相比减少7.4×104m3/d。

（3）聚驱污水处理站。采油一厂有聚驱污水处理站10座，其中采用两级沉降+一级石英砂过滤工艺8座，采用一级气浮沉降+一级石英砂过滤工艺2座。按照油田公司规定的聚驱污水处理站设计标准，即两级沉降+一级核桃壳过滤工艺自然沉降时间8h、混凝沉降时间4h、滤速8m/h计算，8座污水站校核后能力为25×104m3/d，与原设计相比能力增加1×104m3/d。但在实际运行中，部分污水站存在沉降段实际处理能力低于设计能力的现象。分析原因认为：一是采油一厂聚驱污水黏度增大，影响水在管路中的流动性；二是实际施工过程中存在施工偏差问题，沉降罐内部管件高差不足，导致沉降罐来水流量大时出现溢流。结合实际运行情况及核算能力，确定聚驱污水沉降罐最终核定能力为22.8×104m3/d，如表2所示。

（4）深度污水处理站。采油一厂有深度污水处理站10座，均采用两级压力过滤工艺流程。2000年前建设深度水污水站设计滤速较高，一级滤速12、14、15m/h，二级滤速8m/h，按照油田公司规定的深度污水处理站设计标准，即两级压力过滤，一级滤速10m/h、二级滤速8m/h计算，10座污水站校核后能力为28×104m3/d，与原设计相比核减2.6×104m3/d。

（5）普深合一污水站。普深合一污水处理站7座，采用工艺及各级过滤滤料都不尽相同。结合油田公司普深合一站设计参数，确定不同工艺下各段污水设计参数。按照设计参数校核已建7座普深合一污水站校核后能力为16×104m3/d，与原设计能力相比减少1.3×104m3/d。

按照上述核算结果，萨中开发驱污水处理能力为：水驱污水站36.2×104m3/d，聚驱污水站22.8× 104m3/d，深度污水站44×104m3/d。与原设计能力相比水驱污水站降低11.3×104m3/d，聚驱污水站降低1.2×104m3/d，深度污水站降低4.1×104m3/d。

2.2 污水处理系统适应性分析

根据开发部门提供的产水量预测，采用校核后的污水站能力，分析未来三年污水各系统处理负荷率情况，结果见表3。

表2 聚驱污水处理站能力核定

从表3可以看出，水驱、聚驱污水站负荷率均在90%以上，且从2016年起水驱、聚驱污水站超负荷运行，达到101.10%。三元驱污水处理站最大负荷率为86.36%，设计能力能够满足三元污水处理需求。深度水配注最大量为43.90×104m3/d，目前已建深度污水处理规模为44×104m3/d，2014年东区新建中416深度污水处理站1座，设计规模4×104m3/d，届时深度水处理总规模为48×104m3/d。深度水处理站负荷率未来三年将保持在84.27%～91.46%之间，深度水污水处理站设计能力较为合理。值得一提的是表3中数据是按照一次加密、高台子老井注入“双20”指标水质进行预测的，若根据地质要求，按照“双5”注入水质，深度水处理站超负荷运行，能力明显不足。

表3 污水系统负荷率预测

从分矿负荷情况看，存在局部地区系统能力分布不均现象，一矿、二矿、六矿、七矿负荷率达到100%以上，三矿、四矿、五矿负荷率较为合理。由于在中区东部产能建设中，已经考虑将聚中609放水站放水进入四矿聚415污水站处理，六矿地区负荷率将降至82.5%，在合理范围之内。因此，一矿、二矿、七矿负荷率高，处理能力不足，需完善调水管网，合理分配系统能力，最大限度地应用剩余能力，以平衡矿区间系统负荷。

3 优化调整改造思路

根据污水处理系统适应性分析，提出“优先调整原水管网，实现水驱、聚驱污水站能力互用；其次新增污水站处理能力，完善滤后水管网，实现矿区之间污水站能力互补”的调整改造思路。

（1）针对目前水驱、聚驱原水来水水质相当的情况，考虑调整转油放水站与污水站之间的系统关系，对于放水站放水去向单一的站，增建放水站至其他污水站的原水管线，通过对原水管网的调整，增加原水调水灵活性，实现水驱、聚驱污水站能力互用，在充分利用污水站剩余能力的同时，也便于应对停产改造所带来的污水调水困难的问题。

（2）校核后，水驱、聚驱污水站综合处理符合率在94%以上，在实际运行中，存在污水站改造产水量波动，水驱、聚驱采出液逐渐见三元液等不确定因素，按照80%合理负荷率考虑，采油一厂普遍水处理站能力欠缺在16×104m3/d。根据各区块之间的负荷情况，一方面利用已建的调水管网，将符合率较高地区的多余采出水调至负荷率较低的地区，处理后的滤后水再通过滤后水管网回输至该区块。另一方面根据分区块污水站处理负荷情况，新建污水站选择建在一矿、二矿、七矿。其中一矿地区建设规模为2.5×104m3/d，二矿地区建设规模为8.5×104m3/d，七矿地区建设规模为2×104m3/d。新增能力后，各矿负荷均衡，运行平稳。

（3）完善上、下游处理工艺。针对上游放水站、脱水站工艺仅建设1个污水沉降罐，不能定期清淤，难以保证污水站来水指标的情况，在上游放水站、脱水站增加污水沉降罐，减轻下游污水站处理压力。对于高浓度聚驱区块，沉降罐内应用气浮改造技术，提高沉降罐沉降效率，使得油水分离效果更好。