论文部分内容阅读
摘 要：随着油田进入中后期开发，油田采出液的含水率不断上升，这些含油污水已成为油田的主要注水水源。目前作业区的综合含水不断升高，由于作业区中孔低渗油藏的特殊性，对油田注水水质的要求更加严格。为了保证注水水质达到处理后污水主要控制指标达到标准，作业区强化了污水处理工作。
关键词：污水处理;工艺改造;水质达标
作业区油产出水，全部由污水处理后回注地层，占联合站总注水量的50%以上，联合站污水处理采用斜板隔油混凝沉降压力过滤工艺，污水水质存在不稳定性，无法保证滤后水质达到出站水质要求，并影响石英砂精细过滤器的冲洗周期。作业区提出通过工艺改造达到改善污水水质的工作目标。经分析，滤前污水水质不稳定的原因为：站外单井加药影响破乳剂的使用效果造成油区来水含油指标超标、干化池收水时通过污水泵回流管线进入5#、6#污水缓冲罐内，高度为4.9米，5#、6#污水罐布水高度为5.8米，干化池收水时搅动罐内污水，严重影响滤前水质。
从联合站污水处理流程中可以看出，絮凝剂的主要作用是将自然除油后剩余的颗粒直径小于100wm的油珠、乳化油、及小颗粒的悬浮物絮凝沉淀，是控制滤前污水水质含油、悬浮物指标的主要药剂。根据中心化验室的化验报告“油区来水水样在絮凝剂浓度为300ppm时水样基本澄清，在400ppm时完全透明，效果较好，因此建议加药浓度在300——400ppm之间，最好为350ppm”。之前絮凝剂的使用浓度达到300ppm，但絮凝剂使用浓度的增加并未真正改善由于滤前水质不合格造成的石英砂精细过滤器运行不正常、出站水质不达标问题。因此通过工艺调整改造及加强管理来达到稳定滤前水质达标。
作业区对联合站污水处理及原油脱水系统进行了研究调查，得出结论为油区来水水质不稳定，站外某断块清防蜡药剂与联合站脱水所用破乳剂配伍性不好，在使用浓度达到300ppm时会延长破乳剂的破乳时间，从而造成油区来水含油指标超标，进而影响到滤前水质。污水缓冲罐出水未通过正常流程、干化池收水直接进入污水缓冲罐冲击罐内污水、污水在水区只通过一级沉降就进入过滤器过滤沉降级数少是造成滤前水质变化的原因。
通过联合站水处理工艺流程的调整，优化站外单井的加药制度减少对油区来水的影响可以达到稳定滤前水质、降低污水处理费用的目的。技术人员根据前一阶段的现状调查，对滤前水质不稳定的原因进行了具体分析，得出更加全面的结论，联合站污水缓冲罐出水未通过正常流程;站外某断块加药延长联合站破乳剂破乳时间;联合站污水处理只经过一级沉降;5#、6#污水缓冲罐收油困难，造成罐上部油污较多;油区2#沉降罐油水界面误差;油区2#沉降罐油水界面控制，电脱水器放水控制;化验数据;污水处理药剂等多方面原因。
技术人员对联合站污水处理工艺流程进行了研究，发现污水处理工艺存在以下问题：污水缓冲罐出水通过备用吸水口，高度仅为1.2米，污水缓冲罐液位在4.5-7.5米之间，当罐内液位低于布水的5.8米高度时，污水分布时会对罐内浮在水上部死油层造成冲击，从而造成滤前水质的不稳定;干化池收水通过泵回流线进入污水缓冲罐，在干化池收水时水向上冲击而不是均匀分布，并且影响罐内布水口污水的正常分布，从而造成滤前水质的不稳定;联合站2具700方污水缓冲罐并联使用，有效沉降容积完全可以满足污水沉降的要求，但污水在水区只经过一级沉降就进入隔油罐，过滤沉降级数少是造成滤前水质变化的原因。之前提出污水处理“三级沉降、两级过滤”的思路：多级沉降的优势在于经过一级沉降后的污水进入二级沉降罐之后，再重新进行一次布水与沉降的过程，这就可以使在经过一级沉降之后还悬浮于水中的油珠和悬浮颗粒上浮，进一步降低了污水含油与悬浮物的含量，提高了沉降效果。另一个优势在于，当油区系统紊乱，油水界面不清时，第二级沉降罐还可以起到缓冲的作用，赢得处理时间，不会直接对过滤器造成污染。若沉降级数少，一级沉降后的污水就缺少再一次沉降除油的过程，除油效果低。污水缓冲罐内无法收油，造成罐内有效容积减少，影响滤前水质。无法收油的原因为：罐内三圈伴热盘管完全裸露在空气中，未能对罐内污水顶部的油污起到加热作用，絮凝剂投加用量大造成罐上部原油流动性变差。
