孤東采油廠污水處理現(xiàn)狀及對策分析

朱益飛 董玉忠 楊梅（中國石化勝利油田孤東采油廠）

隨著油田開發(fā)進程的加快，油田廢水日益增多，嚴重地污染了生態(tài)環(huán)境。油田廢水水質復雜[1]，含有石油破乳劑、鹽、酚、硫等污染環(huán)境物質。油田廢水一般具有以下特征：含油量高（1000mg/L）；礦化度高（20 000～50 000mg/L）；pH值偏堿（7.5～8.5）；廢水中含有細菌（硫酸鹽還原菌SRB5-10μm）等。

油田污水主要包括原油脫出水（又名油田采出水）、鉆井污水及站內其它類型的含油污水。油田污水的處理依據(jù)油田生產(chǎn)、環(huán)境等因素可以有多種方式。當油田需要注水時，油田污水經(jīng)處理后回注地層，此時要對水中的懸浮物、油等多項指標進行嚴格控制，防止其對地層產(chǎn)生傷害。石油生產(chǎn)企業(yè)大部分集中在干旱地區(qū)，水資源嚴重缺乏，如何將采油過程中產(chǎn)生的污水變廢為寶，具有十分重要的現(xiàn)實意義[2]。

采用注水開采的油田，從注水井注入油層的水，其中大部分通過采油井隨原油一起回到地面，這部分水在原油外運和外輸前必須加以脫除，脫出的污水中含有原油，因此被稱為油田采出水[3]。隨著油田開采年代的增長，采出液的含水率不斷上升，有的區(qū)塊已達到90%以上，這些含油污水已成為油田的主要注水水源。隨著油田外圍低滲透油田和表外儲層的連續(xù)開發(fā)，對油田注水水質的要求更加嚴格。油田污水處理的目的是去除水中的油、懸浮物、添加劑以及其它有害注水、易造成注水系統(tǒng)腐蝕、結垢的不利成分。所采用的技術包括重力分離、粗?；?、浮選法、過濾、膜分離以及生物法等十幾種方法[4]。各油田或區(qū)塊的水質成分復雜、差異較大，處理后回注水的水質要求也不一樣，處理工藝應有所選擇。因此，開展污水水質指標分析，加強污水水質達標治理，已成為石油開發(fā)企業(yè)一項重要的研究課題。

1 孤東采油廠污水處理現(xiàn)狀

1.1 污水處理設備現(xiàn)狀

目前孤東采油廠共有污水站5座,設計污水處理能力148 700m3/d，實際處理污水142 300m3/d，污水外輸管線1.15 km，污水外調線33 km。污水處理工藝主要采用重力沉降和化學除油相結合的方法。投加的化學藥劑主要有除油劑、緩蝕劑、殺菌劑三種。水質指標執(zhí)行C3標準?，F(xiàn)有常壓拱頂沉降除油罐14座，壓力除油罐34座；污水緩沖罐10座；事故罐4座；污水外輸泵20臺。

1.2 污水指標完成情況

2009年孤東采油廠污水水質指標平均合格率計劃76%，實際完成76.1%；采油廠平均腐蝕率計劃90%，實際完成98.7%。其中東一聯(lián)污水站、東三聯(lián)污水站和KD18號污水站污水水質平均符合率指標未達到計劃指標標準要求，分別為66.7%、72.3%和81.7%，與標準要求相比分別差6.3%、0.7%和8.3%。各污水處理站污水水質綜合指標完成情況見表1。

表1 2009年采油廠污水水質綜合指標完成情況

2 污水水質處理現(xiàn)狀

2.1 水質指標

采油廠2008年度各污水處理站污水水質綜合指標完成情況見表2。

表2 2008年采油廠水質綜合指標完成情況

2008、2009年采油廠污水水質指標合格率對比見表3。

表3 采油廠2008年、2009年污水水質指標合格率對比

2.2 各聯(lián)合站污水處理工藝分析

污水處理工藝分析主要是對聯(lián)合站污水處理量、污水處理設施狀況、沉降能力等情況進行統(tǒng)計分析。

2.2.1 東一聯(lián)污水站

東一聯(lián)污水站1988年12月建成投產(chǎn)，設計污水處理能力4×104m3/d，實際處理污水4.4×104m3/d，主要采用重力沉降加過濾處理工藝，目前主要工藝流程：

