采出水水質影響因素分析及治理措施探討

李鵬宇

大慶油田有限責任公司第三采油廠

隨著三次采油技術在大慶油田的逐年推廣，“清配污稀”“污配污稀”注劑配制模式及過渡帶開發深度水質注入對水質的要求進一步提高。從影響水質的根本因素具體分析各污水處理站面臨的問題成為目前污水處理規劃的重點工作。為此，通過改造項目更新腐蝕老化設備設施，用已建調水管網平衡區域間污水負荷，并引進新型工藝，從根本上解決水質不能穩定達標這一主要問題。

1 污水系統地面建設現狀

1.1 整體建設現狀

截止目前，大慶油田薩北開發區建成適應五類水質[1]的污水處理站29座，總處理能力58.8×104m3/d，總體負荷率65.86%。其中水驅污水站8 座，負荷率66.7%；聚驅污水站5 座，負荷率57.6%；三元污水站4座，負荷率60.7%；深度污水站10座，負荷率54.8%（表1）。

表1 薩北開發區污水站情況統計Tab.1 Statistics of sewage stations in North Saertu Development Zone

1.2 處理工藝流程

薩北開發區普通污水站主要采用“兩級沉降[2]+一級壓力過濾”處理工藝；三元污水站[3]主要采用“兩級沉降+兩級壓力過濾”處理工藝；深度污水站主要采用“來水緩沖+兩級壓力過濾”處理工藝。詳細流程見圖1，污水處理及工藝參數見表2。

表2 薩北開發區污水處理工藝及參數Tab.2 Sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

圖1 薩北開發區污水系統工藝流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of process flow of sewage system in North Saertu Development Zone

1.3 水質現狀

隨著三元驅開發逐步推廣，三元污水站部分工藝設施逐年腐蝕老化，從而出現工藝不適應性，導致大慶油田采油三廠的三元驅污水處理綜合合格率遠低于全廠水平。見表3、表4、表5、表6。

表3 薩北開發區聚驅污水處理工藝及參數Tab.3 Polymer flooding sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

表4 薩北開發區三元污水處理工藝及參數Tab.4 Ternary sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

表5 薩北開發區水驅污水處理工藝及參數Tab.5 Water flooding sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

表6 薩北開發區深度污水處理工藝及參數Tab.6 Advanced sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

2 影響水質因素及對策

2.1 水驅全面見聚，處理工藝出現不適應性

根據開發部署情況，目前采油三廠共有6個區塊正在進行三元及聚驅開發，分別為北三東東西塊、北二東東中西塊、北過一條帶東西區、北3-1～3-3排西塊、北三西東北塊、北二西東塊（圖2）。

圖2 薩北開發區三采開發示意圖Fig.2 Schematic diagram of tertiary oil recovery development in North Saertu Development Zone

隨著聚驅進入后續水驅，弱堿三元工業推廣，聚驅及三元采出水回注至基礎及一次注水井網，導致水驅污水站出現工藝不適應性，水質無法穩定達標。

2.1.1 分質處理、分質注入、分質達標

隨著聚驅逐漸進入后續水驅以及弱堿三元工業推廣，水驅污水站達標困難的處理矛盾將從水驅見聚轉移為水驅見三元劑，污水處理難度明顯增大。為降低處理難度及影響范圍，建議研究實施三元采出水回注本區塊可行性分析，實現分質集輸、分質處理、分質注入，以從本質上解決水驅見劑、水質不能穩定達標的問題。

2.1.2 完善聚驅提溫反沖洗工藝，保障濾料再生效果

針對常溫集輸污水溫度較低、濾料脫附效果差、常規反沖洗技術[4]排油不暢等問題，在常規氣水反沖洗的基礎上，采用定期提溫反洗技術（濾料污染較嚴重時使用）。與常規40 ℃反沖洗相比，除油率及懸浮固體去除率分別提高了15%，可以有效解決冬季集輸污水溫度較低、濾料脫附效果差和反沖洗排油不暢的問題。

