大庆油田水处理站参考文档

1、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

2、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,35,2,自然沉降,混凝沉降,重力过滤,1,3,混凝沉降,气浮选机,压力过滤,6,4,混凝沉降,压力过滤,2,5,横向流聚结除油器,压力过滤,6,6,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

3、量,1,自然沉降,混凝沉降,压力过滤,23,2,横向流聚结除油器,压力过滤,4,3,一级沉降,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,32,2,常规处理后来水,单层石英砂,单层石英砂,7,3,常规处理后来水,核桃壳过滤,双层滤料过滤,5,4,常规处理后来水,双向过

4、滤,双向过滤,3,5,常规处理后来水,压力颗粒滤料过滤,改性纤维球过滤,5,6,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,2,10,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,

5、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,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,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,16,2,锰砂过滤,纤维球,纤维束过滤,12,3,锰砂过滤,核桃壳过滤,纤维球过滤,11,4,锰砂过滤,纤维球过滤,精滤器,3,5,锰砂过滤,锰砂过滤,双膨胀精滤器,1,6,锰砂过滤,1,7,纤维球过滤,2,8,锰砂过滤

6、,精滤,膜过滤,4,9,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,1.0

7、mPa.s,以上,油珠颗粒细小：粒径中值由水驱,35m,左右，降到,10m,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,1,4m,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,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,5.0

8、mPa.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,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

9、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,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

10、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

11、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,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,m2,0.02,0.02,0.1,0.1,0.3,0.3,0.6,0.6,指标,悬浮物颗粒直径中值,m,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

12、油量,mg,L,5.0,8.0,10.0,15.0,20.0,平均腐蚀率,mm,a,0.076,SRB,菌,个,mL,25,25,25,25,25,腐生菌,个,mL,n,102,n,102,n,103,n,103,n,104,铁细菌,个,mL,n,102,n,102,n,103,n,103,n,104,注：表中,0n,10,含聚合物注入水水质控制指标,项目,空气渗透率，m2,0.1,0.1,0.3,0.3,0.6,0.6,指标,悬浮物颗粒直径中值,m,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

13、.0,平均腐蚀率,mm,a,0.076,SRB,菌,个,mL,102,102,102,102,腐生菌,个,mL,n,102,n,102,n,103,n,104,铁细菌,个,mL,n,102,n,102,n,103,n,104,注水含聚最低界限,聚合物含量,20mg,L,注：表中,0n,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,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,含聚高渗透指标变严，含油量、悬浮,固体由,双,30,变成,双,20,新标准规定“污水中含聚合物浓度达,到,20 mg/L,即定义为含聚污水,将,水

14、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

15、十分严重,四、节点管理法加强水处理各环节管理,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,500,mg/L,水,驱,300,mg/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,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

16、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,

17、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,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,GB 50428,2007,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,GB 5

18、0183,2004,中,6.4.1,条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应,超过,0.8,m,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,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,放水,站的收油试验。通过沉降罐连续收油，使,沉降

19、罐处理后的水质得到了明显改善,0,10,20,30,40,50,60,1,3,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23,25,27,29,加连通前的滤前含油,加连通后的滤前含油,采油八厂永一联合站在,2008,年采用浮筒式收油,运行结果表明，夏季运行平稳，冬季由于油温低，浮,球存在卡塞失灵的情况而无法使用,采油五厂利用调节出水堰板或调节沉降罐液位实,现连续收油，先收到污油罐，再用收油泵连续输至脱,水站，目前运行平稳,推荐使用,调节出水堰板或调节沉降罐液位实现,连续收油，先收到污油罐（防止泵抽空），再用收油,泵连续输至脱水站,完善沉降罐排泥工艺,近几年部分站通过在污水站的沉降罐底部安

20、,装负压排泥或穿孔管排泥工艺设备，配套完善污,泥浓缩工艺，实现了定期排泥。对尚未实现工艺,改造的站严格按油田含油污水处理站收油、排,污及清淤管理规范，定期人工清淤,含油污水处理站执行合理的清淤制度，减,少截留物在系统内的循环量，保证水质处理的,效果,沉降罐每季度排泥一次；横向流除油器每,周一次；回收水罐每天,3,天一次；每年入冬前对,积泥池清淤一次；回收水池每两年进行一次清,淤,沉降罐排泥技术,负压排泥盘示意图,静压穿孔管示意图,排泥工艺主要有三种：静压穿孔管、负压式、泵吸,式排泥工艺,泵抽排泥是在沉降罐底部设集泥坑，待集泥坑污泥,集满后，利用沉降罐外部的吸泥泵将污泥抽出，排至污,泥浓缩罐或污