技术人员对油区2#沉降罐油水界面、电脱水器放水及化验数据进行了不定期现场抽查，参数均能控制在要求范围内，化验数据真实。技术人员对油区来水加强了监测，确定了因站外单井清防蜡所用降凝降粘剂使用浓度高，延长了破乳剂的破乳时间，会造成油区来水含油指标上升;对2#沉降罐油水界面进行了校对，油水界面仪准确，且联合站每月三次校对油水界面仪。
技术人员对联合站分污水处理用药剂进行了检查，所有药剂均在中心化验室出据复检报告检验合格后再进行使用。对某断块降凝降粘剂的加药制度进行优化，规定了某断块降凝降粘剂每天加药量。连接了停用的4#污水调节罐进出口流程投用了4#罐，并将5#、6#出水改为正常流程缓冲罐液位稳定在7.6-7.7米左右;对联合站6#、5#、4#串联使用工艺及6#收水方式进行了论证及设计，最终通过将6#污水缓冲罐出水管抬高300mm，溢流管抬高200mm，收油槽割豁口、干化池收水线与油区来水线连接的方法解决了6#、5#、4#串联使用及6#罐收油、干化池收水等工艺流程上存在的问题。
通过对联合站污水处理工艺流程进行改造，加强对站外单井加药的管理，联合站滤前水质明显改善，出站水质达到了要求。油区来水水质变化情况效果明显，在消除了单井加药对油区来水的影响后，油区来水水质基本稳定。改造完成后作业区加强了对污水水质的跟踪监测，均低于目前值，随着滤前水质的改善，优化了联合站的污水处理用絮凝剂加药制度。
作業区根据取得的成果，重新制定了联合站污水处理操作规程，并严格按操作规格执行，加强水罐的定期排污、收油工作，根据水质的变化情况及时优化污水加药制度。通过本次项目的组织，达到了预期效果，取得了一定经济效益，解决了生产中的实际问题。在巩固现有成果的基础上，今后继续加强系统研究，挖潜增效，达到“高效、低耗”运行的目的。
关键词：污水处理;工艺改造;水质达标
作业区油产出水，全部由污水处理后回注地层，占联合站总注水量的50%以上，联合站污水处理采用斜板隔油混凝沉降压力过滤工艺，污水水质存在不稳定性，无法保证滤后水质达到出站水质要求，并影响石英砂精细过滤器的冲洗周期。作业区提出通过工艺改造达到改善污水水质的工作目标。经分析，滤前污水水质不稳定的原因为：站外单井加药影响破乳剂的使用效果造成油区来水含油指标超标、干化池收水时通过污水泵回流管线进入5#、6#污水缓冲罐内，高度为4.9米，5#、6#污水罐布水高度为5.8米，干化池收水时搅动罐内污水，严重影响滤前水质。
从联合站污水处理流程中可以看出，絮凝剂的主要作用是将自然除油后剩余的颗粒直径小于100wm的油珠、乳化油、及小颗粒的悬浮物絮凝沉淀，是控制滤前污水水质含油、悬浮物指标的主要药剂。根据中心化验室的化验报告“油区来水水样在絮凝剂浓度为300ppm时水样基本澄清，在400ppm时完全透明，效果较好，因此建议加药浓度在300——400ppm之间，最好为350ppm”。之前絮凝剂的使用浓度达到300ppm，但絮凝剂使用浓度的增加并未真正改善由于滤前水质不合格造成的石英砂精细过滤器运行不正常、出站水质不达标问题。因此通过工艺调整改造及加强管理来达到稳定滤前水质达标。
作业区对联合站污水处理及原油脱水系统进行了研究调查，得出结论为油区来水水质不稳定，站外某断块清防蜡药剂与联合站脱水所用破乳剂配伍性不好，在使用浓度达到300ppm时会延长破乳剂的破乳时间，从而造成油区来水含油指标超标，进而影响到滤前水质。污水缓冲罐出水未通过正常流程、干化池收水直接进入污水缓冲罐冲击罐内污水、污水在水区只通过一级沉降就进入过滤器过滤沉降级数少是造成滤前水质变化的原因。
