吴起采油厂污水处理现状及改进措施探析

双立娜

（延长油田股份有限公司吴起采油厂， 陕西 延安 717600）

1 吴起采油厂油田污水处理的现状

吴起油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段、吴起鼻褶带，侏罗系主要发育延安组延 9、延10和延11（富县组）等小而肥的岩性-构造油藏，三叠系主要发育延长组C2～C10油藏，为低渗-特低渗岩性油藏，是吴起油田主要含油层系。

吴起采油厂目前已建污水处理站9座，全厂污水处理能力1.35×104m3/d，截止2016年11月，9座污水处理站实际处理污水1.031×104m3/d。水处理系统是污水资源化利用的重要措施之一，是“注好水”的基本保证。根据对2016年采油厂和各站水质化验资料统计分析，各站处理后污水水质含油量和悬浮物含量两项主要指标均不满足油田公司注水水质标准。

根据站场水样处理效果调研，联合站水质检测分析项目偏少，各站检测项目不统一，仅开展悬浮物含量、pH值、含铁离子分析，含油量检测频次偏少，没有与悬浮物含量等指标同步检测，影响对水质的客观评价分析，也难以客观评价水处理设施的运行状态。

2 吴起采油厂油田污水水质不达标的原因

2.1 水量及水质波动，影响系统平稳运行

由于大量的拉油生产，受气候、车辆调配、交通等外部环境影响大，造成每年冬季、夏季污水量波动大，每天拉油与不拉油相比污水量波动大。根据调研，目前7座联合站夏季卸油时间大约在6～9 h，卸油时间主要集中在每天的9：00～17：00，冬季卸油时长大约在9～17 h，卸油时间主要集中在每天的 10：00～0：00，由于卸油时段相对集中，加之站内水处理系统没有缓冲能力功能，污水处理系统目前均为间断式运行，导致部分站污水处理超负荷运行。另外，由于目前多层系开发，即使同层系油藏，其产出水也存在差异，加之大量拉运生产，卸油油井不固定，导致处理水质也存在波动。

水量和水质的频繁波动，给污水处理系统的平稳运行带来了很大的负面影响。除油罐、混凝沉降罐液位无法保持稳定，过滤器短时间超负荷运行并大多数站都只能为间断式运行，加药系统无法根据水量及时调整，提升泵频繁变化排量等。可以说，如果不能有效解决水量频繁、大幅度波动，水质的保证就不可能实现。从现有的污水站设置看，增大污水接收罐的容量，有效消减水量波动的幅度和频率，是保证污水处理系统平稳达标运行的关键因素。

2.2 处理工艺技术水平不一，部分处理工艺难以适应工况

吴起采油厂水处理建站方式主要有固定站和橇装站两类，水处理系统分污水处理和清水处理两大系统。水处理水源有产出液分出的含油污水和清水（地层洛河水）两类。从采油厂处理工艺适应性分析来看：

(1)目前采用的微生物处理技术难以适应吴起采油厂污水水质：柳沟联合站微生物处理系统2014年11月投产，石百万联合站微生物处理系统2015年8月投产。从运行情况来看，两站运行初期总体良好，污水水质得到了较大改善。微生物反应池持续运行半年到1年后（柳沟运行不到1年、石百万运行不到半年），由于微生物工艺的目前微生物已经死亡，附着微生物的菌棒结垢严重（见图1、图2），微生物处理系统目前处于失效瘫痪状态。

利用微生物技术处理包括原油在内的有机物是非常有效的措施，在国内外生活污水处理领域多有应用。但是微生物技术应用对水质条件和运行工况有很敏感的选择性，耐冲击能力较差，条件稍有变化就会威胁到微生物的生存和功能的正常发挥，与生活污水不同的是，采油污水环境差、变化多、矿化度高、可生化性差，工艺运行出现问题后难以得到及时“康复”和自行解决，微生物处理段出现波动需要的修复周期较长，增加了管理难度，不利于微生物技术的平稳可靠运行。加之微生物好氧段需要增加溶解氧，增加了控制腐蚀难度。