2.1.3 調整污水處理負荷，控制水質指標

結合含聚污水處理負荷經驗表以及污水系統見聚濃度和水質處理現狀，按照“高含聚降負荷、低含聚提負荷”的思路，在滿足開發生產的前提下，降低高含聚站場負荷以保證水質達標，提升低含聚站場負荷保證系統均衡，實現常態化、動態化的優化運行調整。

2.2 工藝設施腐蝕老化嚴重，各段工藝問題突出

沉降段的附屬工藝老化嚴重，除油、除雜質效率偏低，主要問題包括：腐蝕老化嚴重、伴熱運行效率較低，收油效果不佳；調節堰處于外部環境，易腐蝕、損壞，調節開關量困難，影響正常收油；排泥效果不好、排泥工藝應用效率低，影響沉降效果，室外閥門管理難度大，污泥無后續處理措施；沉降罐無法及時收油、排泥，造成有效容積縮減，沉降時間不足，除油、除懸效果明顯下降，直接影響濾前水質，給過濾段增加負荷。

過濾段的篩管堵塞嚴重、結構存在優化空間，主要問題包括：現有篩框內部無法收油，過濾，反沖洗作業時均會造成二次污染，影響濾料再生及反沖洗效果；篩管是由碳鋼和不銹鋼組合而成，容易形成電偶腐蝕，導致過濾罐篩管沉積堵塞；過濾罐上、下篩管破損和堵塞，易造成濾料跑漏，反沖洗憋壓等情況發生，直接影響過濾罐處理能力以及濾料再生效果，最終導致濾后水質超標。

2.2.1 逐年安排污水工藝改造規劃

結合老油田調整改造及產能，實施調節堰、收油、伴熱、排泥改造；結合站場維修改造及科研項目，實施濾罐改造；結合生產清淤，拆除滑泥板、排泥閘門等排泥設施。工藝改造進度見表7。

表7 污水系統改造進度統計Tab.7 Statistics of sewage system renovation progress

2.2.2 沉降罐和過濾罐的改造方法

沉降罐采用串聯無縫鋼管，適當降低收油高度、配合伴熱多點布置收油；采用新材質調節堰，減緩污水對調節堰的腐蝕速度；停用排泥工藝，拆除附屬排泥設施，定期人工清淤，針對清淤滯后問題，實施含油污泥減量化處理。

過濾罐的現有篩框內部無法收油，過濾、反沖洗作業時均會造成二次污染，影響濾料再生及反沖洗效果。為此，改變內襯管材質以防止腐蝕發生，將過濾罐篩管改為不銹鋼材質

2.3 上游脫水影響原水含油指標，下游水質受到制約

隨著三采開發不斷深入，脫水器受采出液性質波動及溶解氣的影響，運行逐漸不平穩，高壓低、電流高，絕緣吊柱燒損率逐漸上升。2021 年三元系統共更換絕緣吊柱627個，外輸污水沉降罐含油超標，污水系統受波及情況嚴重，導致水質無法穩定達標。三元污水站各段水質數據見表8。

表8 薩北開發區三元污水站各段水質數據Tab.8 Water quality data of each section of ternary sewage station in North Saertu Development Zone

2.3.1 完善老化油工藝，保障三元脫水系統平穩運行

調整三元污水站沉降罐收油外輸方向，同時調整污油回收站外輸油方向，進一步降低老化油對三元電脫水器的影響（圖3）。

圖3 老化油系統關系調整示意圖Fig.3 Schematic diagram of adjustment of relationship in aging oil system

對三元老化油處理系統增設循環處理模式，經處理后合格的老化油直接外輸，跨越電脫水器，同時對回收油泵加裝變頻或更換小排量收油泵（圖4）。

圖4 老化油系統優化改造示意圖Fig.4 Schematic diagram of optimization and reconstruction of aging oil system

通過對老化油系統的不斷摸索，總結出老化油小排量單獨循環處理模式，最大程度地降低老化油對三元脫水系統影響，現場運行后電脫水器倒電場次數明顯減少（圖5）。

圖5 電脫水器倒電場次數對比Fig.5 Comparison of times of inverted electric field of electric dehydrator

