大庆油田水处理站

大庆油田水处理管理与技术陈忠喜2009年8月大庆油田建设设计研究院一、大庆油田水处理站工艺流程二、三次采油的水质特性变化和带来的问题三、明确责任、完善标准、制定管理规范四、节点管理法――加强水处理各环节管理五、加强水质监督工作六、加强员工技术培训七、水质管理效果及体会目录大庆油田开发经历了一次采油(自喷采油)、二次采油(注水采油)、三次采油三个开发阶段。为了满足油田含油污水处理及油田注水开发的要求，根据处理原水及出水指标的不同，油田水处理系统相应建成了常规含油污水处理系统、深度含油污水处理系统、聚驱含油污水处理系统及清水处理系统。一、大庆油田水处理站工艺流程一、大庆油田水处理站工艺流程1、采出水常规处理工艺流程大庆油田目前采出水常规处理工艺主要有以下六种形式。序号采用的工艺流程数量备注1自然沉降→混凝沉降→压力过滤352自然沉降→混凝沉降→重力过滤13混凝沉降→气浮选机→压力过滤64混凝沉降→压力过滤25横向流聚结除油器→压力过滤66气浮选→压力过滤2合计52采出水常规处理站工艺流程目前大庆油田已建的水驱采出水处理站工艺主要以两级沉降与压力过滤三段处理流程为主，共计35座站，占全部采出水常规处理站的67.3%。2、聚驱采出水处理工艺流程序号采用的工艺流程数量1自然沉降→混凝沉降→压力过滤232横向流聚结除油器→压力过滤43一级沉降→二级沉降→三级沉降→压力过滤1合计28聚驱采出水处理站工艺流程随着聚合物驱油技术的大面积推广，目前全油田已建成28座聚驱采出水处理站，其中23座为二级沉降与一级压力过滤流程，占全部聚驱采出水处理站的82.1%。3、采出水深度处理工艺流程采出水深度处理站工艺流程序号采用的工艺流程数量备注1常规处理后来水→双层滤料过滤→双层滤料过滤322常规处理后来水→单层石英砂→单层石英砂73常规处理后来水→核桃壳过滤→双层滤料过滤54常规处理后来水→双向过滤→双向过滤35常规处理后来水→压力颗粒滤料过滤→改性纤维球过滤56油系统来水→自然沉降→混凝沉降→一次压力过滤→二次压力过滤12外围7座7油系统来水→横向流聚结除油器→一次压力过滤→二次压力过滤6外围6座8油系统来水→混凝沉降/曝气沉降→气浮选→一次压力过滤→二次压力过滤3外围2座9油系统来水→自然沉降→混凝沉降→核桃壳过滤→二次压力过滤→三次压力过滤210油系统来水→混凝沉降→一次压力过滤→二次压力过滤1外围1座11油系统来水→自然沉降→混凝沉降→核桃壳过滤→压力过滤→精细过滤1外围1座12油系统来水→混凝沉降→气浮选→一次压力过滤→精细过滤→膜过滤1外围1座合计78采出水深度处理站有两种工艺流程:①.两级沉降、两级过滤流程。主要应用于外围油田，该流程为普通水处理和深度处理合一流程。②.两级过滤流程。主要应用于老区油田，其来水为常规采出水处理站处理后的污水。该流程占所有采出水深度处理站的41.0%。4、地下水处理工艺流程序号采用的工艺流程数量1锰砂过滤→精滤器162锰砂过滤→纤维球/纤维束过滤123锰砂过滤→核桃壳过滤→纤维球过滤114锰砂过滤→纤维球过滤→精滤器35锰砂过滤→锰砂过滤→双膨胀精滤器16锰砂过滤17纤维球过滤28锰砂过滤→精滤→膜过滤49膜过滤6合计56地下水处理站工艺流程大庆油田地下水处理主要应用在外围油田，主要工艺为锰砂除铁加精细过滤。5、地面水处理工艺流程油田已建的地面污水处理站共计10座，正在运行的有7座。老区只有采油二厂乘风生活污水处理厂在运行；外围只有采油十厂6座处理松花江水的地面水处理站仍在运行，其采用的处理工艺为两级过滤（来水→粗滤→精滤）。二、三次采油的水质特性变化和带来的问题1、聚合物驱采出水目前采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂水驱采出水处理站全部见聚。