含油污水处理系统分析及优化措施,职称论文

含油污水处理系统分析及优化措施,职称论文内容摘要：因产能措施井增加，大量的压裂液进入污水系统，导致采出水的黏度增大、乳化严重，已建污水处理系统工艺难以适应，污水水质达标率低。为解决此问题，大庆油田采油九厂加大新技术应用力度，引进高精滤技术，利用改性陶瓷膜颗粒抗污染能力强、过滤精度高的特点，以此取代常规的核桃壳、石英砂、磁铁矿等颗粒滤料。通过对含油污水处理系统进行分析，确定不同污水处理工艺的除油沉降段、过滤段的技术界线，在这里基础上强化水质节点管理，优化污水系统运行参数，全力推进注水质量提升，保障十三五期间含油污水综合达标率稳步提升，污水水质达标率保持在90%以上。本文关键词语：含油污水；工艺流程；适应性评价；解决措施；Abstract:Duetotheincreaseofthewellsforassuranceofoiloutput,alargeamountoffracturingfluidentersintothesewagesystem,resultingintheincreasedviscosityofproducedwater,severeemulsification,difficultyinadaptingtotheprocessoftheestablishedsewagetreatmentsystem,andlowqualityofsewage.Inordertosolvetheaboveproblems,theapplicationdegreeofnewtechnologyisincreased,andahighprecisionfiltertechnologyisintroduced.Itusesmodifiedceramicmembraneparticleswithstronganti-pollutionabilityandhighfiltrationaccuracytoreplacetheconventionalwalnutshell,quartzsand,magnetiteandotherparticlefilters,andthroughtheanalysisofoil-bearingsewagetreatmentsystem,thetechnicalboundariesofoilremovalsettlementsectionandfiltrationsectionofdifferentsewagetreatmenttechnologiesaredetermined.Onthisbasis,waterqualitynodemanagementisstrengthened,theoperationparametersofsewagesystemareoptimized,andtheimprovementofwaterinjectionqualityispromotedwithallefforts.Bydoingso,duringthe14thFive-yearPlanperiod,thecomprehensivecompliancerateofoilysewagecanbesteadilyimproved,andthecompliancerateofsewagewaterqualitycanbemaintainedatabove90%.Keyword:oilysewage;processflow;adaptabilityassessment;countermeasure;目录1污水深度处理工艺11.1两级沉降一两级压力过滤工艺21.2溶气气浮-两级压力过滤I艺21.3溶气气浮-高精滤过滤工艺22存在的一些主要问题33解决措施44结束语5文内图表6表1大庆油田采油九厂含油污水深度处理站统计6以下为参考文献7大庆油田采油九厂已建含油污水处理站6座，总处理能力13100m3/d,实际处理污水能力10390m3/d,平均运行负荷率为79.3%.