孤东采油厂污水处理现状及对策分析

朱益飞 董玉忠 杨梅（中国石化胜利油田孤东采油厂）

随着油田开发进程的加快，油田废水日益增多，严重地污染了生态环境。油田废水水质复杂[1]，含有石油破乳剂、盐、酚、硫等污染环境物质。油田废水一般具有以下特征：含油量高（1000mg/L）；矿化度高（20 000～50 000mg/L）；pH值偏碱（7.5～8.5）；废水中含有细菌（硫酸盐还原菌SRB5-10μm）等。

油田污水主要包括原油脱出水（又名油田采出水）、钻井污水及站内其它类型的含油污水。油田污水的处理依据油田生产、环境等因素可以有多种方式。当油田需要注水时，油田污水经处理后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。石油生产企业大部分集中在干旱地区，水资源严重缺乏，如何将采油过程中产生的污水变废为宝，具有十分重要的现实意义[2]。

采用注水开采的油田，从注水井注入油层的水，其中大部分通过采油井随原油一起回到地面，这部分水在原油外运和外输前必须加以脱除，脱出的污水中含有原油，因此被称为油田采出水[3]。随着油田开采年代的增长，采出液的含水率不断上升，有的区块已达到90%以上，这些含油污水已成为油田的主要注水水源。随着油田外围低渗透油田和表外储层的连续开发，对油田注水水质的要求更加严格。油田污水处理的目的是去除水中的油、悬浮物、添加剂以及其它有害注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。所采用的技术包括重力分离、粗粒化、浮选法、过滤、膜分离以及生物法等十几种方法[4]。各油田或区块的水质成分复杂、差异较大，处理后回注水的水质要求也不一样，处理工艺应有所选择。因此，开展污水水质指标分析，加强污水水质达标治理，已成为石油开发企业一项重要的研究课题。

1 孤东采油厂污水处理现状

1.1 污水处理设备现状

目前孤东采油厂共有污水站5座,设计污水处理能力148 700m3/d，实际处理污水142 300m3/d，污水外输管线1.15 km，污水外调线33 km。污水处理工艺主要采用重力沉降和化学除油相结合的方法。投加的化学药剂主要有除油剂、缓蚀剂、杀菌剂三种。水质指标执行C3标准。现有常压拱顶沉降除油罐14座，压力除油罐34座；污水缓冲罐10座；事故罐4座；污水外输泵20台。

1.2 污水指标完成情况

2009年孤东采油厂污水水质指标平均合格率计划76%，实际完成76.1%；采油厂平均腐蚀率计划90%，实际完成98.7%。其中东一联污水站、东三联污水站和KD18号污水站污水水质平均符合率指标未达到计划指标标准要求，分别为66.7%、72.3%和81.7%，与标准要求相比分别差6.3%、0.7%和8.3%。各污水处理站污水水质综合指标完成情况见表1。

表1 2009年采油厂污水水质综合指标完成情况

2 污水水质处理现状

2.1 水质指标

采油厂2008年度各污水处理站污水水质综合指标完成情况见表2。

表2 2008年采油厂水质综合指标完成情况

2008、2009年采油厂污水水质指标合格率对比见表3。

表3 采油厂2008年、2009年污水水质指标合格率对比

2.2 各联合站污水处理工艺分析

污水处理工艺分析主要是对联合站污水处理量、污水处理设施状况、沉降能力等情况进行统计分析。

2.2.1 东一联污水站

东一联污水站1988年12月建成投产，设计污水处理能力4×104m3/d，实际处理污水4.4×104m3/d，主要采用重力沉降加过滤处理工艺，目前主要工艺流程：

东一联污水站采用重力沉降处理工艺，油站来水和分水器来水经两座5000m3一次除油罐和两座3000m3二次除油罐处理后，进缓冲罐经水外输泵外输到注水罐。目前污水超负荷运行，一次除油罐除油率较高，平均80%左右，二次除油罐收油困难，除油率较低，平均20%左右，缓冲罐单罐运行，容积小基本没有除油功能，见表4。

表4 东一联各级除油设备进出口含油情况统计

2.2.2 东二联污水站

东二联污水处理站于1991年9月建成投产，设计污水处理能力4×104m3/d，实际处理污水3.7×104m3/d，主要采用重力沉降、密闭压力沉降加过滤处理工艺，2002年12月改造完毕投入使用，改造后主要工艺流程：

东二联污水站采用重力沉降处理工艺，分水器来水进入2#油罐，后经两座5000m3一次除油罐进缓冲罐，经水外输泵外输进注水罐，压力除油罐和压力滤罐腐蚀损坏严重、内部结构倒塌完全丧失处理作用已全部停运。进出口含油情况见表5。