见聚后水质特性发生了如下变化：●增加了污水粘度：由0.60～0.65mPa.s上升到1.0mPa.s以上；●油珠颗粒细小：粒径中值由水驱35μm左右，降到10μm左右；●污水Zeta电位增大：由-2.0～-3.0mv上升到-20.0mv以上；●降低了油珠浮升速度：速度变成了水驱的十分之一左右；●悬浮固体粒径变细：粒径中值1～4μm左右。这种水质特性造成原油、悬浮固体乳化严重，形成了稳定的胶体，沉降分离难度加大。２、三元复合驱采出水：●油水乳化程度高，油珠粒径小，油水分离速率低杏二中试验区为例，其水相乳化油量为水驱采出液的28倍。●油水界面界面张力低，负电性强，Zeta达到-30mV以上●水相粘度大（进站采出水粘度达到1.5mPa.s以上，单井采出液粘度可达到5.0mPa.s以上）。●分离采出水中含油量和悬浮固体含量高，去除困难。经过24h静置沉降的分离效果达不到水驱采出液经过8h静置沉降后的分离效果。３、聚表剂驱、高浓度聚合物驱采出水●初始油珠粒径变小、油水乳化程度增高；●悬浮固体不浮、不沉，去除难度增加；●沉降时间增长、油水分离难度加大。通过静止沉降使采出水中含油量降至100mg/L以下，聚合物驱采出水需要12h、而聚表剂驱采出水需要20h、高浓度聚合物驱采出水至少需要24h。由于以上水质特性的变化，导致采出水处理工艺、药剂不适应，造成处理后水质达标困难。对此，油田公司上下高度重视，从管理及技术方面开展工作，取得了显著效果。编制并实施了水质改善规划；完善了水质管理制度；开展了多项科研攻关；进行了多相现场技术改造。油田公司采取的措施：几年来对水处理系统存在的问题，加强调查与分析，本着技术是关键、改造是手段、管理是保障的水质治理思路，在科技攻关、技术改造和运行管理上下功夫，循序渐进地解决问题。“把水量当产量来管，把水质当措施来抓”的理念“综合治理、确定模式、同步推进、持续改善、确保长效”的原则大庆油田水质管理和改善总体原则：三、明确责任、完善标准、制定管理规范１、明确各级管理职责一是下达标准；二是下达考核指标三是负责日常技术管理；四是协调解决问题五是下达检测计划，并组织检测，发布检测公报。采油厂职责一是下达考核指标二是监督标准执行三是上报工作量四是负责制定整改措施，并组织实施。油田公司开发部职责采油矿(队)职责一是执行相关标准、规定；二是执行操作规程三是做好水质检测及数据录取工作，发现水质异常，及时分析存在的问题，并采取相应措施，无法解决的问题及时汇报。2、制定管理制度和操作标准为了规范油田公司水处理站管理，近两年油田公司开发部组织设计院技术人员、采油厂现场管理人员，编制完成了含油污水处理站7类站运行操作规程及资料管理规定、检查评比细则19项各类站单体设备操作标准15项对各类水处理站收油、排泥、滤料及药剂等技术管理要求形成标准24项形成了《大庆油田有限责任公司水处理注水企业标准汇编》根据地质开发需求，结合不同区块的地层条件及采出水特征，不断完善、制订适合大庆油田的水质标准。2000年结合处理工艺完成了含聚污水控制指标的试验研究。采出水含聚后根据生产实践2006年又对标准进行了修订和细分，完成了特低渗透油藏的水质标准。特低渗透油藏３、完善水质标准不含聚合物注入水水质控制指标项目空气渗透率μm20.020.02～0.10.1～0.30.3～0.60.6指标悬浮物颗粒直径中值，μm≤1.0≤2.0≤2.0≤3.0≤3.0悬浮固体含量,mg／L≤1.0≤3.0≤5.0≤5.0≤10.0含油量,mg／L≤5.0≤8.0≤10.0≤15.0≤20.0平均腐蚀率，mm／a≤0.076SRB菌,个／mL≤25≤25≤25≤25≤25腐生菌,个／mLn×102n×102n×103n×103n×104铁细菌,个／mLn×102n×102n×103n×103n×104注：表中0≤n＜10含聚合物注入水水质控制指标项目空气渗透率，μm20.10.1～0.30.3～0.60.6指标悬浮物颗粒直径中值，μm≤2.0≤3.0≤3.0≤5.0悬浮固体含量,mg／L≤5.0≤10.0≤15.0≤20.0含油量,mg／L≤5.0≤10.0≤15.0≤20.0平均腐蚀率，mm／a≤0.076SRB菌,个／mL≤102≤102≤102≤102腐生菌,个／mLn×102n×102n×103n×104铁细菌,个／mLn×102n×102n×103n×104注水含聚最低界限聚合物含量≥20mg／L注：表中0≤n＜10；三元复合驱含油注水注水指标暂时执行表2中所列指标。