为保证油田稳产，大规模压裂等各类作业措施井增加，导致采出水的黏度增大、乳化严重，采出水在油水分离和悬浮物去除的难度上增加，污水处理工艺难以适应。十三五期间，该厂通过加大新技术应用力度，强化水质节点管理，优化运行参数，全力推进注水质量提升工作，含油污水综合达标率稳步提升，由61.4%提升至94.4%.1污水深度处理工艺污水深度处理工艺主要有下面三种：自然沉降-混凝沉降-两级压力过滤；溶气气浮-两级过滤；溶气气浮-混合罐-高精滤过滤。详见表1.Tab.1StatisticsofoilysewagedepthtreatmentstationsinDaqingOilffieldNo.9OilProductionPlant表1大庆油田采油九厂含油污水深度处理站统计1.1两级沉降-两级压力过滤工艺采出水黏度在0.74mPas左右；采出水中油Zeta电位为-16.07~-37.35mV;矿化度在3000~6000mg/L,采出水呈碱性，pH值平均在8.2左右，粒径中值为2.7~28.4m.随着外围油田的深切进入开发，为了知足低浸透油层的注水水质要求，采油九厂2000年开场建设采出水深度处理站，主要采用两级沉降、两级压力过滤工艺。该工艺主要在龙一联、新一联应用。1.1.1两级沉降工艺〔1〕自然沉降罐。水中含油量在1~4h时随沉降时间延长呈下降趋势，在4h后含油量无明显变化趋势；水中悬浮固体在1~2h时随沉降时间延长呈下降趋势，在4h后悬浮固体无明显变化趋势。自然沉降罐设计停留时间应为4h.〔2〕混凝沉降罐。含油量对加药后絮凝体沉降效果有显著影响。含油量100mg/L时，絮体下沉，水中悬浮絮体较小；含油量在100~300mg/L时，絮体有上浮有下沉，水中悬浮絮体较多；含油量300mg/L时，絮体上浮，水中悬浮絮体较少。〔3〕絮凝剂。絮凝剂有两大类，无机絮凝剂以聚合氯化铝为主，有机絮凝剂主要为聚丙烯酰胺类，包括阳离子、阴离子、非离子以及共聚PAM.药剂复配使用会增加絮凝剂的协同效应，改善单一药剂的使用效果。药剂挑选试验表示清楚阳离子聚丙烯酰胺效果好于阴离子、非离子和共聚PAM[1,2],并且阳离子度越大效果越好。沉降工艺采用聚合氯化铝、有机阳离子聚丙烯酰胺〔相对分子质量1000104~1200104〕加药体系[3].加药浓度在19.6~35.2mg/L,无机、有机絮凝剂加药比为40∶1~60∶1.〔4〕来水适应性。来水含油量在100~350mg/L、悬浮物含量在50~100mg/L时，两级沉降段出水含油量为20~86mg/L、悬浮物含量为25~50mg/L,两级沉降出水水质不能稳定到达滤前水质20.20的指标；当来水含油量100mg/L、悬浮物50mg/L,油厚0.3m、污泥厚0.5m时，两级沉降出水含油量20mg/L、悬浮物含量20mg/L,能稳定到达滤前水质20.20的指标。压裂返排液回收量占污水处理总量百分比1%~4%时，统计龙一联检测数据悬浮固体达标率91.7%,含油达标率97.9%.近3年龙一联污水系统年回收压裂返排液最高3.52104m3,总来水量220.41104m3,龙一联回收压裂返排液占总来水量比为1.6%,系统运行缺乏1年，过滤罐出现憋压问题，过滤罐压差为0.1MPa;龙一联2022年回收压裂返排液2.12104m3,总来水量205.81104m3,2022年龙一联回收压裂返排液占总来水量比为1.0%,系统运行1年，过滤罐压差为0.1MPa.新一联老污水系统总计接收压裂返排液量2.49104m3,压裂返排液回收量占污水处理总量百分比最高达17.2%时，滤料污染、憋压，出水水质无法实现稳定达标。〔5〕沉降段运行效果分析。