東一聯(lián)污水站采用重力沉降處理工藝，油站來水和分水器來水經(jīng)兩座5000m3一次除油罐和兩座3000m3二次除油罐處理后，進緩沖罐經(jīng)水外輸泵外輸?shù)阶⑺?。目前污水超負荷運行，一次除油罐除油率較高，平均80%左右，二次除油罐收油困難，除油率較低，平均20%左右，緩沖罐單罐運行，容積小基本沒有除油功能，見表4。

表4 東一聯(lián)各級除油設備進出口含油情況統(tǒng)計

2.2.2 東二聯(lián)污水站

東二聯(lián)污水處理站于1991年9月建成投產(chǎn)，設計污水處理能力4×104m3/d，實際處理污水3.7×104m3/d，主要采用重力沉降、密閉壓力沉降加過濾處理工藝，2002年12月改造完畢投入使用，改造后主要工藝流程：

東二聯(lián)污水站采用重力沉降處理工藝，分水器來水進入2#油罐，后經(jīng)兩座5000m3一次除油罐進緩沖罐，經(jīng)水外輸泵外輸進注水罐，壓力除油罐和壓力濾罐腐蝕損壞嚴重、內部結構倒塌完全喪失處理作用已全部停運。進出口含油情況見表5。

表5 東二聯(lián)各級除油設備進出口含油情況統(tǒng)計

2.2.3 東三聯(lián)污水站

東三聯(lián)污水處理站于1992年11月建成投產(chǎn),設計污水處理能力4×104m3/d，實際處理污水3.8×104m3/d，主要采用重力沉降、密閉壓力沉降加過濾處理工藝，2003年8月改造完畢投入使用，改造后主要工藝流程：

東三聯(lián)目前污水站采用重力沉降處理工藝，壓力除油罐和壓力濾罐腐蝕損壞嚴重、內部結構倒塌完全喪失處理作用已全部停運。一次除油罐出口含油176mg/L左右，除油率為62%左右，緩沖罐出口含油92mg/L左右，除油率為47%左右，見表6。

表6 東三聯(lián)各級除油設備進出口含油情況統(tǒng)計

2.2.4 東四聯(lián)污水站

東四聯(lián)污水處理站于1995年11月建成投產(chǎn),設計污水處理能力4×104m3/d，實際處理污水1.3×104m3/d，主要采用重力沉降+化學藥劑處理工藝,2007—2008年進行了改造，改造后主要工藝流程：

東四聯(lián)污水站改造后，水站運行整體來說比較平穩(wěn)，外輸含油基本在50mg/L以下，一次除油罐出口含油118mg/L左右，除油率為60%左右，二次除油罐出口含油69mg/L左右，除油率為42%左右，緩沖罐出口含油39mg/L左右，除油率為41%左右，見表7。

表7 東四聯(lián)各級除油設備進出口含油情況統(tǒng)計

2.2.5 KD18號污水站

KD18號污水處理站于2008年8月于建成投產(chǎn)，設計污水處理能力0.37×104m3/d，實際處理污水0.33×104m3/d，主要采用重力沉降加過濾處理工藝，目前主要工藝流程：

KD18號污水處理站的一次除油罐為700m3立式除油罐，二次除油罐為700m3混凝沉降罐，緩沖罐為300m3污水緩沖罐，污水外輸泵為100m3/h和50m3/h流量的離心泵各兩臺，排泥泵為1臺150m3/h流量的離心泵，污水加藥裝置共5套。由于該站投入運行時間短，各系統(tǒng)目前運行情況良好，見表8。

