污水精细处理提高利用率

刘 刚

(中油辽河油田金马油田开发公司，辽宁盘锦 124010)

引言

黄沙坨油田属于火山岩裂缝性边底水块状油气藏，平均中深3120m，地面脱气原油粘度6.23mPa.s，原油凝固点27℃，含蜡量9.06%。目前总井数61口，开40口，日产油水平110t/d，日产液量550t/d，日产气5.7×104m3/d，综合含水70%以上。油藏储层为沙三下段的火山粗面岩，厚度在145～501m之间，平均厚度302m，平面上分布为中部较厚，向东西两侧逐渐变薄，依据喷发期次自下而上分为三期。储集空间具有缝洞—孔隙双重介质特征，非均质性强。基质平均孔隙度为8.8%，平均渗透率为0.8×10－3μm2。因此，对回注的水质要求较高，否则将堵塞裂缝和孔洞等储集空间和油气通道，降低油田的开发效果，降低产量。因此，精细处理污水势在必行。

1.改造前存在问题

1.1 存在的问题

站内沉降分离主要依靠重力沉降(托克斯沉降分离原理)，通过物理方法使含油污水中悬浮杂质沉降分离，但粒径小的悬浮物及微小的油滴难以除去。2004年9月斜板除油罐投产后，由于污油和胶质对核桃壳滤料、金刚砂滤料危害较大，出现滤料污染、板结和滤速降低、出水水质变坏等现象，例如:2005年6月份二级过滤罐出口取样水质情况如表1所示:

表1 改造前取样水质统计表

1.2 积极分析存在问题及应对措施

(1)采取加大反冲冼强度，反洗泵排量由15m3/h提高到30m3/h;其次延长反冲冼时间，每个过滤罐反洗时间由5min增加到10min，现场其他条件没有改变，该措施于6月8日至13日实施，滤后水质情况如表2所示:

表2 加大反冲洗强度后取样水质统计表

从上图表可以看出，对污水处理采取以上措施后，水质情况仍然不好，没有见到效果。

(2)提高加药比

混凝剂加药比由100ppm提高到250ppm;助凝剂加药比由50ppm提高到100ppm;措施后水质情况如表3所示:

表3 提高加药比后取样水质统计表

从上图表可以看出，对污水处理采取以上措施后，污水机杂含量略有下降，仍然不在达标范围以内。

2.改造后污水处理流程及其优点

2.1 改造后污水处理流程

改造后污水处理流程:采油队来液→2000m3沉降罐→500m3斜板除油罐→蓄水池→一级过滤罐→二级过滤罐(五层三种滤料)→500m3注水罐→注水泵→外输至采油井。

2007年9月份对污水过滤罐进行了整改，保留了原重力式沉降流程，采用五层滤料，两层分别为无烟煤、石英砂，三层为不同直径的磁铁矿，提高了污水过滤精度，满足了低渗透油田回注污水的要求，提高了污水处理的自动化程度，减轻了操作工人的劳动强度。

2.2 结构原理及主要参数

(1)结构

三滤料全自动过滤器主要由过滤罐体、管汇、反冲洗泵和自动控制装置四大部分组成。

(2)工作原理

污水经自吸泵进入过滤器滤层，悬浮物被滤层拦截，滤后水通过集水系统从排水口排出。在过滤中，过滤器的过滤流量不变，被去除的悬浮物停留在滤床上，使过滤阻力增加，处理量降低，且影响滤后水质指标，所以应根据过滤水质情况，滤罐每间隔12～15h进行10min反冲洗滤料，以去除停留在滤床的悬浮物。通过自动控制装置设定时间，进行反冲洗。为补充反冲洗过程中的滤料损失，应定期添加滤料。

2.3 主要技术参数

单罐额定流量 25m3/h;设计压力 0.10～1.0MPa;设计温度80℃;滤前水质指标为悬浮物固体含量≤50mg/L，油含量≤20mg/L;滤后水质指标为悬浮物固体含量≤3mg/L，油含量≤5mg/L，颗粒粒径≤3μm(占总颗粒体积的85%以上);反冲洗离心泵为14.5kW。