自然沉降罐含油去除率7.2%~23.9%,悬浮物去除率11.6%~19.0%;混凝沉降罐含油去除率9.3%~24.4%,悬浮物去除率2.0%~44.8%.沉降罐收油、清淤不及时易造成沉降系统去除率低，十分是混凝沉降罐长期不清淤，易造成加药后构成的絮体无法有效分离、污水混层的问题，造成混凝沉降罐检测出水水质比进水水质差的问题。1.1.2过滤工艺采用两级压力过滤工艺，一级过滤主要采用核桃壳过滤罐，二级过滤采用双层滤料过滤罐。过滤主要以滤料外表截留作用为主。核桃壳过滤罐设计填料厚度1.4m,均质滤料；双层滤料过滤罐设计填料厚度1.15m,采用不同规格垫料层，滤层厚度0.8m.〔1〕核桃壳过滤罐。过滤罐随滤速增加纳污量降低，滤速6m/h时纳污量最大。滤速超过15m/h时，反冲洗周期下降至19h下面；滤速为12m/h时，反冲洗周期接近24h,其纳污量相对滤速15m/h增加9.0%.从现场运行情况看，最佳设计滤速应为12m/h.〔2〕双层滤料过滤罐。过滤罐随滤速增加纳污量降低，滤速4m/h时纳污量最大。滤速超过8m/h时，反冲洗周期下降至19h下面；滤速为6m/h时，反冲洗周期接近24h,其纳污量相对滤速8m/h增加10.5%.从现场运行情况看，最佳设计滤速应为6m/h.〔3〕反冲洗方式优化。单一强度反冲洗以水流的剪切力为主。通过反冲洗机理研究，充分利用滤料间的摩擦力、滤料间的碰撞力和水流的剪切力的作用，开展变参数反冲洗现场试验。现场试验优选确定三梯次反冲洗运行参数：一阶反冲洗强度采用7.5L/〔m2s〕，以摩擦力为主；二阶反冲洗强度10L/〔m2s〕，以碰撞力为主；三阶反冲洗强度14L/〔m2s〕，以水力剪切力为主。采用三阶梯反冲洗技术后，相对单强度反冲洗核桃壳过滤罐悬浮固体去除率提高了18.3%,油去除率提高了10.7%;双层滤料过滤罐悬浮固体去除率提高了32.4%,油去除率提高了15.3%.〔4〕反冲洗周期优化。反冲洗周期主要受滤床纳污量、过滤速度等因素影响。为方便管理，通过现场试验归纳出过滤罐运行压差控制原则：核桃壳过滤罐正常过滤压差0.08MPa〔最高过滤压差0.10MPa〕，双层滤料过滤罐正常过滤压差0.06MPa〔最高过滤压差0.10MPa〕。1.1.3工艺适应性评价〔1〕普通含油污水。来水水质含油量100mg/L、悬浮物含量50mg/L时，两级沉降-两级压力过滤工艺能稳定到达8.3.2注入水水质，滤料更换周期3年。〔2〕含压裂返排液污水。自然沉降-混凝沉降-两级压力过滤工艺，接收压裂返排液回收量占污水处理总量4%〔体积分数〕时，能保障污水系统出水水质稳定达标，压裂返排液全年回收量占污水全年处理总量1%时，可保障污水系统滤料稳定运行1年。1.2溶气气浮-两级压力过滤工艺1.2.1溶气气浮工艺为了适应含油污水水质的变化，大庆油田采油九厂2018年应用了溶气气浮技术，取代射流气浮和横向流除油工艺。随着溶气量增加、溶气压力变大，溶气量和溶气释放效果均加强。溶气气浮装置的溶气压力在0.2~0.3MPa时出水水质不稳定，溶气压力现场执行参数应不低于0.3MPa[4,5].气浮箱体内部出现乳白色的沸腾状微小气泡时，到达最佳运行状态，现场参考气水比为10%~12%[6].设计回流比为20%~30%,现场试验20%、25%和30%三个回流比参数，随着回流比升高，出水水质的悬浮固体和含油的去除率也相对较高。因而，在来水水质恶化、出站水质不稳定时，应提高气浮的回流比参数以保障污水处理站出站水质的稳定。通过比照相对分子质量500104~600104和1000104~1200104的有机阳离子絮凝剂的处理效果，500104~600104相对分子质量的絮凝剂相对1000104~1200104相对分子质量的絮凝剂除油率和除杂率分别提高了38.1和11.8个百分点。相对分子质量低，生成的絮体小，更易气浮分离。气浮工艺采用聚合氯化铝、有机阳离子聚丙烯酰胺〔相对分子质量500104~600104〕加药体系。