“一调、一控、一用” 确保水质达标

中国环境学会  2011年 03月30日

      13059088371 黑龙江省大庆市红岗区第二采油厂第六作业区聚南2-1 163414

  

  关键词聚驱采出液  水质  优化  CAOT  油田回注水

    聚驱采出液的处理工作通过“一调、一控、一用”等细致地管理操作,水质提高很大,再通过CAOT等新技术使用,较彻底地解决了聚驱采出液的处理净化问题,保证了油田回注水的水质,既改善了开发效果,减少了措施井数,又降低了日常维护成本,合计减少成本投入196.39万元,取得了较好的经济效益。

   

第二采油厂第六作业区聚南二一联合站,位于南三区东部,199910月投产。聚南二一联合站管理聚驱采出液放水站、常规含油污水站等5个岗位。目前,担负南三东聚区采出液处理的任务,日处理液量14000m3/d

 

一、问题提出的背景

 

近年来,随着油田开发的不断深入,改善水质日趋成为油田开发过程中的一项重要环节。聚二一联合站承接聚南3-2、聚南3-4、聚南3-8中转站采出液,放水站设计处理能力11844m3/d,污水站设计处理能力12500m3/d。日常生产运行过程中,主要存在以下问题。

1、污水处理量严重超负荷。2009年以来,由于南三东新井投产后,处理液量达到18000 m3/d,严重超负荷运行,使该站处理能力不能满足实际生产需要。

2、设备处理效率低。部分污水处理设备内部附件腐蚀严重,处理效率较低,影响污水处理效果

3、来液成分复杂。由于新井投产、措施井增多等因素影响,来液含聚浓度增高、平均380ppm,导致污水处理难度加大。

由于上述因素影响,聚南2-1污水水质状况十分严峻,放水水质平均含油量为4614mg/l,最高达到113600mg/l,外输污水含油145mg/l,清淤总量达17000m3 ,后续工艺几乎不能正常运行,导致注水质量下降,影响油田开发整体效果。所以,采取有效措施、改善注水水质,已成为摆在我们面前亟待解决的问题。

 

二、方法的主要内涵

 

实际生产过程中,我们主要采取“一调、一控、一用”的方法,改善注水水质。通过优化系统调整,加强过程控制,重视新技术应用,抓住关键环节控制,优化管理参数,合理调整结构,提高常规工艺设备的分离能力,改善油水分离效果。克服了新井投产带来的负荷大、含聚高、设备老化等困难,缓解了外输不达标对后续工艺的影响,有效改善注水水质。其主要做法如下:

 () 一调:调整优化工艺系统,改善污水来水水质

放水站放水水质直接影响污水站后续工艺的处理效果,按照规定,聚驱采出液经过放水、沉降处理后,进入污水站时水中含油量应小于500mg/l。但目前聚南2-1联放水站放水含油最多达11360 mg/l,远远超过500mg/l的标准。所以,必须采取有效手段,努力提高放水水质。

 

1、优化工艺系统调整,提高破乳效果

近几年来,聚南2-1放水站和污水站设一直处于超负荷运行。针对这一问题,对系统负荷、破乳剂配方、加药点等环节进行多次优化调整。一是调整加药点。经过反复实践摸索,把以往破乳剂加药点由聚南2-1放水站前移到聚南3-2、聚南3-4、聚南3-6三座中转站。二是调整加药比例。根据采出液特点优选调整配方和加药比例,改善油水分离效果。三是调整运行负荷。对聚南3-

2、聚南3-4、聚南3-8三座中转站负荷进行调整,系统处理液量降至14000 m3/d,水质发生明显的转变。

  1 调整破乳剂前聚南2-1联加药明细表

  项目

药剂名称

加药量(kg/d

放水含油量(mg/L

聚南3-2

聚南3-4

聚南2-1联放水站

合计

数据

SJY破乳剂

15

15

90

120

11360

2 优选破乳剂后聚南2-1联加药明细表

项目

药剂名称

加药量(kg/d

放水含油量(mg/L

聚南3-2

聚南3-4

聚南2-1联放水站

合计

数据

破乳剂

80

15

0

95

1277

3  聚南2-1放水站放水含油量统计表                

时间

游离水脱后污水含油(mg/l

污水沉降后污水含油(mg/l

备注

20075

8620.00

856.00

药剂投加

调整前

20076

11360.00

934.00

20077

7812.00

873.00

200710

186.00

113.00

药剂投加

调整后

200711

193.00

124.00

200712

186.00

101.00

20084

798.00

542.00

措施井影响

20086

351.00

159.00

 