表5 东二联各级除油设备进出口含油情况统计

2.2.3 东三联污水站

东三联污水处理站于1992年11月建成投产,设计污水处理能力4×104m3/d，实际处理污水3.8×104m3/d，主要采用重力沉降、密闭压力沉降加过滤处理工艺，2003年8月改造完毕投入使用，改造后主要工艺流程：

东三联目前污水站采用重力沉降处理工艺，压力除油罐和压力滤罐腐蚀损坏严重、内部结构倒塌完全丧失处理作用已全部停运。一次除油罐出口含油176mg/L左右，除油率为62%左右，缓冲罐出口含油92mg/L左右，除油率为47%左右，见表6。

表6 东三联各级除油设备进出口含油情况统计

2.2.4 东四联污水站

东四联污水处理站于1995年11月建成投产,设计污水处理能力4×104m3/d，实际处理污水1.3×104m3/d，主要采用重力沉降+化学药剂处理工艺,2007—2008年进行了改造，改造后主要工艺流程：

东四联污水站改造后，水站运行整体来说比较平稳，外输含油基本在50mg/L以下，一次除油罐出口含油118mg/L左右，除油率为60%左右，二次除油罐出口含油69mg/L左右，除油率为42%左右，缓冲罐出口含油39mg/L左右，除油率为41%左右，见表7。

表7 东四联各级除油设备进出口含油情况统计

2.2.5 KD18号污水站

KD18号污水处理站于2008年8月于建成投产，设计污水处理能力0.37×104m3/d，实际处理污水0.33×104m3/d，主要采用重力沉降加过滤处理工艺，目前主要工艺流程：

KD18号污水处理站的一次除油罐为700m3立式除油罐，二次除油罐为700m3混凝沉降罐，缓冲罐为300m3污水缓冲罐，污水外输泵为100m3/h和50m3/h流量的离心泵各两台，排泥泵为1台150m3/h流量的离心泵，污水加药装置共5套。由于该站投入运行时间短，各系统目前运行情况良好，见表8。

表8 KD18号站各级除油设备进出口含油情况统计

2.3 处理药剂适应性分析

2009年三防药剂计划费用1 898.54万元，优化后实际发生费用1 750.2万元。除KD18号站外，2009年采油厂各站聚合物仍呈上升趋势，药剂配伍性和投加量都不能满足含聚污水的处理要求，给污水水质处理带来了很大难度。

3 污水处理系统存在的主要问题

1）东一联由于2#缓冲罐罐底、罐壁存在腐蚀穿孔的情况，700m3缓冲罐单罐运行没有备用罐，液位波动较大，污水运行不平稳。

2）东一联两座3000m3除油罐的不能正常收油，造成污水指标会出现间断性的波动。

3）东一联分水器加药系统存在加药泵排量不足、流程不完善等问题，影响井排除油剂的投加效果。

4）东一联2座一次除油罐出口阀门损坏无法关严，无法停运清砂。

5）东二联2座缓冲罐罐顶腐蚀穿孔严重，目前无法上罐量油已影响正常运行。

6）东三联1#污水罐进口阀门闸板脱落，污水无法正常进入。

7）东三联缓冲罐进口阀门节流，在污水站整体改造计划阶段时不能得到实施的情况下，需进行更换。

8）东一、东二、东三联污水罐排泥工艺落后，排泥效果差，污水罐内污泥堆积速度快，一方面影响污水中悬浮固体颗粒含量，另一方面严重影响了细菌含量。

4 对策与措施

4.1 加强精细管理做好现场管理和考核工作

针对孤东油田各联合站污水处理难度不断加大的情况，进一步加强对污水处理站的管理工作，成立有污水治理达标管理项目小组，进一步完善污水处理指标管理考核办法，制定相应工作标准，做到从污水站来水直至外输污水水质达标，每个环节都有详细的参数和操作标准。同时，加强监督检查，采取月度检查、季度评比的方法，对污水管理水平提高的污水站进行奖励，对存在问题的污水站进行考核。

4.2 调整药剂配方，筛选适合各站水质的药剂

2009年4月份“药剂—指标”承包后，4、5月份相对较好分别完成75.6%和78.7%，但是进入6月份各站指标出现下滑，因此采油厂加大了药剂配方的调整力度和实验，配合药剂投加点优化，各站都取得了一定的效果。东二、东三联从8、9月份开始含油出现明显的下降，目前东二联外输污水含油平均保持在100mg/L以下，东三联外输污水含油降至60mg/L左右。另外在调整除油剂的同时，也对杀菌剂进行了优化，根据指标变化情况及时调整杀菌剂的配方，对细菌指标的控制起到了一定的效果。