2.3.2 改造溶解氣脫工藝設施，降低對脫水系統影響

為驗證溶解氣析出對脫水效果影響，先期在北Ⅱ-2 脫水站通過工藝調整，將已建三元原水系統的600 m3污水沉降罐調整為原油緩沖罐，以實現低含水原油進入脫水器之前將溶解氣排出。結合改造效果，后期在北Ⅲ-3 脫水站進行了溶解氣脫除改造，流程見圖6。

圖6 溶解氣脫除改造流程示意圖Fig.6 Schematic diagram of transformation process of dissolved gas removal

2.4 三元洗井廢液循環進入系統導致污水處理難度增加

隨著三元復合驅的大面積開發，洗井廢液[5]量不斷加大，廢液中的PAM、油、雜質等通過常規方法難以去除，循環進入系統易造成環境污染，回收處理難度較大。

2.4.1 開展三元洗井廢液現場試驗

三元洗井廢液通過進液泵進入一級廢液處理單元微納米氣泡釋放區，再溢過隔板進入收油除渣區，一級出液經導流管進入二級處理單元，依次循環進入下一級[6]。微納米氣泡釋放區產生的微小氣泡，可將懸浮油及小塊油渣集于廢液表面，在收油除渣區利用自動收油裝置回收外排，可連續不間斷收油，避免廢液表面油塊凝結。密度大的固化物沉降于裝置底部，通過排污管線外排。

在工藝段中取來液、多相除油裝置出液、降黏裝置出液三個取樣點，進行取樣分析（圖7）。

圖7 三元洗井液現場實驗示意圖Fig.7 Schematic diagram of field experiment of ternary well flushing fluid

為了優選出合理、高效的處理流程，本次按照時間和處理工藝流程的順序共分三個試驗階段，對來液、多相除油裝置及降黏裝置出液中的含油量、懸浮物含量、黏度的變化做了數據統計及分析。

2.4.2 試驗結論

在處理量為2 m3/h的條件下，采用“來液→降黏裝置→多相除油裝置”相對于“來液→多相除油裝置→降黏裝置”處理工藝，平均含油量去除率提高了4.4%，平均懸浮物的去除率提高了3%，除油及懸浮物效果明顯，平均黏度去除率降低了2%，降黏效果稍差，優選出“來液→降黏裝置→多相除油裝置”作為最終處理工藝。

2.5 三采開發工業化推廣導致污水供注失衡及解決對策

根據地質開發預測，結合深度水與水驅產水用量對比關系，對含油污水產、注平衡情況進行分析。從圖8 可以看出近年污水供注失衡問題突顯，亟待補充深度水源。要解決這個問題，需對已建地面污水站進行維保或新建污水站以提升供水能力，利用微生物技術處理含聚污水補充深度水源。

圖8 2021年薩北開發區含油污水產、注平衡情況Fig.8 Production and injection balance of oily sewage in North Saertu Development Zone in 2021

2.5.1 維保建設地面污水站

第三采油廠通過工程建設項目對北Ⅱ-2 地面污水站進行改造更新，確保該處理站能力恢復至2.0×104m3/d。然后依托排水修渠、施工取土建成北六地面污水站1 座，設計能力2.5×104m3/d。地面調水的整體思路為利用已建較為完善的區域間調水管網，地面污水站[7]向水驅普通注水站補水，關聯的普通污水站節省出的水源可以向深度污水站補充。因此，北Ⅱ-2 地面污水站輻射范圍為北二東、北二西、東過及北三東部分區域，建成的北六地面污輻射范圍為北過、北三西、北三東局部區域。