加药量在22.4~36.6mg/L,无机、有机絮凝剂加药比为10∶1~20∶1.工艺对水量变化抗冲击能力较差，前端应设计来水缓冲罐。可适应悬浮物含量120mg/L、含油量150mg/L的来水水质，通过调整加药量，保障气浮出水到达20.20标准，含油去除率83.8%,悬浮物去除率85.8%.1.2.2工艺适应性评价〔1〕普通含油污水。来水水质含油量150mg/L、悬浮物浓度120mg/L时，溶气气浮-两级压力过滤工艺能稳定到达8.3.2注入水水质，滤料更换周期3年。〔2〕含压裂返排液污水。2021年11月新肇联大量回收压裂返排液，占处理量17.6%~38.5%,污水系统出水水质悬浮固体、含油均无法稳定达标，开罐检查发现筛管堵塞、滤料污染问题突出。1.3溶气气浮-高精滤过滤工艺1.3.1高精滤工艺气、水反冲洗特点为脉冲塌陷气洗和不〔微〕膨胀冲洗。高精滤过滤技术设计反洗水量占比为4%~5%,现场运行反洗水量占比均值3.9%〔常规压力过滤为12%~20%〕。高精滤采用纳米镀膜不定型复合滤料，材质为改性微孔陶瓷均质颗粒，孔隙率为73%~82%,抗剪切强度3.98MPa,滤料填料高度即滤料的有效过滤厚度。过滤精度不仅受滤料颗粒直径影响，也受过滤途径影响。微孔陶瓷滤料因具有较高的过滤途径，所以可采用较大的颗粒直径。微孔陶瓷均质颗粒的直径为1~3mm,低于石英砂最小颗粒直径0.5~0.8mm,低于磁铁矿颗粒直径0.25~0.5mm.现场检测纳米镀膜不定型复合滤料压实时间为1.5h,核桃壳滤料、双层滤料压实时间分别为1h和1.5h.设计最高运行压差为0.05MPa,现场最高运行压差可达0.30MPa,而核桃壳滤料、双层滤料现场检测最高运行压差分别为0.08MPa和0.06MPa.微孔陶瓷滤料深床过滤的特性使其能承受更高层次的运行压差。1.3.2工艺适应性评价与常规的两级沉降-两级过滤工艺相比，混合罐兼具混凝沉降和缓冲提升的作用，除油沉降段设计可减少一级工艺；高精滤滤料密度与水几乎一样，有更深的过滤途径，有效过滤层3.0m,与常规压力过滤有效过滤层几十厘米相比，滤层的纳污能力更高层次，设计过滤级数可由常规两级过滤减少到一级过滤。现场运行滤速10m/h,检测高精滤出水水质，悬浮物固体和含油量去除率分别为38.7%和54.0%,出水悬浮物固体含量均值1.9mg/L,含油量均值2.3mg/L,高精滤出水水质稳定到达8.3.2注入水水质指标要求。新一联污水系统回收处理压裂返排液，来水含聚浓度87.86mg/L,在一样进水水质的情况下，两级沉降-两级过滤工艺出水粒径中值为2.7m,溶气气浮-高精滤过滤工艺出水粒径中值为1.3m,气浮-高精滤工艺有较高的过滤精度。气浮-高精滤工艺处理污水压裂液占比3.3%~22.7%时，系统运行相对稳定，滤料不用化学清洗、不需更换，而两级沉降-两级过滤工艺无法保障出水水质，滤料污染问题较为严重。压裂返排液占处理液量大于10%时，高精滤出水水质综合达标率为85%,压裂返排液占处理液量小于10%时，高精滤出水水质综合达标率为100%.2存在的一些主要问题〔1〕大规模集中压裂期，大量压裂液无法全部处理、回注。〔2〕污水系统老化严重。采油九厂3座污水处理站运行时间均在15年以上，沉降罐附件及工艺管线腐蚀老化，如水箱腐蚀渗漏，罐壁出现砂眼等。近5年来，管线穿孔65处，罐壁砂眼113处，阀门渗漏35处，增加了日常管理难度。〔3〕沉降罐液位不易控制。由于沉降罐出水调节堰在系统投运稳定后很少再动用，检查各站都存在调节堰锈死问题。收油现场依靠调节沉降罐进出口阀门控制沉降罐液位，沉降罐液位不易控制，造成收油难度大的问题。〔4〕溶气气浮装置采用机械曝气，易造成气泵结垢、泵轴腐蚀损坏。通过垢样检测分析，包括二氧化碳、重质油、化合水以及少量的硫、氟、氯等，剩余物质中钙、镁垢类含量较多。