4.3 摸索污水罐最佳排泥方案，强化并规范污水站的排泥操作

由于缺少过滤设备，悬浮物控制困难，但通过加强排泥和清砂，可以起到一定的作用，从年初开始用一个月时间通过对不同排泥周期下的排泥取样分析，摸索各站最佳排泥规律，形成有效的排泥运行机制，做好排泥设施的维护保养，提高回收水质量，保持各站悬浮物指标平稳运行，采油厂悬浮物指标合格率达85%以上。

4.4 加药系统维修改造

由于药剂带有一定的腐蚀性，各站加药系统经过多年运行，管线腐蚀穿孔严重，药剂泵损坏，因设备老旧，无配件对药剂泵损坏部件进行更换，因此，通过对各污水站加药系统进行维修更新。

4.5 组织清砂工作

积极组织污水站各污水罐清砂。四座污水站共有700～5000m3沉降罐、缓冲罐20座，积砂0.1～1.0m，按照水罐积砂情况，每年做到清砂一次。对不能进行正常清砂的污水罐及时制定相应措施进行清砂，确保联站各污水罐砂厚保持在0.2m以下的正常范围内。

4.6 开展含聚污水处理药剂试验

针对含聚污水的处理问题，开展含聚污水处理药剂的研究试验。通过开展在东四联井排、东三联井排、东二联井排投加除油剂试验，药剂浓度保持在6.8mg/L时外输污水含油控制在50mg/L以内，污水含油从试验前100mg/L以上降至最低60mg/L。通过开展含聚污水药剂试验，在不增加药剂整体费用的前提下各站污水含油都有明显的下降。

4.7 及时优化杀菌剂配方，提高杀菌剂的质量

针对东一、东三联细菌指标不稳定的问题，督促厂家分析杀菌剂的适应性，调整药剂配方以提高杀菌剂的效果，达到采油厂SRB菌合格率74%以上的目标。

4.8 防腐蚀治理

2009年采油厂防腐蚀合格率一直处于较好的水平运行，对水质综合符合率起到了很大的拉升作用，要把这种优势一直保持下去，做好腐蚀机理研究和腐蚀情况跟踪，及时调整药剂，确保该项指标保持在98%以上运行。

4.9 加大水质监督考核力度

污水站要加强管理，做好收油、排泥、水质化验和水质分析工作，监控各环节参数的运行，建立完善各类基础资料，对照指标要求，做好管理措施的落实和实施。每月度组织一次污水系统专项检查，查处管理和操作问题，增强管理责任心，提高污水站运行水平，保持水质平稳。按照承包合同对承包单位实施考核，不断理顺和完善考核机制，切实发挥技术承包的作用。

4.10 开展含聚污水处理技术研究

目前含聚污水处理已经成为当前集输系统的一个重要课题。含聚污水使油水的乳化状态发生了变化，常规技术很难有效处理。通过加大含聚污水处理技术的研究，重点是气浮工艺、过滤技术、化学技术的研究，提高污水水质符合率。

4.11 开展各污水站污水处理技术承包

开展管理创新，积极推行各污水站污水处理技术承包工作。污水处理技术承包能较好地解决污水指标和成本的矛盾问题，通过这种方式使药剂厂家成为责任主体，采油厂变为监督主体，责任和风险共担。对于污水水质的管理，采油厂将指标承包给药剂厂家，由单纯购买药剂产品变为购买合格水质，因此，药剂厂家变得更有积极性，也使产品质量与指标的关系更加密切，更能适应生产需要。

4.12 实施污水处理站技术改造

开展东三联污水站技术改造和东一、东二联排泥系统技术改造项目的实施，针对东一、东二联在近几年内进行污水站整体技术改造的可能性不大的情况，建议采油厂协调资金进行局部技术改造，急需改造的项目包括东一、东二联缓冲罐维修、东一联二次除油罐收油系统改造、东一联井排加药系统改造等。

[1]毕毅,高磊,隋东.油田水质管理信息系统的开发与应用[J].石油工业技术监督,2007(12):29-31.

[2]许延军.油田污水处理质量控制技术[J].石油工业技术监督,2010(7):27-30.

[3]隆江.浅谈油田污水处理过程中的质量控制[J].石油工业技术监督,2010(7):49-50.

［4］李玉斌,李春生,罗炳富,等.某油田原油污水处理工艺与改造[J].工业水处理,2009(11):71-73.