通过联合站水处理工艺流程的调整，优化站外单井的加药制度减少对油区来水的影响可以达到稳定滤前水质、降低污水处理费用的目的。技术人员根据前一阶段的现状调查，对滤前水质不稳定的原因进行了具体分析，得出更加全面的结论，联合站污水缓冲罐出水未通过正常流程;站外某断块加药延长联合站破乳剂破乳时间;联合站污水处理只经过一级沉降;5#、6#污水缓冲罐收油困难，造成罐上部油污较多;油区2#沉降罐油水界面误差;油区2#沉降罐油水界面控制，电脱水器放水控制;化验数据;污水处理药剂等多方面原因。
技术人员对联合站污水处理工艺流程进行了研究，发现污水处理工艺存在以下问题：污水缓冲罐出水通过备用吸水口，高度仅为1.2米，污水缓冲罐液位在4.5-7.5米之间，当罐内液位低于布水的5.8米高度时，污水分布时会对罐内浮在水上部死油层造成冲击，从而造成滤前水质的不稳定;干化池收水通过泵回流线进入污水缓冲罐，在干化池收水时水向上冲击而不是均匀分布，并且影响罐内布水口污水的正常分布，从而造成滤前水质的不稳定;联合站2具700方污水缓冲罐并联使用，有效沉降容积完全可以满足污水沉降的要求，但污水在水区只经过一级沉降就进入隔油罐，过滤沉降级数少是造成滤前水质变化的原因。之前提出污水处理“三级沉降、两级过滤”的思路：多级沉降的优势在于经过一级沉降后的污水进入二级沉降罐之后，再重新进行一次布水与沉降的过程，这就可以使在经过一级沉降之后还悬浮于水中的油珠和悬浮颗粒上浮，进一步降低了污水含油与悬浮物的含量，提高了沉降效果。另一个优势在于，当油区系统紊乱，油水界面不清时，第二级沉降罐还可以起到缓冲的作用，赢得处理时间，不会直接对过滤器造成污染。若沉降级数少，一级沉降后的污水就缺少再一次沉降除油的过程，除油效果低。污水缓冲罐内无法收油，造成罐内有效容积减少，影响滤前水质。无法收油的原因为：罐内三圈伴热盘管完全裸露在空气中，未能对罐内污水顶部的油污起到加热作用，絮凝剂投加用量大造成罐上部原油流动性变差。
技术人员对油区2#沉降罐油水界面、电脱水器放水及化验数据进行了不定期现场抽查，参数均能控制在要求范围内，化验数据真实。技术人员对油区来水加强了监测，确定了因站外单井清防蜡所用降凝降粘剂使用浓度高，延长了破乳剂的破乳时间，会造成油区来水含油指标上升;对2#沉降罐油水界面进行了校对，油水界面仪准确，且联合站每月三次校对油水界面仪。
技术人员对联合站分污水处理用药剂进行了检查，所有药剂均在中心化验室出据复检报告检验合格后再进行使用。对某断块降凝降粘剂的加药制度进行优化，规定了某断块降凝降粘剂每天加药量。连接了停用的4#污水调节罐进出口流程投用了4#罐，并将5#、6#出水改为正常流程缓冲罐液位稳定在7.6-7.7米左右;对联合站6#、5#、4#串联使用工艺及6#收水方式进行了论证及设计，最终通过将6#污水缓冲罐出水管抬高300mm，溢流管抬高200mm，收油槽割豁口、干化池收水线与油区来水线连接的方法解决了6#、5#、4#串联使用及6#罐收油、干化池收水等工艺流程上存在的问题。
通过对联合站污水处理工艺流程进行改造，加强对站外单井加药的管理，联合站滤前水质明显改善，出站水质达到了要求。油区来水水质变化情况效果明显，在消除了单井加药对油区来水的影响后，油区来水水质基本稳定。改造完成后作业区加强了对污水水质的跟踪监测，均低于目前值，随着滤前水质的改善，优化了联合站的污水处理用絮凝剂加药制度。
作業区根据取得的成果，重新制定了联合站污水处理操作规程，并严格按操作规格执行，加强水罐的定期排污、收油工作，根据水质的变化情况及时优化污水加药制度。通过本次项目的组织，达到了预期效果，取得了一定经济效益，解决了生产中的实际问题。在巩固现有成果的基础上，今后继续加强系统研究，挖潜增效，达到“高效、低耗”运行的目的。