20088

234.00

138.00

 

200810

547.00

369.00

钻停恢复

200812

783.20

181.00

钻停恢复新井投产

20091

1017

624

 

20096

2450

1890

液量高

200911

160

114

CAOT投用

200912

192.4

76

 

 

 2、调整污水沉降流程,提高含油污水处理能力

  含油污水在沉降罐内停留时间越长,分离效果越好。为此,我们将一直停用的1500 m3沉降罐投入使用,增加水力停留时间3小时。沉降罐投用后,可以进行连续收油,平均每天收油130立方米,大大降低了污水中的含油量。

 3、调整脱除器工艺结构,保证油水分离效果

 我们注意到,游离水脱除器斜板表面被粘附的油污和泥沙压实,有的部位根本就不走水,整个斜板层象一面墙一样阻断水流,使游离水脱除器内部的有效空间变小,不利于油水分离。为解决这一问题,我站将脱除器内斜板更换成结构强度大、不易堵塞的陶瓷结构,有效避免了上述问题的发生,使游离水脱除器发挥出更大效能,保证了油水分离效果。
此外,加强放水站日常管理,把看窗放水和化验指标结合起来,把三台游离水的放水含油指标纳入正常的监测范围,依据化验数据指导放水调整工作,避免走偏带来的含油波动。通过采取上述措施,使放水站污水含油高的情况得到好转,为下游污水站后续处理及水质合格提供了必要条件。

 

 () 一控:控制关键生产过程,发挥污水处理设施的能力

  在污水处理过程中,过滤和反冲洗、加药、收油是生产管理过程中的重要环节。日常生产过程中,通过加强生产过程控制,使现有设备发挥更大的作用,是实现水质达标的关键。

 1、加强过滤过程控制,探索合理工艺参数

 过滤过程是个动态的过程,反冲洗强度和水质是相对动态变化的,因此要根据滤罐的工作状况和污染状态进行调整。

 一是控制滤罐前后压差。滤罐的压差直接影响过滤效果,经过实践摸索,在压差控制上我们采取分级控制,一次滤罐不能不能超过0.2Mpa二次滤罐控制在0.1Mpa左右。一次滤罐反冲洗周期24小时,二次滤罐反冲洗周期48小时。过滤过程中在滤罐滤层表面会形成滤饼,当压差高时在局部会冲击出现空穴,致使水质恶化。长时间高压差会造成筛管等内部附件损坏等问题。勤洗一次滤罐可控制滤料的污染程度,适当维持二次罐的压差有利于滤饼的形成。

 二是控制反冲洗强度。最佳反冲洗强度应该是使滤层处于流化状态,既不跑料又能洗干净。在滤罐改造时我们给每个滤罐增设了观察口,通过观察口对滤罐观察和对单罐水质的化验,把反冲洗强度设定为2.2 L/s.m2,强力气洗的强度为1500 L/s.m2-2000 L/s.m2。避免了强度过大会冲散滤层造成滤料流失,过小滤料洗不出来。

 三是控制滤罐工作状态。为了做好滤罐的故障判断和处理工作,我们制定用化验和比色相结合监测滤罐工作状态的制度。每天用配好的标准比色管和反冲洗完成后滤罐进出口水质进行对比,通过水质变化分析单罐的工作状态。如果异常则根据需要重复分析,同时要求干部进行现场分析。根据经验,走偏、气阻、阀门不严、筛管损坏、滤料污染板结都会影响水质,通过定期对单罐的工作状态监测,分析故障产生的原因。及时调整反冲洗制度,让过滤罐起到保障水质的作用。

 

