多元驱下污水处理对策研究与应用

2021-05-11沈克兵

石油化工应用 2021年4期

沈克兵

（中国石油吐哈油田公司鄯善采油管理区，新疆鄯善 838202）

1 水质不达标原因分析

温米污水处理装置悬浮物、细菌含量、含油等关键指标全部超标，沿程水质逐渐恶化，现场隔油池来水发黑发臭、生化反应池起泡、沉淀池絮体呈胶状、滤膜堵塞。为查清温米污水处理系统水质恶化原因，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[1]，对温米联合站集输系统来水进行取样，化验来水组分，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，对温米污水处理装置各关键节点工艺效率进行评价，最终确定温米污水处理系统水质超标的主要影响因素。

1.1 来水水质分析评价

对温米联合站集输系统来水进行取样化验分析，主要测试指标有离子含量、TOC[2]、悬浮物、含油、细菌、硫化物、含氧量、侵蚀性二氧化碳含量。

检测数据分析：温米水源偏酸性，pH值6.1，矿化度高达29 000 mg/L，IB大于2 500个/毫升，TGB大于2 500个/毫升，SRB大于2 500个/毫升，水中含有大量有机物，来水中TOC及总体机杂含量近三年大幅上升，TOC数值高达195 mg/L。根据现场统计，温米区域先后采用氮气泡沫驱[3]、纳米微球调驱、泡排等新技术试验，从2017年见效时间统计，不同驱油模式先后共注入有机药剂564.3 t，无机药剂3 570.1×104m3。

1.2 工艺现状分析评价

采用节点耦合评价法[4]对温米污水处理站700 m3接收罐、隔油池、调节池、生化池、沉淀池、过滤器等各关键节点进行水质化验分析，评价其节点单元处理效率。检测数据分析，温米各节点单元处理效率不足60%，尤其调节池、生化反应池、沉淀池等关键节点效率低于40%；同时为保证温米温五区块微生物驱油顺利实施，停加杀菌剂、除氧剂，装置出口水悬浮物、含油、铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌、腐蚀速率等指标严重超标。

2 优化改造措施

2.1 污泥浓缩池工艺优化

驱油模式变化导致来液油泥成分复杂、黏度增大，污泥浓缩池污泥泵因安装高差造成有效扬程损失。结合现用污泥泵抽吸扬程，将污泥浓缩池出水管线引入地下污泥泵房，降低污泥泵抽吸高度，提高污泥泵收油排泥效率，减轻各节点单元的浮油、底泥对下游生化池微生物的影响（见图1）。

2.2 调节池工艺优化

调节池内设计ABS空气曝气系统及冲洗接头，根据水压及曝气强度计算，曝气管线距底部安置距离定为30 cm，支撑采用防腐水泥浇柱体，1根/米；根据曝气量及现有曝气风机排量，对曝气孔密度进行设计，曝气孔距20 cm、孔径20 mm；曝气管线可定期接消防水高压冲洗，保证调节池均匀曝气，一方面防止污泥沉积，促进来液油水分离，提高溶解油去除率，另一方面增加了下游污水的可生化性（见图2）。

图1 污泥浓缩池工艺优化

图2 调节池工艺优化

2.3 生化池工艺优化

吐哈油田温米生化污水站采用了“生物膜接触氧化法”工艺[5]，依靠滤料上的好氧生物膜净化污水中溶解油、乳化油等有机物。温米生化现场运行时，常伴有大量浮油进入生化反应池，现有的喇叭口收油模式需通过人工进行定期收集浮油，造成浮油长时滞留池内，降低微生物去除溶解有机质效率，增加下游乳化油处理难度。通过改造成缝隙式收油模式，提高收油速度，减少浮油滞留时间，降低生化池微生物油泥包裹窒息风险；同时选用组合式填料，提高氧的转移速率和利用率，使水气生物膜得到充分交换，提高微生物对有机高分子的针对性去除率（见图3）。

图3 生化池工艺优化

2.4 水质改性技术

针对温米油田来水偏酸性，通过选取吐哈油田采购范围内的生石灰、碳酸氢钠、烧碱、氢氧化铝、硫酸钙等离子调节剂作为温米油田回注水系统中的pH值离子调节剂，筛选并评价其性能。