21、泥池,泵抽排泥工艺图,泵抽沉降罐排泥技术,静压穿孔管排泥是在沉降罐底部设多根开孔的管道,每根引至沉降罐外部，待沉降罐底部集泥后，利用沉降,罐自身的液位差将污泥排出。可单根排泥，也可多根排,泥。当污泥需要提升时，可设污泥提升泵,静压穿孔管排泥工艺图,静压穿孔管沉降罐排泥技术,负压排泥是在沉降罐外部设提升泵，将工作液提升,到沉降罐内部排泥器，排泥器在工作液的作用下形成负,压，吸出沉降罐底部污泥,负压排泥工艺图,负压沉降罐排泥技术,从上表可以看出，静压穿孔管排泥技术有灵活多变的特,点，可根据后续处理工艺的不同，选择静压、泵抽,穿孔管排,泥,工艺,名,称,泵抽排泥,静压穿孔管排泥,负压排泥,优,点,污

22、泥可提升到污泥,浓缩罐,服务面积均匀，工艺简单,能够将沉降罐底部沉泥迅速,排出,服务面积均匀，污泥可,提升到污泥浓缩罐,缺,点,自耗水量大，集泥,坑数量少，服务面,积小，排泥不均,污泥只能排放到较低液位的,污泥池。如果污泥进污泥浓,缩罐，必须增设污泥泵，其,工艺也变得复杂，但与负压,排泥相比，还是简单,1,自耗水量大，排泥速,度较慢,2,由于沉降罐内安装多,个负压吸泥器，使得排,泥工艺复杂,排泥工艺对比表,及时对滤罐进行开罐检查，不断摸索和总结反冲洗的最佳模式和方法,过滤工艺是水质处理的关键环节，它主要通过过滤介质（滤料）的,吸附、絮凝、沉淀、截留等作用，去除油田注入水中的含油及悬浮杂质,达到

23、合格注水的目的,各采油厂每年,4,月开始开罐检查，重点检查滤罐,结构损坏、滤料流失和污染情况，对结构损坏的过滤,罐立项实施维修改造；对缺少的滤料及时填补，对污,染滤料进行清洗、对污染失效滤料进行更换,2005,年开始每年开罐检查，问题过滤罐的数量逐年减少,2008,年全油田对在用的,2146,台过滤罐中的,1895,台进行了开,罐检查，检查发现,18.5,座滤料缺失，比去年减少,5.2,滤罐,结构损坏的有,98,台，比去年减少,20.3,污染情况比,2007,年,减轻。开罐检查目前已在各采油厂形成制度,油田污水含聚后，滤料反冲洗再生出现困难，近几年在,现有的工艺基础上，逐步摸索适宜的滤罐清洗药

24、剂和清洗方,式，定期,1-2,月）对滤罐进行清洗，有些厂选用清洗剂浸,泡滤罐、有些厂用洗井车加热水清洗滤罐，清洗前后取样对,比发现，滤料再生率明显提高。通过滤罐清洗延长了滤料更,换周期，明显改善了过滤段水质,摸索适宜的滤罐清洗药剂和清洗方式，提高滤料,再生率,近几年随油田产能建设及老区改造，油田水处理过滤罐,实现变频反冲洗的站数逐年增加，大大减轻了一线操作人员,的劳动强度，减少了因反冲洗造成跑料的损失；油田污水含,聚后水处理站反洗参数出现了不适应、不合理情况。近年以,来加强了对过滤罐单罐化验检查，要求各站根据单罐化验结,果，及时进行反冲洗周期和强度的调整。要求各水处理站根,据的处理工艺和水质状

25、况摸索确定最佳反冲洗周期和强度,保证滤料再生，提高过滤效率,提高变频反冲洗站比例，确定水处理站过滤罐最,佳反冲洗机制,开展了过滤器反冲洗参数优化工作,通过过滤器反冲洗参数优化，使过滤器的过滤效,果得到很大提高,效果如下,优化参数使滤层污染物的残留量低，与原参数相比,滤料的含油量降低了,85,以上、含杂质量降低了,50,以上,优化参数降低了过滤压差，过滤出水含油量降低了,40,以上，过滤出水悬浮固体降低了,30,以上,优化参数比原参数可以减少,20,的自耗水量,石英砂滤罐反冲洗机制对比示意图,0,4,8,12,16,20,0,5,10,15,20,25,运行时间(min,反,冲,洗,强,度,L,

