丘陵污水处理工艺优化技术研究与应用

沈克兵

关键词：成本;超标;工艺优化;絮凝沉降

1 水质不达标危害

丘陵油田是一个典型的低孔低渗油田，储层平均孔隙度13.7%，平均渗透率l4.1×10-3μm2，孔隙度变化差异小，渗透率差异大，对注入水水质有很高要求，从表1可以看出，装置细菌含量、粒径中值等指标均得到有效控制，但是关键指标悬浮物及含油超标，不合格水质注入会堵塞油藏，主要体现在悬浮物固体堵塞及乳化油的贾敏效应[1]，地层堵塞会造成地层吸水能力下降，影响水驱动用程度速度，造成对应油井减产。

由于注水井吸水能力下降，同期用于改善注水井吸水能力的解堵措施，如注水井酸洗、酸化等措施增注的工作量会有一定幅度上升，2015年用于丘陵油田注水井解堵措施将近60井次，解堵费用达到了900万元，增加了采油厂运行成本。

2 水质不达标原因分析

为研究丘陵污水处理系统悬浮物、含油超标及运行成本高的原因，我们从两方面分析研究：一是从源头寻找超标原因，利用水质化验分析方法[2]，对丘陵联合站集输系统来水和干化池的回调水进行取样，化验来水组份，进行定性定量评价;二是从污水处理设备及工艺查找原因，采用节点耦合评价方法，对丘陵联合站两套污水处理装置各关键节点工艺效率进行评价，最终确定丘陵污水处理系统水质超标、运行成本高的主要影响因素。

2.1 来水水质分析评价

对丘陵污水站水源进行取样化验，主要测试指标有离子含量、pH值、温度、硫化物、含氧量、侵蚀性二氧化碳含量以及硫酸盐还原菌[3]含量。

根据现场运行及化验分析，得出结果：丘陵污水站接收水源复杂，水质对系统冲击影响较大。丘陵干化池运行工艺严重影响回调水质及联合站日常生产运行，会增加污水处理管控难度，节点单元的排泥、收油、反洗周期需不定期调整，影响装置处理效率，从而增加水质化验检测费用及药剂投加费用。

2.2 工艺现状分析评价

采用节点耦合评价方法[4]，对丘陵联合站两套污水处理装置的500方接收罐、400方斜管除油罐、隔油池、调节池、生化池、缓冲池、过滤器等各关键节点进行水质化验分析、运行维护效益评价，主要测试指标有悬浮物含量、含油、操控点、维护费用。

评价结果：两套污水处理装置控制点多，年检维护费用高，其中物化装置节点机杂及含油处理效率极低，平均不足50%，生化装置机杂及含油去除率踏线达标。

3 工艺优化研究

3.1 增设预处理单元

停用物化处理系统，单独运行生化处理装置完全可以满足油田污水处理需求。通过修旧利废，将物化处理装置的两具500方接收罐和两具400方斜管除油罐进行流程改造，接入生化系统前端，作为生化装置预处理单元，并在500方接收罐投加药剂进行油水沉降预处理，除去部分杂质、上部污油，提高来水稳定性，降低下游生化管控难度。

3.2 污水回调工艺改进

优化回调水系统节点单元池工艺：①新增5#池泄水口，对作业洗井污水进行水质化验检测，水体透亮、水质合格的污水直接排至5#回调池，降低干化池泄水压力，减少无效沉降时间，提高回调污水能力;②在1#、2#、4#池加设防爆罗茨泵，保持各级沉降池流水畅通，恢复单元池功能;③新增末级沉降池4#池至氧化塘流程，形成二次沉降，延长沉降时间，保证回调水质。

3.3 提高细菌活性，增强除油效率

对生化池微生物进行温度影响活性[5]评价，从培养血现场效果，25℃-35℃的微生物手感柔顺光滑，颜色发黄有光泽，活性很好;20℃-25℃与35℃-45℃度之间的微生物，手感粗杂含沙，颜色发黑发暗。经过水质化验检测，25℃-35℃的微生物除油率将近100%，而20℃-25℃与35℃-45℃度之间的微生物除油率不足85%。

对此本文做了两个方面的改进与优化：根据热量计算公式，通过确定回调水量，对回调水工艺进行改进，利用回调水中和三相来水温度，确保生化池进口水温保持在25℃到35℃之间，但是现场操控难度比较大;第2个改进，对采油处理系统进行改进优化：将原先对三相一级加热流程改至三相二级，将三相一级分离后的大部分水直接排至污水处理系统，从而确保原头的三相来水温度保持在25℃到35℃之间，提高细菌活性，增强生化池含油去除效率。

4 优化药剂配比

对三相来水、生化池出口分别进行取样化验分析，优选出接收罐及沉淀池最佳药剂配比。将水样置于500mL烧杯中，按实验方案加入PAC，以200r/min搅拌5min;然后加入PAM，以100r/min搅拌5min，静置30min测上层水的浊度，优先选取不同PAC浓度进行试验，确定PAC最佳浓度后，进行PAM浓度实验。最终接收罐最佳配比：30 ppm混凝剂+0.15 ppm絮凝剂[6]，沉淀池药剂配比：180 ppm混凝剂+1.6ppm絮凝剂+100ppm氧化型杀菌剂。

5 现场效果评价

通过停用物化系统，增设来水预处理单元，实施回调水工艺优化，实现了站外来水的稳定，提高了系统管控强度，降低了污水处理运行维护成本;重点利用调节生化池进水温度，提高细菌活性，实现除油100%控制;针对站内各单元的悬浮物处理效率分析评价，开展絮凝处理配方优化研究，优选出接收罐、沉淀池最佳药剂配比。

方案实施后，丘陵污水处理站出口水质由平均8.2mg/L下降至2.1mg/L，含油降至0mg/L，实现了装置出口水质满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》要求。

6 结论

①通过节点耦合分析方法对系统关键节点单元进行工艺效率和运行维护效益评价，为系统优化措施研究提供指导;

②通过停用物化系统，修旧利废，增设预处理单元，提高了来水稳定性，降低了来水水质对后续流程的冲击;提高了污水处理系统管控强度，形成了丘陵接收罐、沉淀池、过滤器的排泥、收油、反洗周期制度;

③回调水工艺及加热炉工艺流程改造，提高了系统运行保障能力，保证了回调水质，实现了来水温度稳定在30℃的要求，提高了系统除油效率;

④室内药剂评价研究为丘陵污水处理系统现场加药方案的优化提供参考。

参考文献：

[1]杨文博.稠油注水井解堵增注技术的研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量，2018，038（019）：152-153.

[2] SY/T5329-2012.碎屑岩油藏注水水质分析方法[S].北京：国家能源局，2012.

[3]沈琛.油田污水处理工艺技术新进展[M].北京：中国石化出版社，2008.

[4]张晓龙，张煜，屈撑囤刘丽等.长庆油田池46联合站采油污水回注处理实验研究[J].环境科学与技术，2011（03）.

[5]吕慧超，左岩.油田回注水处理技术及其发展趋势.工业用水与废水，2009，28（04）：13-15.

[6]毛翠玲.油田联合站污水处理工艺及优化[J].石化技术，2019（01）.