微生物系统在延长油田青化砭采油厂、长庆油田等其他油田也有工程案例，由于各油田污水水质、原油物性和运行工况存在一定的差异，加之菌种驯化和运行管理等诸多因素，处理效果各不相同。从应用情况来看，处理效果大多没有达到预期效果，运行稳定性较差，管理维护难度较常规工艺大，在今后污水处理工程建设项目应谨慎选用。

图1 石百万微生物系统运行4个月、8个月时菌棒结垢照片

图2 柳沟联合站微生物处理单元设施运行现状照片

(2) 橇装处理站污水处理工艺难以适应工况：目前已实施的橇装处理站处理工艺具有“处理工艺相似、过滤设备选型多样”的特点，处理工艺存在以下几个方面的问题：1) 污水处理工艺流程设计有待完善：部分橇装站污水处理过滤段过滤设备选型组合不合理，橇装处理设施故障率高，运行可靠性差，大多橇装污水处理设备处于故障停运状态。2)污水处理工艺配套不完善，目前仅建有污水接收池和污水处理橇装设施，无反洗水接收设施，导致处理设施反洗污水、污泥排入污水接收池，污泥在系统中循环恶化。3) 近几年实施的橇装注水站清改污项目，由于没有配套加热系统，导致污水处理设备只能5月至10月季节性运行，清改污项目投资没有发挥真正的功能。另外污水处理设备长时间间断运行，给设备管理维护也带来了诸多不利因素。

(3) 清水处理站处理工艺多样，处理效果差异较大：目前清水处理工艺大致分三类十余种过滤处理工艺，主要去除悬浮物含量和控制粒径中值，清水处理总体处理工艺参差不一，过滤器选型多样不但增加了管理维护难度，也不利于优化投资结构。

(4) 目前污水注水站“二次过滤”模式，未能达到“提标保质”目的：对于污水水源的注水站，均为“二次过滤”建站模式，即：联合站污水处理+注水站二次过滤，在注水站设二次过滤的目的是为了解决输水过程沿程污染问题，主要是进一步控制悬浮物含量和粒径中值，保证注水井井口水质。在注水站配套建设“二次过滤”为注水水质稳定起到了一定的作用，但存在以下几个方面的问题：1）过滤精度基本相同，难以起到“提标保质”目的。通过对联合站和和注水站过滤设备选型统计分析来看，两者所选的过滤器过滤精度级别基本相同，从目前注水站过滤器运行效果来看，并未对注水水质起到“提标保质”的预期效果。另外，注水站每年滤料还需更换1～2次，增加了管理成本；2) 从注水站污水处理工艺配套来看，难以保证二次过滤效果和稳定运行。一是注水站站内未配套污油池和污泥池等辅助设施，反洗后的污水排入污水池后，其池底泥和污油无法得到及时分离出系统，导致污油和污泥在系统中恶性循环。二是注水站污水水温偏低，尤其反洗水水温低，加之来水含油量比较高，影响过滤器反洗效果，滤料极易被污染，稳定保持水质难度大。三是由于地理环境的特殊性，所产生的污泥和污油都需要采取人工收集、拉运方式处理，难以得到及时处理、处理费用高。四是处理后污水在联合站和注水站二级储存，储存时间长，增加了水质稳定难度，导致两站重复投加水质稳定药剂和多级提升，增加了污水处理的药剂费用和电费。五是注水站没有设置污水处理技术岗和化验岗，污水处理设施各节点运行状态也无法及时掌握，影响处理设备的及时维护和运行参数的调整。

3 吴起采油厂油田污水水质改进措施

水处理水质指标受开发层系繁杂、油气来液不均衡、污水处理工艺流程不完善、处理设施结构不合理等众多因素的影响不能满足注水要求，需要通过优化油气集输流程、改善污水处理工艺，改进污水处理设施、强化水质提标改造等措施，以达到处理后污水满足地质开发层系注水水质要求的目的。建议主要采取以下措施：

3.1 提高污水同层回注率，提高注水水质配伍性，保证注水开发效果

分别对注水站注水水源进行优化调整，充分利用污水资源，实现污水同层注水；统筹考虑污水利用和清水补充方式，固化注水水源和清污混合比例，改善注水水质配伍性。

目前各层系产出水和回注污水量存在不匹配，其中延安组、长1～长3两层系注水区少，导致两层系产出水不能全部回注油层而污水富余。建议根据目前开发层系产水富余情况，并结合区块开发规划，编制污水同层回注调整方案，根据不同区块确定的污水量和层系，实施注水系统调整改造。

