懸浮污泥處理工藝在烏東聯合站的應用

王德海（大慶油田海拉爾石油勘探開發指揮部）

懸浮污泥處理工藝在烏東聯合站的應用

王德海（大慶油田海拉爾石油勘探開發指揮部）

為解決核桃殼過濾工藝濾后水質不達標的問題，烏東聯合站引進了懸浮污泥處理（SSF）工藝。該工藝處理能力強，濾后污油質量濃度穩定在2.0 mg/L，濾后懸浮物質量濃度穩定在1.5 mg/L，處理后水質滿足油田注水水質標準。與原處理工藝相比，其工藝流程簡單，投資省，管理操作方便，同時節省電能和藥劑消耗。

聯合站；處理；污水；電能

1 概述

含油污水處理是油田生產中一個非常重要的環節，污水處理工藝直接關系到注水質量。烏爾遜油田屬于低滲透油田，烏東聯合站原有處理工藝采用橫向流聚結除油器+三級過濾工藝。污水經泵升壓后首先進入橫向流聚結除油器，在除油器入口加除油劑和絮凝劑，使乳化油和細小懸浮物凝聚，將油、水、泥分離。出水依次進入核桃殼過濾罐、雙層濾料過濾罐及精細過濾器，濾后水進入凈化水罐，經喂液泵送至注配間回注。該工藝運行過程中存在分離效果差，過濾器堵塞，濾料板結嚴重等問題。濾后污油質量濃度達30.5 mg/L，懸浮物質量濃度為15.5 mg/L，遠遠超過油田“8·3·2”注水水質標準。

為提高濾后水質，烏東聯合站引進了懸浮污泥處理（SSF）工藝。該工藝是近幾年新興的含油污水處理工藝[1]，它主要包括加藥裝置和SSF裝置兩大部分。SSF裝置因其獨特的過濾形式和工作原理，故抗污染性強。該工藝流程簡單、投資少，運行費用低。與原處理工藝相比，濾后水質有明顯的改善，達到“8·3·2”注水水質標準。

2 SSF工藝原理

2.1 SSF工藝流程

2011年，烏東聯合站將原處理工藝改造為SSF工藝，設計處理水量為480 m3/d，采用污水沉降罐→除油緩沖罐→SSF裝置→重力式石英砂單閥濾罐過濾流程（圖1）。

首先，投加凈水劑使污水中部分溶解狀態的污染物和膠體顆粒（包括乳化油）吸附出來，形成微小懸浮顆粒；然后，采用絮凝劑和助凝劑將污水中各種膠粒和懸浮顆粒凝聚成大塊密實的絮體；再依據同向凝聚和過濾水力學等流體力學原理，在SSF裝置內使絮體和水快速分離。絮體在頂部形成懸浮污泥層，污水經該懸浮污泥層凈化之后，再進入單閥濾罐過濾，濾后水質達到“8·3·2”注水水質標準。

2.2 理論依據

1）斯托克斯定律。水中顆粒懸浮物的沉降速度可由公式（1）求得：

式中：u——顆粒沉降速度，m/s；

d——顆粒直徑，m；

ρ1——顆粒密度，kg/m3；

ρ——液體密度，kg/m3；

g——重力加速度，m/s2；

μ——液體黏度，Pa·s。

2）同向凝聚理論。因流體擾動使顆粒之間碰撞而結合的結果稱之為同向凝聚。同向凝聚發生的流體動力學條件是流體在層流狀態，而SSF裝置獨有的內部結構能夠使流體呈層流狀態。

依據斯托克斯定律和同向凝聚理論，當加藥后的污水由底部進入SSF裝置固液分離組件，由于組件的特殊構造，水流方向發生很大變化，造成較強烈的紊動。污水中污泥顆粒正處于前期絮凝階段，隨著絮凝不斷進行，污泥顆粒越來越大。污泥的絮凝過程到了后期絮凝階段，紊動的不利影響越來越大，與絮凝過程的要求相適應，這時混合液流過組件彎折，流速大大降低，且流動開始趨于緩和。因此，在固液分離組件下部的底層里，絮凝作用已基本完成。絮凝成形的污泥顆粒在不斷上升的過程中，密度越來越大，流速越來越小。慢慢開始沉降的污泥顆粒還會被罐底不斷涌入的污水的上升水流所沖擊，當重力與向上的沖擊力相等時，污泥保持動態的靜止，于是形成一個有化學活性的懸浮污泥層[2]。隨著絮體由下向上運動，使泥層的下表層不斷增加、變厚。同時，隨著罐體的旁路流動，引導著懸浮泥層的上表層不斷流入中心接泥桶，懸浮污泥層達到一個動態的平衡（圖2）。