〔5〕出站水质在输送经过中存在二次污染问题，导致注水井井口水质超标。3解决措施〔1〕完善加药工艺。大规模压裂时，来水含油乳化严重，仅靠调整絮凝剂加药量无法保障出站水质稳定达标，需要在系统内投加反相破乳剂[7,8],以有效改善油包水或水包油乳液的界面张力，使污水内的胶体颗粒脱稳，通过进一步的化学桥链使油水及杂质分离。现有常规处理工艺，设计上没有考虑反相破乳剂的投加工艺，建议考虑增加反相破乳剂的加药流程。〔2〕微孔陶瓷均质滤料与核桃壳滤料、石英砂、磁铁矿滤料相比杂质去除率更高层次，过滤精度更高层次〔0.1~1.0m〕，无需化学清洗，滤料再生能力更强，将在杏西联污水站进一步加大新技术的应用力度。同时，选择压裂返排液污水回注区块，压裂返排液经处理后到达20.20标准进行回注。根据开发预测，针对已建压裂返排液处理站处理能力和污水处理站接收能力缺乏，已建压裂返排液处理站冬季无法正常运行的问题，选择砂体发育零散、连通差，注水开发已进入特高含水期，常规注水调整难以改善开发效果的区块回注压裂返排液。采油九厂在北部油田塔3、塔20区块以及新站油田的4口回注井建设集中处理回注工艺。〔3〕更换沉降罐附件。利用老区改造及生产维修项目，对腐蚀、老化严重的水箱、布水器、出水调节堰等附件进行更换和修复。〔4〕液位连锁控制保障沉降罐收油液位。建议沉降罐出口安装电动控制阀，用沉降罐液位来控制出口阀门的开度，使沉降罐液位始终保持在收油槽上部，实现连续收油。〔5〕定期拆卸清洗溶气泵，一般清洗周期为1~4个月；投加阻垢剂，配套建设加药装置、加药管线；采用鼓风机曝气技术替代机械曝气技术，加气点由回流泵前改为回流泵后。4结束语为实现十四五期间含油污水综合达标率稳步提升，应强化上游,实现油系统平稳供水，油系统来水水质控制在含油量100mg/L、悬浮物浓度50mg/L;优化中游,优化加药制度、反冲洗制度、完善污水站一站一方案制度，保障污水站出站水质；控制下游,加强注水罐清淤工作，以及每年春秋两季两次对注水管线进行冲洗，降低水质二次污染。以下为参考文献[1]吴迪。化学驱采出水特性和清水剂研究进展[C]//大庆油田核心技术人才优秀科技论文优选，北京：石油工业出版社，2020:1328-1337.WUDi.Acriticalreviewoncharacteristicsofandclarifyingchemicalsforproducedwatersfromchemicalfloodingreservoirs[C]//SelectedtechnicalpapersoftechnicalelitesinDaqingOilfield,Beijing:PetroleumIndustryPress,2020:1328-1337.[2]王临红，赵振兴，韩桂华，等。含油污水除油净水技术研究与发展[J].工业水处理，2005,25〔2〕：5-8.WANGLinhong,ZHAOZhenxing,HANGuihuan,etal.Treatmenttechnologyandresearchonoil-bearingsewage[J].IndustrialWaterTreatment,2005,25〔2〕：5-8.[3]宋群华，李国勇，王超。延长油田污水处理工艺升级改造研究[J].油气田地面工程，2022,38〔6〕：39-44.SONGQunhua,LIGuoyong,WANGChao.UpgradingandreformingstudyonthesewagetreatmentprocessinYanchangOilfield[J].Oil-GasFieldSurfaceEngineering,2022,38〔6〕：39-44.[4]VALADEMT.Pretreatmenteffectsonparticleremovalbyflotationandfiltration[J].Journal-Am