3.2 优化污水处理工艺，强化水质提标改造效果，满足注水水质要求

(1)建立污水源头治理理念，规范水质提标改造标准

按照水质治理从源头抓起的指导思想，建立污水处理是污水资源化和注水水质达标的保障工程理念。对新建、改扩建污水处理项目从方案编制、工程设计着手，规范和标准化污水处理工艺和主体处理设备，对污水处理新技术、新工艺、新设备，本着“积极谨慎、成熟适合、经济高效”的原则，防范技术风险和工程建设风险，确保工程质量和水质提标效果。实现新建站不欠账和改造站“三个不”（不腐蚀、不结垢、不堵塞）和“四个一”（治理一座站、达标一座站、稳住一座站、提高一个区块开发效果）的污水治理目标。

针对清水处理系统工艺多样、过滤设备多类型等问题，根据水源水质特点，对过滤设备进行优化筛选，建议开展金属膜过滤器应用适应性研究，一是该过滤器过滤精度稳定，反洗水量小，更适合间断运行工况；二是不需要更换滤料，管理维护方便；三是设备安装空间小、过滤压损小，更适用于短流程和小规模站场。

(2)根据集输生产特点，强化水量调节措施，改善污水处理系统运行工况

目前原油拉运仍是主要的原油运输方式，拉油生产产生的液量波动污水处理系统影响仍较大。污水系统运行不平稳的问题已经成为影响污水处理效果的主要问题之一，建议今后在污水处理站改造建设应强化污水水量调节能力措施，解决污水处理系统水量和水质波动问题，确保系统平稳运行。

(3)优化处理工艺，增加污水精细过滤器，提高过滤级别

对于低渗透油田来说，悬浮物含量和粒径中值是注水水质的两大重要指标。延长油田注水水质指标粒径中值为“3、2、2”和 5、3、2”，其粒径中值均要求控制在2μm以下。

一是针对目前石白万联合站和柳沟联合站微生物处理技术无法适应问题，应尽快对其进行水质提标改造，筛选成熟适应、经济高效的污水处理技术和工艺，改善注水水质。二是从目前吴起采油厂所选用的过滤器过滤精度等级来看，难以满足悬浮物含量和粒径中值稳定达标要求。从兄弟油田水处理经验和延长油田污水处理水质提标示范站来看，需要增设精细过滤工艺段。建议今后在水质提标改造时，增加污水精细过滤装置，提升过滤等级。

(4)加强除油罐、混凝沉降罐维护管理，保证排泥、收油效果，提高运行水平

除油罐、混凝沉降罐内部结构腐蚀损坏后的功能失效，也是影响处理水质的重要原因。除了加大污水缓冲调节余地，保证平稳运行外，加强除油罐、混凝沉降罐内部结构的检查维护力度，也是避免功能失效，保证设计功能的重要手段。建议利用清罐、大罐检修等时机，加强大罐内部结构检修，确保大罐收油、排泥等功能良好。

3.3 提高污水利用、同层注水保障措施

“注好水、注足水”是低渗透油田注水开发的重要措施，污水利用率保障需要以下几方面的措施：

(1) 实施并严格执行分层集输、分层处理方案是保证“优质同层水源”和提高污水利用率的前提条件，是实现污水资源化的重要保证措施。

(2) 强化污水处理运行管理，完善水质监控管理体系，保证处理水质达到注水水质指标是关键，污水处理和水质监控是“注好水”的保证手段。

(3) 制定水质考核体系和水量调度机制，树立污水拉运与原油拉运同级管理理念，保证污水同层利用，将“同层注水率”纳入采油队考核内容，明确责任主体，强考核硬兑现。

4 结 论

吴起采油厂开发层系复杂，主力层系为低渗-特低渗岩性油藏，注水水质要求极为严格。目前污水处理水质指标受开发层系繁杂、油气来液不均衡、污水处理工艺流程不完善、处理设施结构不合理等众多因素的影响不能满足注水要求。在对比分析油田污水处理方法的基础上，提出改善污水处理工艺，改进污水处理设施、强化水质提标改造等措施，为油田污水水质达标提供切实可行并具有操作意义的改进措施。

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