已建三元污水站滤前水常规处理和外输水深度处理现场试验研究

单红曼

大庆油田设计院有限公司

目前大庆油田已经进入高含水期后[1]，三元复合驱驱油技术较水驱可提高原油采收率20%以上[2]，是大庆油田稳产的重大技术措施之一。三元复合驱驱油技术在大幅度提高原油采收率的同时，也产生了大量难以治理的三元采出水[3-5]，化学驱采出水中乳化程度最高、处理难度最大的目前当属三元采出水。三元采出水处理难度大主要体现在：油珠初始粒径小和污水黏度大；油珠碰撞后难以聚并；静电斥力高和油水界面张力低；悬浮固体初始粒径小，宜过饱和析出。三元采出水回注目前执行大庆油田含聚合物注水水质指标[6]，常规处理指满足含聚污水高渗透层（注入层渗透率＞0.6 μm2）回注水质指标，即处理后含油浓度≤20 mg/L、悬浮固体浓度≤20 mg/L，悬浮固体粒径中值≤5 μm。深度处理指满足含聚污水低渗透层（注入层渗透率＜0.1 μm2）回注水质指标，即处理后含油浓度≤5 mg/L、悬浮固体浓度≤5 mg/L，悬浮固体粒径中值≤2 μm。

“十二五”初至“十三五”末，大庆油田已建三元污水处理站基本都采用“序批式沉降+两级双层滤料过滤”处理工艺[7-8]。在设计三元污水处理站时，滤前水水质控制指标一般执行含油浓度≤100 mg/L、悬浮固体浓度≤50 mg/L，此水质控制指标主要为经验值，设定比较宽泛且没有实际试验数据支撑。通过现场试验研究，考察三元采出水滤前水水质对于最终常规达标处理效果的影响，可为今后新建三元污水处理站沉降段出水水质控制指标提供参考，且在三元污水处理站外输水水质不达标时，对判断工艺中各单体构筑物的处理效能诊断分析提供依据。

此外，随着大庆油田化学驱驱油的大面积开发应用[9]，深度水需求量大幅度增加，对水质要求更加严格[10]。目前三元采出水在深度处理领域方面还处于空白状态，通过现场试验，在已建三元污水处理站常规处理水质达标的基础上，探索深度处理工艺技术，可填补三元采出水深度处理领域的空白，为实现三元采出水的自身循环、自身利用，三元采出水回注自身区块这一总体目标提供技术支持。

1 材料与方法

1.1 试验水质

试验原水分别来源于大庆油田某强碱三元污水处理站滤前水及外输水，试验期间水质分析如表1、表2所示。

表1 滤前水水质分析Tab.1 Quality analysis of pre-filtration water

表2 外输水水质分析Tab.2 Quality analysis of external water

1.2 试验流程及技术参数

1.2.1 常规达标处理

针对已建站滤前水采用和已建站过滤段相同工艺及滤料级配，即“滤前水→一级石英砂-磁铁矿双层滤料过滤罐→二级海绿石-磁铁矿双层滤料过滤罐→出水”（图1），探索不同水质的滤前水最终出水是否满足大庆油田含聚污水高渗透层回注水指标的要求。其中一级试验过滤罐滤速6 m/h，二级试验过滤罐滤速4 m/h，反洗周期48 h。

图1 已建站滤前水常规处理工艺流程示意图Fig.1 Schematic diagram of conventional treatment process of pre-filtration water in the established station

1.2.2 深度达标处理

针对已建站外输水，采用工艺流程为“外输水→旋流气浮→一级石英砂-磁铁矿双层滤料过滤罐→二级海绿石-磁铁矿双层滤料过滤罐→出水”（图2），探索已建站外输水经过该套工艺流程处理后最终出水水质满足大庆油田含聚污水低渗透层回注水指标时的技术界限。其中旋流气浮装置水力停留时间20 min，旋流起点压力0.6 MPa，终点释放压力0.2 MPa；一级过滤滤速6 m/h、二滤过滤滤速4 m/h，反洗周期48 h。

图2 已建站外输水深度处理工艺流程示意图Fig.2 Schematic diagram of the advanced treatment process of the external water in the established station