圖1 懸浮污泥處理工藝流程

圖2 SSF裝置結構示意圖

所有經過混凝的污水都必須通過此懸浮泥層過濾，才能升流到罐體上部的清水匯集區，它十分成功地將懸浮膠體顆粒、絮體、細菌菌體等雜質全部攔截住，使出水水質達到深度處理的水平。中心接泥桶中的污泥流入污泥濃縮室，待自然沉降后，上清液經澄清出水管線流出，底部污泥經排泥管線流入污水池。

3 SSF工藝現場試驗

3.1 取樣及檢測

每隔4 h分別從SSF裝置進水口及出水口取樣，檢測污油及懸浮物質量濃度，檢測結果平均值作為每天的檢測數據。污水中污油質量濃度采用分光光度計測定，檢測方法采用SY/T 0530—93《油田污水中污油質量濃度測定方法（分光光度法）》；懸浮物質量濃度采用濾膜過濾法測定，檢測方法參照SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》。在來水量和加藥量保持穩定的情況下，分別對SSF裝置和單閥濾罐進水、濾后污油和懸浮物質量濃度進行檢測。

3.2 處理效果

1）除油。改造前原過濾工藝對污油去除效率較低，進水污油質量濃度為220.5 mg/L，濾后污油質量濃度為30.5 mg/L，去除率僅為86.1%，且指標嚴重超標。改造后進水污油質量濃度為84.1 mg/L，濾后污油質量濃度為2.4 mg/L，去除率為97.1%，低于設計指標5 mg/L，遠低于“8·3·2”注水水質標準，SSF裝置除油取得了較好的效果（圖3）。

2）除懸浮物。改造前進水懸浮物質量濃度為98.5 mg/L，濾后懸浮物質量濃度為15.5 mg/L，去除率僅為84.3%，且指標嚴重超標。改造后進水懸浮物質量濃度為81.5 mg/L，濾后懸浮物質量濃度為2.2 mg/L，去除率達97.3%，小于設計指標3 mg/L，處理效果較好（圖4）。

圖3 SSF裝置濾后污油質量濃度變化曲線

圖4 SSF裝置濾后懸浮物質量濃度變化曲線

3）自2011年新工藝改造完成后，通過近5年運行，目前濾后污油質量濃度穩定在2.0 mg/L，濾后懸浮物質量濃度穩定在1.5 mg/L，運行情況良好（圖5）。

圖52016 年濾后懸浮物質量濃度和污油質量濃度變化曲線

3.3 確定合理的加藥質量濃度

污水站投產初期進行6個多月現場藥劑優選和優化試驗，需投加凈水劑、絮凝劑和助凝劑三種藥劑。加藥濃度直接影響污水中絮體的凝結及懸浮污泥層的形成，進而影響過濾效果；因此，需要確定合理的加藥濃度。

采取固定兩個變量，改變一個變量方法確定每種藥劑合理的加藥質量濃度，實驗結果見表1至表3。

1）凈水劑藥劑實驗。通過實驗發現如下規律：凈水劑加藥質量濃度在37.5 mg/L以上時，濾后水質指標能夠達到“8·3·2”注水標準；加藥質量濃度超過50 mg/L時，污油和懸浮物質量濃度有所增加，給水質帶來污染并加大藥劑成本，合理加藥質量濃度為45.8 mg/L（圖6）。

圖6 凈水劑不同加藥質量濃度下水質處理效果曲線

2）絮凝劑藥劑實驗。通過實驗發現如下規律：絮凝劑加藥質量濃度在30 mg/L以上時，濾后水質指標能夠達到“8·3·2”注水標準；加藥質量濃度超過38 mg/L時，污油和懸浮物質量濃度有所增加，給水質帶來污染并加大藥劑成本，合理加藥質量濃度為35.0 mg/L（圖7）。

3）助凝劑藥劑實驗。通過實驗發現如下規律：助凝劑加藥質量濃度在2.5 mg/L以上時，濾后水質指標能夠達到“8·3·2”注水標準；加藥質量濃度超過5 mg/L時，污油和懸浮物質量濃度有所增加，給水質帶來污染并加大用藥成本，合理加藥質量濃度為3.8 mg/L（圖8）。

