薩北油田深度污水站處理放水站污水的現(xiàn)場試驗(yàn)

1大慶油田采油三廠 2大慶油田工程有限公司 3東北石油大學(xué)4青海油田采油二廠

薩北油田深度污水站處理放水站污水的現(xiàn)場試驗(yàn)

王巖1孫金鳳2畢航銘3郭德龍4

1大慶油田采油三廠 2大慶油田工程有限公司 3東北石油大學(xué)4青海油田采油二廠

薩北油田北二東西塊將進(jìn)行三元開發(fā)，由于已建產(chǎn)能飽和，空白水驅(qū)階段產(chǎn)出的放水站含油污水由北Ⅱ-7深度污水站直接處理。該站設(shè)計(jì)采用一級緩沖兩級過濾流程，建有2座大緩沖罐以延長污水停留時(shí)間，配備收油工藝，保證濾前水質(zhì)；采用磁鐵礦、石英砂雙濾料保證濾后水質(zhì)?，F(xiàn)場試驗(yàn)表明，北Ⅱ-7深度污水站處理含聚濃度為200 mg/L左右的放水站原水，運(yùn)行負(fù)荷率小于40%，上游來水含油量小于60 mg/L時(shí)，外輸水含油及懸浮物指標(biāo)均小于5 mg/L；運(yùn)行負(fù)荷提高至60%，上游來水含油量升至170 mg/L時(shí)，外輸水含油及懸浮物可以穩(wěn)定在15 mg/L以內(nèi)。該站投產(chǎn)運(yùn)行11個(gè)月，外輸污水始終滿足高滲透底層的注入水質(zhì)要求。

深度污水站；改進(jìn)工藝；緩沖罐；收油；淤泥堆積；薩北油田

引言

由于薩北油田北二東西塊在聚驅(qū)開發(fā)后將進(jìn)行三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)，該區(qū)塊將建設(shè)三元轉(zhuǎn)油放水站1座，深度污水站1座，三元污水站1座。由于三元污水站建設(shè)周期長，而北二東區(qū)域普通污水站已建處理能力飽和，如新建調(diào)水管道投資較高，三元污水站建成后該調(diào)水管道將被閑置。為此，新建放水站空白水驅(qū)階段產(chǎn)出的含油污水，由提前建設(shè)的北Ⅱ-7深度污水站處理，此階段外輸水含油及懸浮物指標(biāo)均需小于20 mg/L。待北Ⅱ-7三元污水站建成投產(chǎn)后，北Ⅱ-7深度污水站改為處理聚北十六污水站和北II-2污水站濾后水，外輸水含油及懸浮物指標(biāo)均需小于5 mg/L。

北Ⅱ-7深度污水處理站于2013年12月建成投產(chǎn)，設(shè)計(jì)能力為20 000 m3/d。建有1 500 m3升壓緩沖罐2座，該罐設(shè)有收油工藝，1 000 m3凈化水罐2座，500 m3污水回收池2座，?4 m石英砂一次過濾罐8座，?4 m石英砂二次過濾罐12座。污水處理流程如下：外站來水→緩沖罐→升壓泵→一次過濾罐→二次過濾罐→凈化水罐→外輸泵→聚北十六注水站。

1污水站水質(zhì)運(yùn)行情況跟蹤

與普通污水站采用兩級沉降一級過濾流程不同，北Ⅱ-7深度污水站采用一級緩沖兩級過濾流程，北Ⅱ-7深度污水站沒有沉降罐。為保證外輸水質(zhì)，上游北II-5三元轉(zhuǎn)油放水站建有5 000 m3沉降罐1座，本站建有2座1 500 m3緩沖罐，以延長污水緩沖時(shí)間。為考察實(shí)際運(yùn)行效果，投產(chǎn)后對該站的各項(xiàng)運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行跟蹤記錄并分析，結(jié)果見表1。

表1 北Ⅱ-7深度污水站水質(zhì)統(tǒng)計(jì)

1.1 收油運(yùn)行情況

該站2座緩沖罐內(nèi)設(shè)環(huán)形收油槽，配備泵吸式收油工藝。收油槽高度為10.2 m，溢流管罐底高度為10.8 m，兩者之間凈距為0.6 m左右。為防止收油泵進(jìn)氣，收油時(shí)緩沖罐液位要保證在10.5 m以上，收油液位距離溢流口僅0.3 m。由于緩沖罐沒有界面儀，難以準(zhǔn)確掌握罐頂油厚度，一旦冬季上游水質(zhì)變差、收油不及時(shí)很容易形成油蓋。按水中含油量180 mg/L、除油率50%、處理量12 500 m3/d計(jì)算，1天可產(chǎn)生罐頂浮油875 kg，已知罐體直徑13.5 m，運(yùn)行12天產(chǎn)生的油厚度即可達(dá)到10 cm。運(yùn)行初期含油量低，但為避免形成油蓋，生產(chǎn)中始終堅(jiān)持10天進(jìn)行一次收油，罐頂未形成油蓋。