表8 KD18號站各級除油設備進出口含油情況統(tǒng)計

2.3 處理藥劑適應性分析

2009年三防藥劑計劃費用1 898.54萬元，優(yōu)化后實際發(fā)生費用1 750.2萬元。除KD18號站外，2009年采油廠各站聚合物仍呈上升趨勢，藥劑配伍性和投加量都不能滿足含聚污水的處理要求，給污水水質處理帶來了很大難度。

3 污水處理系統(tǒng)存在的主要問題

1）東一聯(lián)由于2#緩沖罐罐底、罐壁存在腐蝕穿孔的情況，700m3緩沖罐單罐運行沒有備用罐，液位波動較大，污水運行不平穩(wěn)。

2）東一聯(lián)兩座3000m3除油罐的不能正常收油，造成污水指標會出現(xiàn)間斷性的波動。

3）東一聯(lián)分水器加藥系統(tǒng)存在加藥泵排量不足、流程不完善等問題，影響井排除油劑的投加效果。

4）東一聯(lián)2座一次除油罐出口閥門損壞無法關嚴，無法停運清砂。

5）東二聯(lián)2座緩沖罐罐頂腐蝕穿孔嚴重，目前無法上罐量油已影響正常運行。

6）東三聯(lián)1#污水罐進口閥門閘板脫落，污水無法正常進入。

7）東三聯(lián)緩沖罐進口閥門節(jié)流，在污水站整體改造計劃階段時不能得到實施的情況下，需進行更換。

8）東一、東二、東三聯(lián)污水罐排泥工藝落后，排泥效果差，污水罐內污泥堆積速度快，一方面影響污水中懸浮固體顆粒含量，另一方面嚴重影響了細菌含量。

4 對策與措施

4.1 加強精細管理做好現(xiàn)場管理和考核工作

針對孤東油田各聯(lián)合站污水處理難度不斷加大的情況，進一步加強對污水處理站的管理工作，成立有污水治理達標管理項目小組，進一步完善污水處理指標管理考核辦法，制定相應工作標準，做到從污水站來水直至外輸污水水質達標，每個環(huán)節(jié)都有詳細的參數(shù)和操作標準。同時，加強監(jiān)督檢查，采取月度檢查、季度評比的方法，對污水管理水平提高的污水站進行獎勵，對存在問題的污水站進行考核。

4.2 調整藥劑配方，篩選適合各站水質的藥劑

2009年4月份“藥劑—指標”承包后，4、5月份相對較好分別完成75.6%和78.7%，但是進入6月份各站指標出現(xiàn)下滑，因此采油廠加大了藥劑配方的調整力度和實驗，配合藥劑投加點優(yōu)化，各站都取得了一定的效果。東二、東三聯(lián)從8、9月份開始含油出現(xiàn)明顯的下降，目前東二聯(lián)外輸污水含油平均保持在100mg/L以下，東三聯(lián)外輸污水含油降至60mg/L左右。另外在調整除油劑的同時，也對殺菌劑進行了優(yōu)化，根據(jù)指標變化情況及時調整殺菌劑的配方，對細菌指標的控制起到了一定的效果。

4.3 摸索污水罐最佳排泥方案，強化并規(guī)范污水站的排泥操作

由于缺少過濾設備，懸浮物控制困難，但通過加強排泥和清砂，可以起到一定的作用，從年初開始用一個月時間通過對不同排泥周期下的排泥取樣分析，摸索各站最佳排泥規(guī)律，形成有效的排泥運行機制，做好排泥設施的維護保養(yǎng)，提高回收水質量，保持各站懸浮物指標平穩(wěn)運行，采油廠懸浮物指標合格率達85%以上。

4.4 加藥系統(tǒng)維修改造

由于藥劑帶有一定的腐蝕性，各站加藥系統(tǒng)經(jīng)過多年運行，管線腐蝕穿孔嚴重，藥劑泵損壞，因設備老舊，無配件對藥劑泵損壞部件進行更換，因此，通過對各污水站加藥系統(tǒng)進行維修更新。

4.5 組織清砂工作

積極組織污水站各污水罐清砂。四座污水站共有700～5000m3沉降罐、緩沖罐20座，積砂0.1～1.0m，按照水罐積砂情況，每年做到清砂一次。對不能進行正常清砂的污水罐及時制定相應措施進行清砂，確保聯(lián)站各污水罐砂厚保持在0.2m以下的正常范圍內。