26、s,m,2,原参数,优化参数,0,1,2,3,4,5,6,7,8,9,0,1,2,10,16,17,时间（min,反,冲,洗,强,度,L,s,m,2,优化后,核桃壳滤罐,反冲洗曲线图,0,1,2,3,4,5,6,7,8,0,1,16,17,18,33,34,时间,min,反,冲,洗,强,度,L,s,m,2,优化前核桃壳滤罐反冲洗曲线图,大庆油田已经进入水驱、聚驱并存的开发阶段，随着油田聚,合物驱、特别是三元复合驱开采区块增多，聚合物驱、三元复,合驱采出水处理工艺中存在颗粒滤料过滤器反冲洗再生效果差,过滤效果不好和反冲洗过程中的憋压、跑料等问题，针对该,问题应用了气水反冲洗再生技术,该技术可以将

27、聚合物驱、三元复合驱采出水处理工艺中其它,反冲洗再生方法不能再生出来污染颗粒滤料干净彻底再生出来,使滤料表面残余含油量达到,0.04,节省反冲洗自耗水量,70,该技术在原工艺流程中接入供气设备就可以实现气水反冲,洗再生，工艺和过滤器内部,不用改造,过滤罐应用了气水反冲洗技术,水反冲洗后滤料情况,气水反冲洗后滤料情况,微絮凝过滤技术效果显著,微絮凝过滤技术是将混凝和过滤过程在滤罐内同步完成,的一种新型接触式过滤工艺技术，即投加少量的絮凝剂,使悬浮于污水中粒径较小的悬浮物形成微絮凝体。微絮凝,体附着在滤层顶部形成网状结构的新滤床，使滤层具有截,留、捕获微小悬浮物的作用,目前大庆油田含油,污水中悬浮

28、固体含量,低，并且在水中沉降,特性非常差，基本呈,悬浮状态。如：南八,联含油污水处理站中,的悬浮固体沉降特性,0,5,10,15,20,25,30,0.2,0.4,0.6,0.8,1,1.2,1.4,1.6,1.8,高度（m,悬,浮,固,体,含,量,静止沉降,7h,结果,沉降柱,采油六厂在喇十七深度污水处理站、喇,2,污水处理站开展了微絮凝过滤技术现场试验，取,得了显著效果。如：在喇十七深度污水处理站进,行了整站加药试验，在加药浓度,2.1mg/L,条件,下，外输水含油量平均由,6.5mg/L,下降到,1.5mg/L,悬浮物平均含量由,14.4mg/L,下降到,4.7mg/L,严格药剂和滤料管

29、理,部份厂实现了对化学药,剂实行费用专项化管理,由厂生产管理部统一调配,监督实施运行，入厂药剂,化验室全部检测，不合格,退货，到站药剂必须要配,伍检验，合格后才可真正,使用,水处理站用化学药剂和滤料是水处理的关键物资，为,保证质量，油田公司编制下达了油田水处理药剂技术管,理规定和油田水处理用滤垫料管理规定,滤料须是招标与公司,组织现场实地考查后选定,的供货厂家，并坚持多年,不变。每批滤料必须通过,物资管理中心的进货检验,和现场填装前厂管理部与,质量部组织的二次检验,不合格滤料均退货处理,强化原油破乳和悬浮固体絮凝作用,针对采出液脱水系统水中含油和乳化程度不稳定问题,一是,脱水前强化,原油破乳,

30、以中,112,转油放水污水站为,例，在地面掺水中投加自主研发的油水分离剂,SP1004,后,显著降低了水处理设施的负担，明显改善了处理后采出水,的水质,二是,沉降前强化,悬浮固体脱稳絮凝,针对含聚合物采出,水处理后悬浮固体含量达标率低的问题，含聚合物采出水,和三元复合驱采出水采用了最新研制的复合清水剂,CF1001,可显著改善处理后采出水的水质，过滤后采出水的含油量,和悬浮固体含量可以达到水驱采出水回注高渗透层的水质,指标,采用物理杀菌方法降低运行成本,在采油一厂、二厂,四厂、五厂、六厂进行了,变频电脉冲,紫外线联合,杀菌现场工业性试验，试,验效果良好，目前已在全,油田,70,多座污水站推广应

31、,用,为解决化学杀菌成本高、易产生抗药性问题,变频电脉冲杀菌器具有施工,简单、不受来水水质影响、运,行费用低的特点，可抑制细菌,繁殖，并对管壁污垢和附着菌,有剥离作用；紫外线杀菌器具,有杀菌率高，细菌可以直接达,标的特点。物理杀菌比化学杀,菌运行成本降低,90,左右,干剂配制加药技术自动化程度高，设备结构简单、体积小、安,装方便，适用于溶解和连续添加药剂的工艺流程。采油五厂在杏,15,一采出水处理站采用了絮凝剂干粉配制加药装置，由于絮凝剂干,粉为絮凝剂水剂的原药，这样既可以,保证药剂的质量,同时也,节省,储药间及加药装置,占地面积,减轻,工人添加药剂的,工作量,以处理,量,10000m3/d,