2.4 三滤料过滤器与原过滤罐的比较

图1 改造后的过滤罐结构图

图2 改造前的过滤罐结构图

(1)改造后的三滤料过滤罐结构图如图1所示。

(2)改造前的单滤料过滤罐结构图如图2所示。

2007年9月，对二级3个金刚砂过滤罐进行了更换滤料改造，三滤料全自动过滤器填加的不是单一滤料，而是填装无烟煤、石英砂和磁铁矿等滤料，组成不同密度的上下五层滤料。根据水质要求，滤料采用不同的级配比，上层为密度较小，料径较小的轻质滤料，下层为密度较大，粒径较大的滤料。由于两种滤料的密度差较大，在水中下降速度也不同，密度大的下沉快，密度小的下沉慢。其优点是经过多个周期反冲洗后，仍能保持“轻、细”的滤料在上，“重、粗”的滤料在下的分层，形成滤料粒径自上而下由小到大的粒度阶梯滤层，提高了过滤水的穿透能力，最大限度地发挥了不同密度、不同级配指标下滤层的截污能力。通过自动装置设定每12h反冲洗一次(15min)，使滤料再生彻底，保证其过滤性能。三滤料全自动过滤器与单一滤料的过滤罐相比，具有过滤量大、滤料再生能力强的特点。单一石英砂过滤罐是以石英为滤料，截污能力差，粒径0.6～3.5mm 不等，上层0.6 ～1.2mm，中层 1.2 ～2mm，下层2～3.5mm。经过一个周期反冲洗后，根据石英砂的料径大小分层，自上而下形成粒径逐渐增大的滤层。表4是过滤罐改造后的水质情况。

表4 过滤罐改造后水质统计表

3.改造后的实施情况

三滤料过滤罐投产以后，在原有基础上，水质达标。为了节约药剂费用，现场摸索降低加药比。

3.1 根据水质情况调整混凝剂加药比，节约成本

在今年9月份三滤料过滤罐投产以后，对注水岗的混凝剂的使用情况进行了解，结果在10—20日的调查中，发现原来混凝剂的加药比偏高，于是进行摸索降低混凝剂加药比，每调整一次加药比进行密切跟踪2天污水水质化验结果。表5是混凝剂加药比调整过程中加药比与污水达标情况的对比。

表5 混凝加药比与污水达标情况对比表

在调整加药比后，我们从表中可以看出，在加药比由250ppm下调到100ppm时，污水中含油和机杂的数值均符合控制标准，在下调到90ppm时污水含油0.3mg/l符合控制标准，而机杂含量11mg/l高出了控制标准(10mg/l)。因此，在加药比控制在100ppm时，污水处理的各项指标均合格。

3.2 相应的也进行助凝剂跟踪与调查，节约药剂成本

同月15－25日的调查中，从现场采集的水质数据来看发现原来助凝剂的加药比具备下调的区间，于是进行摸索降低助凝剂加药比，每调整一次加药比进行密切跟踪2天污水水质化验结果。表6是助凝剂加药比调整过程中加药比与污水达标情况的对比。

表6 助凝剂加药比与活水达标情况对比表

在调整加药比后，我们从表中可以看出，在加药比由100ppm下调到50ppm时，污水中含油和机杂的数值均符合控制标准，在下调到45ppm时污水含油0.2mg/l符合控制标准，而机杂含量10.2mg/l高出了控制标准(10mg/l)。因此，在加药比控制在50ppm时，污水处理的各项指标均合格。

3.3 并且进行预脱水剂跟踪与调查，节约药剂成本

同月20—30日的调查中，从现场采集的水质数据来看发现原来预脱水剂的加药比具备下调的区间，于是进行摸索降低助凝剂加药比，每调整一次加药比进行密切跟踪2天污水水质化验结果。表7是预脱水剂加药比调整过程中加药比与污水达标情况的对比。

表7 预脱水剂加药比与污水达标情况对比表

在调整加药比后，我们从表中可以看出，在加药比由100ppm下调到50ppm时，污水中含油和机杂的数值均符合控制标准，在下调到45ppm时污水含油0.2mg/l符合控制标准，而机杂含量 10.2mg/l高出了控制标准(10mg/l)。因此，在加药比控制在50ppm时，污水处理的各项指标均合格。

同时，在采用了三滤料全自动过滤器后，污水处理量和污水水质均达到设计要求。过滤水悬浮固体含量、油含量、SRB等均已达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法(SY/T5329—94)》水质标准，减少了地层污染，注水压力不在升高，提高了注水量，保证产能需要，减缓了污水的腐蚀程度，延长了注水设备及注水管线的使用寿命，满足了金马油田回注污水要求。

4.结论及建议

(1)三滤料过滤器与其它污水处理设备相比具有结构紧凑、流程简单、过滤效率高、滤料使用寿命长等优点，对实现低渗透油田回注污水水质达标，简化污水处理流程，降低生产成本等具有重要意义，在油田污水处理站可推广应用。

(2)在三滤料过滤器的反冲洗作业中，因为滤料损失等原因使水质变差，需加强管理，定期添加滤料，以保证三滤料过滤器的正常运行。

(3)三滤料过滤器的运行受进水水质影响较大，污水处理工艺中混凝沉降效果直接影响滤前水质，需控制进水水质，完善工艺流程，保证滤后水质指标。

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［2］ 陈元春，吴昌志，武毅.辽河盆地黄沙坨火山岩油藏开发实践［J］.新疆石油地质，2006.

［3］ 张坤.欧利坨子－黄沙坨地区粗面岩储层裂缝特征及平面预测研究［J］.特种油气藏，2004.

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