4.6 開展含聚污水處理藥劑試驗

針對含聚污水的處理問題，開展含聚污水處理藥劑的研究試驗。通過開展在東四聯(lián)井排、東三聯(lián)井排、東二聯(lián)井排投加除油劑試驗，藥劑濃度保持在6.8mg/L時外輸污水含油控制在50mg/L以內，污水含油從試驗前100mg/L以上降至最低60mg/L。通過開展含聚污水藥劑試驗，在不增加藥劑整體費用的前提下各站污水含油都有明顯的下降。

4.7 及時優(yōu)化殺菌劑配方，提高殺菌劑的質量

針對東一、東三聯(lián)細菌指標不穩(wěn)定的問題，督促廠家分析殺菌劑的適應性，調整藥劑配方以提高殺菌劑的效果，達到采油廠SRB菌合格率74%以上的目標。

4.8 防腐蝕治理

2009年采油廠防腐蝕合格率一直處于較好的水平運行，對水質綜合符合率起到了很大的拉升作用，要把這種優(yōu)勢一直保持下去，做好腐蝕機理研究和腐蝕情況跟蹤，及時調整藥劑，確保該項指標保持在98%以上運行。

4.9 加大水質監(jiān)督考核力度

污水站要加強管理，做好收油、排泥、水質化驗和水質分析工作，監(jiān)控各環(huán)節(jié)參數(shù)的運行，建立完善各類基礎資料，對照指標要求，做好管理措施的落實和實施。每月度組織一次污水系統(tǒng)專項檢查，查處管理和操作問題，增強管理責任心，提高污水站運行水平，保持水質平穩(wěn)。按照承包合同對承包單位實施考核，不斷理順和完善考核機制，切實發(fā)揮技術承包的作用。

4.10 開展含聚污水處理技術研究

目前含聚污水處理已經(jīng)成為當前集輸系統(tǒng)的一個重要課題。含聚污水使油水的乳化狀態(tài)發(fā)生了變化，常規(guī)技術很難有效處理。通過加大含聚污水處理技術的研究，重點是氣浮工藝、過濾技術、化學技術的研究，提高污水水質符合率。

4.11 開展各污水站污水處理技術承包

開展管理創(chuàng)新，積極推行各污水站污水處理技術承包工作。污水處理技術承包能較好地解決污水指標和成本的矛盾問題，通過這種方式使藥劑廠家成為責任主體，采油廠變?yōu)楸O(jiān)督主體，責任和風險共擔。對于污水水質的管理，采油廠將指標承包給藥劑廠家，由單純購買藥劑產(chǎn)品變?yōu)橘徺I合格水質，因此，藥劑廠家變得更有積極性，也使產(chǎn)品質量與指標的關系更加密切，更能適應生產(chǎn)需要。

4.12 實施污水處理站技術改造

開展東三聯(lián)污水站技術改造和東一、東二聯(lián)排泥系統(tǒng)技術改造項目的實施，針對東一、東二聯(lián)在近幾年內進行污水站整體技術改造的可能性不大的情況，建議采油廠協(xié)調資金進行局部技術改造，急需改造的項目包括東一、東二聯(lián)緩沖罐維修、東一聯(lián)二次除油罐收油系統(tǒng)改造、東一聯(lián)井排加藥系統(tǒng)改造等。

[1]畢毅,高磊,隋東.油田水質管理信息系統(tǒng)的開發(fā)與應用[J].石油工業(yè)技術監(jiān)督,2007(12):29-31.

[2]許延軍.油田污水處理質量控制技術[J].石油工業(yè)技術監(jiān)督,2010(7):27-30.

[3]隆江.淺談油田污水處理過程中的質量控制[J].石油工業(yè)技術監(jiān)督,2010(7):49-50.

［4］李玉斌,李春生,羅炳富,等.某油田原油污水處理工藝與改造[J].工業(yè)水處理,2009(11):71-73.