新修订标准具有如下特点；①.新标准比旧标准划分的等级更细，水驱由四级变成五级，含聚由三级变成四级；②.含聚高渗透指标变严，含油量、悬浮固体由“双30”变成“双20”；③.新标准规定“污水中含聚合物浓度达到20mg/L，即定义为含聚污水”。将水处理各环节管理向外延伸，前至脱水站原水后到注水井口的水质，强化系统管理，同步开展治理工作，提高目的水质达标率。水质节点管理方法，要求各联合站从本站的实际情况出发，制订符合实际的节点管理实施方案，同时将污水水质管理点前移至转油站，把油系统和水系统看作一个连续的水质管理链，并将起点（转油站）至终点（注水井）之间划分为若干个管理节点，每个节点都确定管理指标和相应的管理办法，以达到点点达标则系统达标的目的。面对新的形势污水处理过程是一个系统过程，是一个“木桶效应”，任意一个环节没有发挥作用，都将导致整个系统处理效果不理想。大庆油田进入三次采油开发阶段，采出液成分日趋复杂，污水乳化现象十分严重。四、节点管理法――加强水处理各环节管理１、从源头抓起，提高油站放水水质，降低污水站处理压力从多年管理经验看，来水含油过高会增加水处理站负担，抓水质要从油系统抓起。为严格控制来水指标，我们确定了放水站或脱水站放水管理指标分别为聚驱500mg/L，水驱300mg/L。措施效果通过几年的严格要求与考核，大多站可控制在聚驱300mg/L，水驱100mg/L以内，保证了污水处理站源头水质。同时合理调配各站放水水量，控制波动在5%以内，尽量减少水量波动对污水处理站水质处理的冲击。２、做好沉降段的收油、排泥工作，释放污水沉降空间含油污水处理站必须做好除油段（沉降罐、气浮选、横向流设备）的收油、排污及清淤工作，沉降罐上层收油和底部排泥一直是影响水质的关键环节。沉降罐的污油在罐内长期不收形成老化油，回收油泵不易回收，油内存在大量悬浮杂质、菌类、硫化物等，这种水质在系统内循环，引起水质恶化。沉降罐中的污油和污泥，占据了设备内污水沉降空间，悬浮固体随出水口进入过滤罐，增加滤罐负担，造成滤料污染。回收水池内的污泥不及时排出又会被打回沉降罐，在系统内可形成恶性循环。沉降罐上层收油和底部排泥一直是影响水质的关键环节。为解决这些问题在管理上始终坚持：采取调整沉降罐堰板高度、控制液位，更换排量不匹配的收油泵，将油直接回收到油系统的沉降罐，实现连续收油。对尚未实现连续收油改造的站，通过调节沉降罐堰板,控制沉降罐液位，油位高度控制在0.5米以下，在沉降罐顶部未形成死油时，实现连续收油。沉降罐应连续收油技术含油污水处理站沉降罐收油普遍采用提高沉降罐内液位重力式收油，污油靠重力进入污油罐再由污油泵输至脱水站。收油周期从1d到30d不等。沉降罐污油罐脱水站污油外输泵原水沉降罐污油罐脱水站污油外输泵原水含油污水站收油工艺流程图2008年1月1日实施的《油田采出水处理设计规范》GB50428－2007中规定：除油罐或沉降罐应设收油设施，宜采用连续收油，间歇收油时应采取控制油层厚度的措施。《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。沉降罐常用收油系统存在的问题●沉降罐出水调节堰调节范围不够（原设计油层厚度为1.2～1.5m），不能满足顶部积油厚度不应超过0.8m的要求；●收油周期长，未实现连续收油，间断回收对原油脱水系统产生冲击；●污油在沉降罐内停留时间长，形成老化油，常导致电脱水器垮电场，影响原油脱水系统的运行。沉降罐连续收油技术大庆油田采油一厂率先在聚南Ⅰ-Ⅰ污水站的聚驱和水驱两座污水站，对8座沉降罐采用控制沉降罐的液位高度，罐内污油直接用回收油泵外输至聚中501放