旋流气浮装置采用漩涡差速三相混合器全溶气气浮，不同于传统的利用溶气泵的回流加压气浮，省略了气液回流混合泵、溶气罐和缓慢低效的气泡附着过程。空气由气泵加压后，通过进气电磁阀定时将空气与进水混合，经过4～6 组多级漩涡差速三相混合器，逐级减压后进入气浮装置内。加压空气与来水在多级漩涡差速三相混合器中完成高压空气溶解、污染物捕捉、带气微粒形成等所有步骤。主要技术特点为：全溶气气浮，无回流比，因此水力停留时间不受回流量影响，同时产生的微气泡数量大；采用多级漩涡差速三相混合器，高压旋流状态下气泡在狭小的空间快速释放并和来水充分接触和混合，同时产生的微气泡直径小，依据气泡附着理论，可以去除更加细微的和水体密度接近的污染粒子。旋流气浮溶气原理及结构如图3所示。

图3 旋流气浮装置溶气原理及结构示意图Fig.3 Dissolving principle and structure schematic diagram of cyclone air flotation device

1.3 分析方法

采出水含油量分析采用分光光度法，采出水悬浮固体含量分析采用重量法，采出水悬浮固体粒径中值测定采用库尔特计数仪（MS3型），均执行SY/T 5329—2012 《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》。采出水黏度采用流变仪AR1500ex，执行GB/T 10247—2008《黏度测量方法》。采出水矿化度分析采用SY/T 5523—2016《油田水分析方法》。采出水聚合物含量采用分光光度法，表面活性剂含量采用滴定法，均执行大庆油田企业内部标准。

2 结果与讨论

2.1 滤前水两级过滤常规达标处理试验

滤前水常规处理试验共进行三组，其中具有代表性的试验数据为两组。第一组试验对含油去除效果如图4所示，对悬浮固体去除效果如图5所示。

图4 滤前水常规处理第一组含油去除效果Fig.4 Effect of oil removal in the first group of conventional treatment of pre-filtration water

图5 滤前水常规处理第一组悬浮固体去除效果Fig.5 Removal effect of suspended solids in the first group of conventional treatment of pre-filtration water

滤前水含油浓度在41.1～122 mg/L 之间变化，平均73.6 mg/L；一滤出水含油浓度在19.6～87.8 mg/L之间变化，平均45.5 mg/L；二滤出水含油浓度在6.03～33.0 mg/L 之间变化，平均为15.3 mg/L。48 h过滤周期内，二滤出水含油量共计取样12 次，其中达标样次为10次，合格率为83.3%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均含油量和合格率，已建三元污水站滤前水，在处理水质含油浓度平均为73.6 mg/L 的条件下，经两级过滤处理后出水水质含油浓度≤20 mg/L，达到大庆油田含聚污水高渗透层回注水水质指标要求。

滤前水悬浮固体浓度在44.4～92.0 mg/L之间变化，平均71.3 mg/L；一滤出水悬浮固体浓度在17.4～43.1 mg/L之间变化，平均31.3 mg/L；二滤出水悬浮固体浓度在8.40～28.8 mg/L之间变化，平均为19.6 mg/L。48 h过滤周期内，二滤出水悬浮固体共计取样12 次，其中达标样次为7 次，合格率为58.3%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均悬浮固体含量和合格率，已建三元污水站滤前水，在处理水质悬浮固体浓度平均为71.3 mg/L 的条件下，经两级过滤处理后出水水质悬浮固体浓度≤20 mg/L，达到大庆油田含聚污水高渗透层回注水水质指标要求。

第二组试验对含油去除效果如图6所示，对悬浮固体去除效果如图7所示。

图6 滤前水常规处理第二组含油去除效果Fig.6 Effect of oil removal in the second group of conventional treatment of pre-filtration water

图7 滤前水常规处理第二组悬浮固体去除效果Fig.7 Removal effect of suspended solids in the second group of conventional treatment of pre-filtration water