2.5.2 利用微生物技術處理污水，補充深度水源

將微生物技術進行現場應用[8]，對聚驅污水深度處理。將生化處理工藝與油田普遍采用的罐式結構裝置相結合，利舊污水站沉降罐進行改造，無需新建微生物反應處理池，改造成本低、難度小。建成一座700 m3溶氣凈化罐、一座1 000 m3溶氣生物凈化罐、一座1 000 m3生物強化處理罐、一套固液凈化裝置以及后續二級過濾系統，對選取破乳菌群的適應性進行檢測。菌群在聚合物濃度為600 mg/L、溫度為25～35 ℃、pH 值6～9、礦化度3 000～13 000 mg/L 的條件下均具有良好的適應性，能夠適應污水的水質條件，滿足本次研究的需求。對原油降解菌群的適應性進行檢測，菌群在聚合物濃度為600 mg/L、溫度為25～35 ℃、pH值6～9、礦化度3 000～13 000 mg/L 的條件下均具有良好的適應性，能夠適應污水的水質條件，也滿足本次研究的需求。

溶氣凈化裝置主要利用溶氣氣浮在微溶氣作用下回收污水中的污油。溶氣凈化裝置出水可自流進入后續處理單元，所收污油通過污油槽由出油管收集至儲油罐，污泥由排泥系統收集經排泥管定期排至站內回收水池。

溶氣生物凈化裝置是將傳統沉降罐內部的中心筒改為溶氣收油部分，沉降區部分加裝生物填料，改裝為生物處理部分。來水首先由下而上進入氣浮區去除大部分浮油，后經氣浮區中上部的通道由上而下進入生物破乳區；在破乳菌群的作用下，乳化油被破乳上浮分離，廢水經下部集水管收集后可自流進入下游處理單元，收集的原油由收油槽經出油管進入儲油罐，污泥經排泥管定期排入站內回收水池。

生物強化處理罐來水經進水管進入中心筒，再由布水管進入生物強化處理裝置內，經生物強化處理去除水中的大部分殘余污油及其他有機污染物，并依靠菌群的降解作用，將水中的微小有機懸浮物降解或轉化為脫落菌膜，極少的浮渣經收渣槽通過出渣管流入排泥管，最后排入站內回收水池，生物系統出水可自流至固液分離凈水裝置。

生化處理工藝可有效改善聚驅污水水質狀況。根據實際情況，聚驅污水也可作為深度水源。規劃對聚北Ⅲ-1 污水站實施微生物處理工藝改造，解決現有三級沉降系統管理難度大、水質不能穩定達標問題，預計2022年8月施工完成。

3 展望及建議

結合近年薩北開發區污水處理現狀及存在的問題，需進一步跟蹤脫水站老化油及溶解氣的治理效果，提升原水達標率，結合產能、老改逐年推進污水站場改造維護，恢復系統處理能力，重點跟蹤大罐微生物生化處理含聚污水效果，總結分析改進措施，學習借鑒先進技術和成果，保障油田開發注入水質需求。

管理上“控上游、強中游、保下游”，扎實推進各項治理措施，嚴格減量化質量監督制定管理制度，強化外來液處理。委托水務公司接收、處理壓裂返排液、大修泥漿；嚴控上游來水質量，制定考核辦法，全力推進站內施工改造，強化存油管控；有序開展濾罐清洗，維修工作，物理、化學殺菌同步進行，有效提升硫酸鹽還原菌合格率；強化立式容器清淤，避免二次污染；對儲水罐進行收油，形成管控機制，儲水罐保持高液位運行，儲水空間得到有效利用。

由于三元采出液成分復雜，固體雜質含量高，影響原油脫水效果，影響三元用加熱爐提溫效果及使用壽命，嚴重影響外輸污水水質，對下游污水系統帶來較大負擔。前期所做大站回摻、老化油工藝優化、脫氣改造等工作實際上都沒有從根本上解決三元采出液處理困難的問題。從現場運行效果來看，三元用脫水、加熱設備處理量達不到設計能力，建議根據三元采出液物性研制專門的處理設備，在未來三元處理站所設計上多考慮備用設備，以降低處理負荷率的模式提高處理效果。建議改進三元污水站過濾罐內部結構，采用多層靜態切割鋼片代替過濾罐攪拌器，并取消篩管布水和排油器，改為反沖洗頂部排水和擋水板布水結構。