表1 凈水劑不同加藥質量濃度下水質處理效果統計

表2 絮凝劑不同加藥質量濃度下水質處理效果統計

表3 助凝劑不同加藥質量濃度下水質處理效果統計

圖7 絮凝劑不同加藥質量濃度下水質處理效果曲線

圖8 助凝劑不同加藥質量濃度下水質處理效果曲線

3.4 影響處理效果的主要因素

1）正常排泥對SSF裝置處理效果的影響。SSF裝置主要利用投加的藥劑形成污泥層，達到凈化水質的目的。設計考慮將SSF裝置產生的污泥定時排入80 m3污泥濃縮罐。每天排泥時間為10 min，排泥量2 m3，排出的污泥進入污泥濃縮罐存儲。達到指定存儲量后，通過疊螺式脫泥機將污泥壓縮成泥餅裝車外運，產生的污水自流進污水池。若每天排泥不及時或不充分，會造成污泥聚集，影響懸浮污泥層的動態平衡，進而影響過濾效果。因此，需要通過觀察SSF裝置污泥室上部澄清出水水質，確定排泥是否及時和充分。

2）藥劑的影響。致密的懸浮污泥層是由污水中的污泥及混凝藥劑形成的絮體本身組成，且凈水劑、絮凝劑和助凝劑的投加量也將直接影響絮體的形成和大小，從而影響過濾效果。因此，需在現場進行藥劑配伍，并通過現場試驗進一步確定合理的藥劑投加量。

3）調整單閥濾罐反沖洗周期。投產初期，單閥濾罐反沖洗周期定為48 h。運行一段時間以后，發現濾罐表層濾料顏色由白色變為淺黃，水質也出現了波動。分析認為濾料得不到及時清洗，導致了懸浮物質量濃度上升。于是，縮短濾料反沖洗周期，由原來的48 h改為24 h，經過運行觀察，效果良好。

4 成本對比

1）投資：SSF工藝采取一級除油緩沖和一級懸浮污泥過濾處理工藝取代原有三級處理工藝。工藝流程簡單，占地少。新工藝設計處理規模為480 m3/d，總投資600萬元，與相同規模的處理工藝投資1060萬元相比減少460萬元。

2）用電單耗：現場各種機泵運行全天耗電130 kWh，其他用電10 kWh。按滿負荷處理量120 m3/d計算，處理用電單耗為1.16 kWh/m3，與原處理工藝用電單耗1.50 kWh/m3相比減少了0.34 kWh/m3。

3）藥劑成本：通過對加藥系統的調試和參數優化，最終確定加藥量為凈水劑5.5 kg/d、絮凝劑4.2 kg/d、助凝劑0.45 kg/d。凈水劑和絮凝劑4000元/t，助凝劑40 000元/t，藥劑投加成本為0.47元/m3。原處理工藝需加除油劑3.1 kg/d、絮凝劑6.2 kg/d，除油劑15 000元/t，藥劑投加成本為0.59元/m3，藥劑成本節約0.12元/m3。

5 結論及認識

1）SSF裝置在海拉爾油田目前運行穩定，除油率平均在97.1%、懸浮物固體去除率平均在97.3%，濾后水質達到油田注水水質標準，能滿足現階段油田對注水水質的要求[3]。

2）通過現場試驗和運行參數的摸索，加藥質量濃度為凈水劑45.8 mg/L、絮凝劑35.0 mg/L、助凝劑3.8 mg/L時處理效果較好。目前濾后污油質量濃度穩定在2.0 mg/L，濾后懸浮物質量濃度穩定在1.5 mg/L。

3）該工藝投資省，流程簡單，管理操作方便，無濾料堵塞和板結需定期更換的問題。用電單耗及藥劑投加成本低于原污水處理工藝。

4）SSF工藝為解決油田回注污水水質超標問題提供了一條新的技術途徑，可以考慮在低滲透油田推廣使用。

[1]張曉，唐艷生，何偉民.浮污泥過濾技術在油田污水處理中的應用與改進[J].油氣田地面工程，2013，32（10）：84-85.

[2]張勇，陳茗，姜學文.SSF污水凈化技術處理含油污水可行性研究[J].中國高新技術企業，2014，15（3）：82-84.

[3]張逢玉，呂陽，姜蔚.懸浮污泥過濾工藝在油田污水深度處理中的應用[J].現代化工，2007，27（8）：55-66.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.02.009

2016-09-09

（編輯 李發榮）

王德海，工程師，2009年畢業于中國石油大學（華東），從事地面工程、計量及節能工作，E-mail：hwangdh@petrochina.com.cn，地址：內蒙古呼倫貝爾市海拉爾區大慶油田海拉爾石油勘探開發指揮部（新區），021000。