滤前水含油浓度在32.7L～119 mg/L 之间变化，平均82.9 mg/L；一滤出水含油浓度在24.7～96.5 mg/L 之间变化，平均59.8 mg/L；二滤出水含油浓度在11.0～53.0 mg/L 之间变化，平均为30.6 mg/L。48 h过滤周期内，二滤出水含油量共计取样12 次，其中达标样次为3 次，合格率为25%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均含油量和合格率，已建三元污水站滤前水，在处理水质含油浓度平均为82.9 mg/L 的条件下，经两级过滤处理后出水水质含油浓度＞20 mg/L，未达到大庆油田含聚污水高渗透层回注水水质指标要求。

滤前水悬浮固体浓度在40.0～95.0 mg/L之间变化，平均69.2 mg/L；一滤出水悬浮固体浓度在20.0～60.0 mg/L之间变化，平均34.1 mg/L；二滤出水悬浮固体浓度在15.0～25.0 mg/L之间变化，平均为17.6 mg/L。48 h过滤周期内，二滤出水悬浮固体共计取样12 次，其中达标样次为11 次，合格率为91.7%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均悬浮固体含量和合格率，已建三元污水站滤前水，在处理水质悬浮固体浓度平均为69.2 mg/L 的条件下，经两级过滤处理后出水水质悬浮固体浓度≤20 mg/L，达到大庆油田含聚污水高渗透层回注水水质指标要求。

2.2 “旋流气浮+两级过滤”深度达标处理试验

该试验选择已建三元污水处理站最终处理后的外输水，作为“旋流气浮+两级双层滤料过滤”处理工艺试验的来水水源，进行深度处理试验。试验进行四组，其中数据具有代表性的试验为两组。第一组试验对含油去除效果如图8所示，对悬浮固体去除效果如图9所示。

图8 外输水深度处理第一组含油去除效果Fig.8 Effect of oil removal in the first group of advanced treatment of external water

图9 外输水深度处理第一组悬浮固体去除效果Fig.9 Removal effect of suspended solids in the first group of advanced treatment of external water

已建三元污水站外输水含油浓度在14.8～20.7 mg/L 之间变化，平均含油浓度在18.0 mg/L；经过旋流气浮处理后，出水平均含油浓度降至10.8 mg/L，去除率为40%；气浮出水经过一级过滤后，出水平均含油浓度降至7.24 mg/L，去除率为33.0%；一滤出水经过二级过滤后，出水平均含油浓度降至4.77 mg/L，去除率为34.1%。48 h 过滤周期内，二滤出水含油量共计取样8次，其中达标样次为5 次，合格率为62.5%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均含油量和合格率，已建三元污水站外输水，在处理水质含油浓度平均为18.0 mg/L的条件下，经“旋流气浮+两级过滤”处理后出水水质含油浓度≤5 mg/L，达到大庆油田含聚污水低渗透层回注水水质指标要求。

已建三元污水站外输水悬浮固体浓度在8.89～24.4 mg/L 之间变化，平均悬浮固体浓度为15.2 mg/L；经过旋流气浮处理后，出水平均悬浮固体浓度降至12.0 mg/L，去除率为21.1%；气浮出水经过一级过滤后，出水平均悬浮固体浓度降至7.64 mg/L，去除率为36.3%；一滤出水经过二级过滤后，出水平均悬浮固体浓度降至4.24 mg/L，去除率为44.5%。48 h 过滤周期内，二滤出水悬浮固体共计取样8 次，其中达标样次为7 次，合格率为87.5%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均悬浮固体含量和合格率，已建三元污水站外输水，在处理水质悬浮固体浓度平均为15.2 mg/L 的条件下，经“旋流气浮+两级过滤”处理后出水水质悬浮固体浓度≤5 mg/L，达到大庆油田含聚污水低渗透层回注水水质指标要求。

第二组试验对含油去除效果如图10 所示，对悬浮固体去除效果如图11所示。

图10 外输水深度处理第二组含油去除效果Fig.10 Effect of oil removal in the second group of advanced treatment of external water

图11 外输水深度处理第二组悬浮固体去除效果Fig.11 Removal effect of suspended solids in the second group of advanced treatment of external water