 2、加强沉降过程控制,提高油水分离效果

  沉降罐分重力沉降罐和斜板混凝沉降罐,其理论基础是哈真的浅池沉降理论。为了判断各级处理设施发挥效能的情况,我们设立取样留样制度。通过班次采得的来水、沉降、过滤、外输水样,根据颜色变化,化验数据对比,来判断各级处理设施发挥效能的情况。具体做法是在不同取样点采回的水样摆在多层的柜内设定好的位置上,横向上代表的是时间的变化,纵向上代表的是各级处理设施效能的变化,通过横向和纵向前后比较,就直观的看出水质变化情况和各级设施的处理效率。根据沉降罐出水水质情况,及时调整加药比例,保证絮凝效果。

 从图4可以看出来水水质较差,两级沉降都没有达到预定目标,过滤水质也不合格,但沉降段没达标是主要原因,我们采取的措施是提高加絮凝剂比例,加强收油,改善沉降效果。从图5可看出来水水质较差,由于有了CAOT作用,两级沉降都达到了预定目标,过滤水质不合格,所以过滤段没达标是主要原因,我们采取措施是加强反冲洗,改善过滤效果。

 

 3、加强收油过程控制,确保脱水平稳运行

 沉降罐中分离出的油在系统内停留时间过长,硫酸盐还原菌滋生很快,这部分油回收会影响电脱水的稳定。原来收回来的油回到油系统后进入南二一油站,现改为用收油泵直接打到南二一污水站,经过老化油处理装置再到油站。有效避免了对电脱的冲击。沉降罐内减少了存油量对沉降罐效能的发挥,减轻后续工艺的负荷有积极的作用。

 

 () 一用:加快新技术应用,改善常规工艺设备分离能力

  随着聚驱开发时间不断延长,采出液成分复杂难分离,常规两级沉降和两级过滤工艺已不能满足水质处理的要求,所以,我们加大新技术应用力度,提高水处理效率,保证水质合格。

1、应用CAOT高级催化氧化组合技术,提高污水沉降罐分离效率

2、应用高速离心分离装置,处理回收老化油

3、应用气浮过滤一体化装置,强化过滤效果

 

三、效益评价

 

1、改善注水水质,确保油田开发整体效果

我站注水水质改善后,缓解了由于水质不合格堵塞地下孔隙,造成注水井回压高,影响注水效果的问题,有效提高南三东区块地下油层的采收率,确保油田开发整体效果。

  8 南三东区块注水水质改善前后开发效果对比表

 

  项目

实施前(年均) (井次)

实施后(年均)(井次)

差值

(井次)

节约成本(万元)

注水井解堵

31

15

16

48

超误差井数

128

109

19

47.71

(总计少影响注水1457m3,按10%油量计算少影响油146t,每吨3000元,增效43.71万;少投入人工设备4万。合计增效47.71万)

水井压裂

3

2

1

20

合计

 

 

 

115.71

 

  2、改善放水水质,减少了维护成本投入

 通过把聚南2-1系统合理调整,聚南2-1放水站的放水含油由2000mg/L以上降至200mg/L以下。随着聚2-1污来水水质好转,今后清淤量、滤罐维护量也将显著下降。可减少清淤费用及滤罐维护费用98.69万元,年节约运行费用80.68万元。

  9 聚南2-1系统调整破乳剂加药量前后费用对比表

 

  阶段

破乳剂加药量

kg/d

破乳剂费用

(万元/年)

污水站清淤费用

(万元/年)

污水站滤罐维修费用

(万元/年)

合计

(万元/年)

调整前

120

48.04

84.54

22.01

154.60

调整后

165

66.06

4.52

3.34

73.92

差值

45

18.02

-80.02

-18.67

-80.68

 

 综上所述,我站注水水质改善后,既改善了开发效果,减少了措施井数,又降低了日常维护成本,合计减少成本投入196.39万元,取得了较好的经济效益。

 

   参考文献

  [1]宋益莹,孙立国等.油田联合站沉降法油水分离过程及控制方法研究.油气田地面工程第23卷第7(2004.7)

  [2]朱泽民等.吸附理论的提出与工程实践. 油气田地面工程第23卷第10(2004.10)

  [3]李福勤,常建闯等.新型溶气气浮装置工作性能与试验研究.河北工程大学学报.2009,26(2): 3941

 [4]杨政宏.CAOT催化氧化组合净化工艺原理及应用,炼化企业节水减排与污水回用技术文集,200607

 [5]聂梅生.对水处理技术发展的重新认识.中国城镇供水排水协会,20073

   

 
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