1.2 緩沖除油效果

該站所在區(qū)塊已完成聚合物驅(qū)注入階段，回注地下的污水含聚濃度在200 mg/L左右。數(shù)據(jù)表明，污水站運(yùn)行初期的負(fù)荷率小于40%，上游來水含油量小于60 mg/L，污水在緩沖罐中停留時(shí)間為9 h以上，緩沖除油率可達(dá)60%，外輸水含油及懸浮物指標(biāo)均小于5 mg/L。

負(fù)荷提高至50%，上游來水含油量升至100 mg/L時(shí)，污水在緩沖罐中停留時(shí)間降至7 h，緩沖除油率降至50%，外輸水含油及懸浮物含量穩(wěn)定在9 mg/L以內(nèi)。

當(dāng)負(fù)荷提高至60%，上游來水含油量升至170mg/L時(shí)，污水在緩沖罐中停留時(shí)間降至6 h，緩沖除油率降至40%，外輸水含油及懸浮物含量穩(wěn)定在15mg/L以內(nèi)。

圖1為2014年北Ⅱ-7深度污水站來水及濾前水含油量曲線，圖2為濾后污水含油量曲線。

圖1 北Ⅱ-7深度污水站來水及濾前水含油量

圖2 濾后污水含油量

2緩沖罐運(yùn)行情況跟蹤

緩沖罐進(jìn)出口采用單喇叭口工藝，罐內(nèi)進(jìn)出水口處流速快而罐內(nèi)其余部分流速較慢，出水口高度僅為0.7 m，比常規(guī)污水沉降罐集水喇叭口工藝低0.5～0.8 m，罐底出水口周圍松散的淤泥更容易被水流帶出。

在日平均處理量9 000 m3、懸浮物含量80 mg/L、去除率50%的條件下，運(yùn)行6個(gè)月后，淤泥在罐底的堆積高度可達(dá)0.4 m。2014年7月，通過測量罐壁冷熱分界線的高度來掌握淤泥堆積情況，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：出水口以內(nèi)，遠(yuǎn)離出水口到離出水口1/4圓周處，離出水口1/2圓周處，罐壁冷熱分界線存在著由高逐漸變低再變高的規(guī)律，最高處達(dá)0.6 m，最低處不足0.2 m，這說明運(yùn)行中在罐底將會產(chǎn)生不均勻的淤泥堆積。緩沖罐沒有設(shè)計(jì)排泥工藝，在罐底淤泥堆積穩(wěn)定之后，沉降下來的污染物會進(jìn)入到過濾段。

3濾罐運(yùn)行情況跟蹤

北Ⅱ-7深度污水站建有兩級?4m雙濾料濾罐20座，一次濾罐8座，二次濾罐12座。實(shí)際運(yùn)行中將兩級過濾調(diào)整為一級過濾，將全站20座濾罐全部作為一級投用，僅反沖洗時(shí)分成兩組，每組10座交替反沖洗。濾罐運(yùn)行情況如表2所示。

表2 北Ⅱ-7深度污水站濾罐運(yùn)行情況

2014年5月，對該站濾罐進(jìn)行開罐檢查并取樣，經(jīng)檢查，濾罐內(nèi)濾料松散、無板結(jié)。水質(zhì)化驗(yàn)結(jié)果顯示，來水水質(zhì)逐漸惡化，外輸污水含油、懸浮物含量均由2 mg/L升至14 mg/L，但仍可達(dá)到普通注水站來水水質(zhì)要求。

4結(jié)論

（1）現(xiàn)場試驗(yàn)表明，北Ⅱ-7深度污水站處理含聚濃度為200 mg/L左右的放水站原水，當(dāng)運(yùn)行負(fù)荷率小于40%，上游來水含油量小于60 mg/L時(shí)，外輸水含油及懸浮物指標(biāo)均小于5 mg/L；當(dāng)運(yùn)行負(fù)荷提高至60%，上游來水含油量升至170 mg/L時(shí)，外輸水含油及懸浮物可以穩(wěn)定在15 mg/L以內(nèi)。該站投產(chǎn)運(yùn)行11個(gè)月，外輸污水始終滿足高滲透底層的注入水質(zhì)要求。

（2）在保證來水水質(zhì)的條件下，通過延長緩沖時(shí)間、增加收油工藝提高濾前水質(zhì)，采用磁鐵礦、石英砂雙濾料濾罐并調(diào)整級配保證過濾段的去除能力，可以達(dá)到利用深度污水處理站階段性處理水驅(qū)普通污水。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.8.015

王巖：工程師，2005年畢業(yè)于天津工業(yè)大學(xué)環(huán)境工程專業(yè)，從事注水污水設(shè)計(jì)工作。

（0459）5857076、whaiqun@petrochina.com.cn

2015-06-02