已建三元污水站外输水含油浓度在25.0～57.2 mg/L 之间变化，平均含油浓度37.0 mg/L；经过旋流气浮处理后，出水平均含油浓度降至25.1 mg/L，去除率为32.2%；气浮出水经过一级过滤后，出水平均含油浓度降至18.6 mg/L，去除率为25.9%；一滤出水经过二级过滤后，出水平均含油浓度降至7.83 mg/L，去除率为57.9%。48 h 过滤周期内，二滤出水含油量共计取样8次，其中达标样次为3 次，合格率为37.5%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均含油量和合格率，已建三元污水站外输水，在处理水质含油浓度平均为37.0 mg/L的条件下，经“旋流气浮+两级过滤”处理后出水水质含油浓度＞5 mg/L，未达到大庆油田含聚污水低渗透层回注水水质指标要求。

已建三元污水站外输水悬浮固体浓度在8.89～21.8 mg/L 之间变化，平均悬浮固体浓度15.6 mg/L；经过旋流气浮处理后，出水平均悬浮固体含浓度降至12.4 mg/L，去除率为20.5%；气浮出水经过一级过滤后，出水平均悬浮固体浓度降至6.63 mg/L，去除率为46.5%；一滤出水经过二级过滤后，出水平均悬浮固体浓度降至4.18 mg/L，去除率为37.0%。48 h 过滤周期内，二滤出水悬浮固体共计取样8 次，其中达标样次为6 次，合格率为75.0%。综合二滤出水在一个过滤周期内的平均悬浮固体含量和合格率，已建三元污水站外输水，在处理水质悬浮固体浓度平均为15.6 mg/L 的条件下，经“旋流气浮+两级过滤”处理后出水水质悬浮固体浓度≤5 mg/L，达到大庆油田含聚污水低渗透层回注水水质指标要求。

2.3 讨论

（1）针对已建三元污水站滤前水常规处理，在三元驱油剂返出高峰期时，两组现场试验结果表明：滤前水含油浓度为70 mg/L 左右的情况下，经过两级双层粒状滤料过滤处理后，最终出水水质可以满足含油浓度≤20 mg/L的常规处理要求；滤前水含油浓度为80 mg/L 左右的情况下，经过两级双层粒状滤料过滤未达到常规处理要求。

在滤前水悬浮固体浓度平均为71.3 mg/L 和69.2 mg/L 的情况下，经过两级双层粒状滤料过滤处理后，虽然最终出水平均悬浮固体浓度都可以满足≤20 mg/L的常规处理要求，但滤前水平均悬浮固体浓度为69.2 mg/L 的情况下，合格率更高，达标运行更趋于稳定。综合以上分析，已建三元污水站驱油剂返出高峰期时沉降段出水水质控制指标宜为含油浓度≤70 mg/L、悬浮固体浓度≤70 mg/L。

（2）针对已建三元污水站外输水深度处理，在三元驱油剂返出高峰期时，两组现场试验结果表明：采用“旋流气浮+两级过滤”处理工艺，在外输水水质含油浓度≤20 mg/L、悬浮固体浓度≤20 mg/L的情况下，经过该套工艺处理后出水水质能够满足大庆油田含聚污水低渗透层回注水水质指标。相比大庆油田普通含聚污水深度处理站，该工艺是在两级过滤的基础上增加了溶气浮选设备且滤速更低。

3 结论

（1）已建三元污水处理站采用的“序批式沉降+一级石英砂-磁铁矿双层滤料压力过滤罐+二级海绿石-磁铁矿双层滤料压力过滤罐”处理工艺，当沉降段出水含油浓度≤70 mg/L、悬浮固体浓度≤70 mg/L 时，经两级双层滤料过滤器过滤后出水水质可稳定达到大庆油田含聚污水高渗透层回注水水质指标，否则难以稳定达标。

（2）当三元驱油剂返出高峰期时，已建三元污水站外输水水质满足大庆油田含聚污水高渗透层回注水水质指标的前提下，增加“旋流气浮+两级双层滤料过滤”的处理工艺，可以满足大庆油田含聚污水低渗透层回注水水质标准的深度处理需求，其中旋流气浮水力停留时间20 min、一滤滤速6 m/h、二滤滤速4 m/h。