根据调节剂的化学组分及酸碱反应，碳酸氢钠会增加污水中二氧化碳含量，加速污水腐蚀速率；氢氧化铝会导致污水中增加外来铝离子，增强地层配伍性堵塞；硫酸钙、生石灰会增加污水中钙离子含量，加速污水垢体结晶速率。因此最终将烧碱定为温米油田回注水系统中的pH值离子调节剂，对其投加浓度评价，调控污水pH值，增强絮体密实度，改善絮凝沉降效果，提高悬浮物去除率，降低系统腐蚀速率。

2.5 引进物理紫外线杀菌装置

为解决微生物驱停用化学杀菌剂导致细菌超标的问题，结合现有工艺，引进物理紫外线杀菌装置，与之组成一套新的处理工艺进行试验，使装置出水细菌指标满足回注水要求。紫外线杀菌装置能辐射出强紫外C光线，利用其紫外光能量破坏污水中的细菌、病毒以及其他致病体的DNA，使其失去活性，从而达到杀死细菌、病毒及其他致病体的目的。

为保证杀菌效果，经过现场试验评价，将紫外线杀菌装置安装在整个污水处理流程末端二级过滤器出口，使紫外线杀菌仪过液机杂及含油量达到装置进口指标，保持紫外线灯管透光率，提高装置杀菌效果（见图4）。

2.6 开展管网、单井清洗试验评价

开展管网、单井清洗试验评价，结合管损压力、结垢状况、区域条件，管网采用“管网冲洗+中性解堵+物理清管”组合冲洗模式，提高管网清洗效果；单井采用“流程+常规+带压”组合洗井模式，提高管网、单井清洗时效性，扩大清洗模式选择性，沿程水质大幅改善。

2.7 防腐阻垢工艺研究

（1）优化腐蚀监测点，结合管网结构及系统压力分布，优化注水管网腐蚀监测点，取消无效监测点1个，新增监测点5个，提高系统腐蚀监测数据的覆盖率和准确率，为系统防腐阻垢措施研究提供依据。

（2）通过大量的室内试验和现场应用评价，优选出最佳防腐阻垢剂投加浓度：阻垢剂投加浓度控制在90 mg/L，防腐剂投加浓度控制在100 mg/L，可达到最大防腐阻垢效果。

（3）针对注水井管柱在1 500～2 500 m段结垢严重的问题，通过经济效益分析，将原先使用“修复油管”模式优化为“新旧油管”组合模式，在1 500～2 500 m段，全部采用新油管，大大缓解了油管结垢缩径现象，降低了管柱故障率。

（4）结合罐内腐蚀情况、井筒工况、管柱参数、井下腐蚀结垢状况，设计防腐阻垢装置，在储罐内加装牺牲阳极块，井下管柱安装防腐阻垢装置，降低水质的腐蚀结垢速率，延长系统使用寿命。

3 效果评价

（1）各池节点工艺优化：2018年4月污泥池、调节池、生化反应池工艺优化先后投运后，污泥池油泥处理速度加快，油泥抽吸液位由原先的2.5 m降至0.5 m，大幅度增加了各池排泥效率，增强污泥池缓存空间；调节池收油频次及收油量由原先2次/周、1立方米/次增至4次/周，2立方米/次，减轻下游生化池浮油处理负荷，为油田增油2吨/月；生化反应池微生物颜色发黄，触感光滑，活性大幅提升，生化池出水有机质由原先的6.9 mg/L降至0 mg/L。

（2）水质改性技术：2019年2月开始投加离子调节剂后，来液pH值由原先的6.1偏酸性稳定至中性7左右，沉淀池絮体矾花增大，下沉快，出水机杂由原先的35 mg/L降至9 mg/L。

（3）引进物理杀菌装置：2018年6月投用物理杀菌装置后，装置出口IB由原先2 500个/毫升降到10个/毫升，TGB由原先2 500个/毫升降到0个/毫升，SRB由原先2 500个/毫升降到6个/毫升；而且与早期投加化学杀菌剂相比，年节省费用60万元。

（4）各项措施相继实施后，系统腐蚀速率由原先的0.26 mm/a降至0.02 mm/a；装置节点处理效率大幅上升，系统机杂处理效率由69%达到98%，含油处理效率由83.3%达到100%，分别提高了29%和16.7%；矿场试验项目正常顺利实施，装置出口水质达标；注水系统沿程水质得到大改善，井口含油“零”注入，机杂实现低值持续稳定达标；处理后装置出口水质达标率由2018年的88%提高到100%，井口水质达标率由2018年的82%提高到目前的95%，分别提高了12%和13%。