32、污水站为例：投加絮凝剂水剂为每天,400,公斤，而投加,干粉絮凝剂只要,13,公斤，装一次干粉可以用,7,天,降低工程投资,及,运行费用,达到同等水质指标：该站的絮凝剂水剂吨水处理成本为,0.116,元，使用干粉絮凝剂吨水处理成本为,0.053,元，吨水处理成本下,降,0.063,元,应用干剂配制加药技术,注水干、支线的冲洗,和注水井洗井，是防止含油污水处理站处理,后水质至井口注入沿程二次污染的主要手段,过去对注水干、支线，管理要求各采油厂每,年进行,1-2,次冲洗，厂油田管理部门和质量,安全环保部门负责制定运行计划并组织实施,注水井洗井管理也制定了严格的注水井洗,井管理规定，开发部检查执行情

33、况,对注水干、支线定期冲洗,进入,2003,年后，由于环保原因，管线冲洗和,洗井受到严重影响，为改善水质状况各厂积极尝试,新的方法，管线在加大非金属材质应用力度外，还,应用了空穴射流清洗、接临时管线将冲干线水就近,回输系统等方法。注水井洗井，先后试验洗井车,罐车洗井、简易洗井设备处理后用水龙带输回系统,等方法，较好地改善了注水井水质状况,五、加强水质监督工作,1,水质监督建立公报制度,为保证水质稳定达标，必须加强水质监督管理，多年的实践说明,水质监督与考核、先进站评比是行之有效的管理方法,处理站每天进行一次油岗来水化验，主要监测含,油和悬浮物，发现问题及时与油岗协调或向油田管理,部汇报；每月对

34、单台过滤罐进行一次化验含油、悬浮,物含量的监测，及时掌握过滤罐的工作状况；每季度,对单台除油罐进行一次出口监测，主要化验含油和悬,浮物，检查加药效果、收油、排泥效果,厂中心化验室每月对各污水处理站的水质情,况进行一次取样化验，主要监测含油、悬浮物,硫酸盐还原菌的指标。掌握紫外线杀菌装置的运,行情况,厂、矿工作人员不定时进行抽查化验，有效,杜绝现场化验不及时或不化验的情况的发生,采油厂每月必须将水质达标情况及未达标站,措施进度、需协调解决的问题形成情况反映、水,质公报经主管领导签发后上报开发部,开发部每季度组织,大庆油田化学剂及水处理质量,检验中心,对全油田水处理站进行水质检查，主要监测,含油、

35、悬浮物、硫酸盐还原菌、含聚及硫化物等指标,并发布水质监督公报，要求各厂对不达标站制定措施,限期整改,水质监督控制指标严格执行大庆油田油藏水驱,注入水水质指标及分析方法,现场监督化验方法,执行油田注水水质两项指标现场监督检测方法,水质考核取样地点,水处理站水质取样地点为各水处理站的总出口,为了及时掌握注入水沿程变化状况，各注水站结合生产,实际，确定,1-2,座配水间（或注水井井口）做为动态监测点,与采油厂（分公司）级监督检测时间一致，同步进行,水质考核现场取样要求,各级管理人员现场检测水质应提前,2.5,小时通知水处理,站生产岗位,生产岗位应停止反冲洗,2,小时以上,现场检测取样必须,2,人以上

36、,对相同的测试项目的取样瓶的外观、规格必须统一,规范了,考核操作要求,为了,奖优罚劣”，油田公司采取了“评选先进,站”的办法，极大地调动各站水质管理的积极性,达到保证水质达标的目的,评选,制度执行情况,基础工作,技术指标,安全工作,员工素质,先进站,油田公司通过抽调有经,验的各厂管理专家，组织,评比检查。按成绩公布检,查结果，奖励先进，先后,推广了,节点管理法,等先,进管理方法，达到互相学,习，共同提高的,目的,坚持先进站评比,为了加强各采油厂对水质工作的高度重视，油公司编制,了,水质检查与考核细则,油田公司开发部，每半年对各采,油厂（分公司）的水质管理工作进行一次检查考核，并发布油,田公司水质考核公报。各采油厂（分公司）每季进行一次检查,考核，并发布厂水质管理与检查公报。各采油矿（作业区）每,月进行一次检查考核。各级管理人员结合油田水质状况，进行,不定期抽查,每年开发部根据年初下达的考核指标，组织严格的水质考,核，并上报企管法规部作为各厂的经营考核指标，严格与奖金,挂钩,3,水质达标率严格考核,六、加强员工技术培训,近几年来,随着水处理新工艺新技术的推广应用,以及地面,工