油田污水处理...ppt

油田污水处理技术的现场应用及优化; 油田污水主要包括原油脱出水(又名油田采出水)、钻井污水及站内其它类型的含油污水。随着油田的持续开发，采出液的含水率不断上升，有的区块已达到90％以上，这些含油污水已成为油田的主要注水水源。同时随着油田外围低渗透油田和表外储层的连续开发，对油田注水水质的要求也越来越严格。; 油田污水处理的目的就是去除水中的油、悬浮物、添加剂以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分。由于油田污水种类多、地层差异及钻井工艺不同等原因，各油田或区块的水质成分复杂、差异较大，而且油田污水的水质变化大，这为油田污水的处理带来困难。;概况; 近年来，纯梁采油厂针对所辖油田注水水质长期不达标严重影响注水开发效果的实际，牢固树立“水油并重”的思想，结合分公司开展“水质专项治理”的有利时机，逐步对六座污水站实施技术改造，在此基础上推进“系统节点”精细化管理模式，有效改善了回注污水水质。; 目前污水站处理能力为2.46万方/天，实际处理量2.51万方/天，采油厂采出污水全部实现了先处理再回注，主要采用的污水处理技术包括水质改性技术、SSF污水净化技术、斜板混凝沉降技术、生物除油技术等。 ;污水处理概况;;现场应用： ;对应梁家楼和纯化油田注水区块启动压力下降、吸水指数上升，注水状况明显改善；;实际运行中存在问题：;一是沉降罐排泥技术不成熟。 自水质改性工艺投运以来，沉降罐排泥困难一直是影响系统平稳运行的一个重要因素，现用的负压排泥装置只能维持系统的运行，但仍然存在排泥不彻底、清罐频繁的问题，最短半个月罐内积泥就上升到米，如不及时清罐，就会迅速造成后端2000方二次罐和1000方缓冲罐泥面升高，甚至因为过滤器进水悬浮固体含量超标，造成滤料板结或堵塞。; 引进内置式刮吸泥技术，在2000方一次罐安装，11月3日正式投运，至今现场运行状况良好，罐内积泥高度稳定在60cm左右，同时排泥循环水量由改造前的2000m3/d减少到500m3/d，动力设备耗电量减少了264 kW.h/d，清罐周期预计可由半月延长到半年。; 二是过滤工艺不配套。实践证明，??站传统的双滤料不能够有效过滤水质改性后产生的污泥，滤料反洗再生效果差，极易板结、堵塞，过滤设备的运行时率和效率都受到极大影响，严重时甚至处于瘫痪状态。由于过滤系统的问题，外输污水悬浮固体含量达不到考核要求。; 根据首站现有的两台梁家楼体外核桃壳搓洗滤罐的运行状况看，体外核桃壳搓洗滤罐可有效解决滤料的堵塞、板结问题，在配合前端排泥工艺改造、保证前端悬浮固体含量达到过滤器进口水质要求的基础上，可以保证外输污水含油和悬浮固体达到设计要求。 为此，针对首站改性后污泥量大、悬浮固体比重大的实际情况，2010年11月首站新上两台体外搓洗核桃壳过滤罐，12月底可投运，与现用两台并用，可恢复梁家楼过滤系统正常运行。; 三是原水不能集中进污水系统。2007年只是在原有污水处理工艺基础上进行改造，油站5000方、水站混合反应罐和污水一次沉降罐之间的高差小，管线和混合反应罐节流严重，经常性造成5000方一次罐憋空高，油水界面不能稳定控制，为保证油系统正常，5000方一次沉降罐只能采取放溢流或部分水走直通直接进污水一次罐的方式，导致污水加药不均匀、处理效果差。;（2）站内设备设施维修工作量大;一是更换系统腐蚀结垢严重、开关不严的阀门19套，彻底解决了整个污水处理系统长期存在的因为阀门问题造成流程无法正常切换、清罐和设备维修难度大的问题。;;现场应用： ;油站三相 分离器来水;油站三相 分离器来水;运行平稳时，SSF装置出水悬浮固体含量能控制在10mg/L以内,特别是含油能控制在3mg/L以下，相对常规污水处理设备来说，原油和悬浮固体含量的去除率高。 对原水水质的要求范围较大，含油≤200mg/L，悬浮固体指标不限，原水水质出现波动时影响较小。;实际运行中存在问题：;1、在高青站新建一座干化池，与已建干化场配合使用，保证了SSF装置排泥、干化场干化的正常运行。;二是SSF装置与金属膜过滤器的适应性差。 由于SSF技术要求投加的助凝剂和除油剂均为高分子化合物，在与水中油粒、悬浮固体充分混合吸附后，仍有部分随着污水到后续流程。根据樊家站和樊128站的应用情况看，金属膜过滤器滤芯表面极易形成一层粘膜，造成滤芯污染，不能有效过滤，甚至出现出水比进水水质差的现象。 针对此问题，目前主要工作是委托厂家定期酸洗滤芯，但是长期采用此方法，一是维修费用高，二是对滤芯损害较大。; 一是考虑在金属膜过滤器前增加一级粗过滤，有效吸附并去除污水中的高分子成分，然后再经过金属膜过滤器过滤，保证水质达到A2级标准。;;运行效果：;实际运行中存在问题：;1、优化处理工