油田污水处理.pptx
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1、 油田污水油田污水主要包括原油脱出水主要包括原油脱出水(又名油田采出又名油田采出水水)、钻井污水及站内其它类型的含油污水。随、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,着油田的持续开发,采出液的含水率不断上升,有的区块已达到有的区块已达到9090以上,这些含油污水已成以上,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。水质的要求也越来越严格。第1页/共39页 油田污水处理的目的油田污水处理的目的就是去除水中
2、的油、悬就是去除水中的油、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田污水的水质变化大,这为油田污水的处理带来困难。来困难。第2页/共39页概况现场应用及优化下步工作方向目目 录录第3页/共39页 近年来,纯梁采油厂针对所辖油田注水水质长近年来,纯梁采油厂针对所辖油田注水水质长期
3、不达标严重影响注水开发效果的实际,牢固树期不达标严重影响注水开发效果的实际,牢固树立立“水油并重水油并重”的思想,结合分公司开展的思想,结合分公司开展“水质水质专项治理专项治理”的有利时机,逐步对六座污水站实施的有利时机,逐步对六座污水站实施技术改造,在此基础上推进技术改造,在此基础上推进“系统节点系统节点”精细化精细化管理模式,有效改善了回注污水水质。管理模式,有效改善了回注污水水质。第4页/共39页 目前污水站处理能力为目前污水站处理能力为2.462.46万方万方/天,实际处理量天,实际处理量2.512.51万方万方/天,采油厂天,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
4、术包括水质改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、性技术、SSFSSF污水净化技术、斜板混凝沉降技术、生物除油技术等。污水净化技术、斜板混凝沉降技术、生物除油技术等。污水站污水站对应油田对应油田(区块)(区块)水处理工艺水处理工艺日处理量日处理量(m3/d)水质水质标准标准占全厂污水占全厂污水量比例量比例%备注备注首站首站梁家楼梁家楼水质改性水质改性+双滤料过滤双滤料过滤13600B285.4纯化纯化水质改性水质改性+核桃壳过滤核桃壳过滤7400A3樊家樊家大芦湖大芦湖SSFSSF法法+金属膜过滤金属膜过滤900A23.7正理庄正理庄正理庄正理庄斜板混凝沉降斜
5、板混凝沉降+双滤料过滤双滤料过滤1600B34.85高青高青高青高青SSFSSF法法+金刚砂过滤金刚砂过滤1200B34.85F128站站F128块块SSFSSF法法+金属膜过滤金属膜过滤200A20.4F41站站F41块块生化处理生化处理+金属膜过滤金属膜过滤250A20.8合计合计25150各污水站水处理工艺现状各污水站水处理工艺现状第5页/共39页污水处理概况现场应用及优化下步工作方向目目 录录第6页/共39页1 1、水质改性技术、水质改性技术 (1)调整离子,抑制结垢。通过加入离子调整剂,降低污水中结垢离子的浓度,使其转变为热力学上的稳定体系,从而抑制结垢。技术原理技术原理技术原理(2
6、)提升pH值,抑制腐蚀。由于pH值提升,能抑制细菌的生长和繁殖,并且削弱氢的去激化作用,从而抑制腐蚀。(3)地下问题,地面解决。将地下结垢问题前置于污水处理站内,使成垢离子在站内沉积下来,从而避免井下结垢。(4)稳定水质。成垢离子消除在站内,抑制微生物生长,腐蚀减轻,从而使水质稳定。第7页/共39页现场应用:现场应用:纯梁首站纯梁首站 复合碱助凝剂至梁家楼油田至纯化油田油站5000方沉降罐混合反应罐一次沉降罐二次沉降罐滤前缓冲罐过滤装置外输缓冲罐 纯梁首站水质改性工艺纯梁首站水质改性工艺20072007年年4 4月正式投运,通过加入复合碱、助凝剂等,月正式投运,通过加入复合碱、助凝剂等,将污水
7、将污水PHPH值由值由6.56.5的弱酸性提高到的弱酸性提高到7.87.8以上的弱碱性,达到改变污水水性,改善以上的弱碱性,达到改变污水水性,改善污水水质的目的。污水水质的目的。第8页/共39页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;应用效果应用效果水井增注有效期延长,作业工作量及费用明显下降;井筒状况得以改善,层段合格率有所提高;油田稳产基础有效加强,注水单元开发状况进一步好转。第9页/共39页实际运行中存在问题:实际运行中存在问题:实际运行中存在问题:(1)配套工艺仍不完善复合碱助凝剂至梁家楼油田至纯化油田油站5000方沉降罐混合反应罐一次沉降罐二次沉降罐
8、滤前缓冲罐过滤装置外输缓冲罐混凝沉降原水污水过滤药剂投加污泥排放和处理原水污水过滤污泥排放和处理第10页/共39页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1.8-2.0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。第11页/共39页 引引进进内内置置式式刮刮吸吸泥泥技技术术,在在2000方方一一次次罐罐安安装装,11月月3日日正正式式投投运运,至
9、至今今现现场场运运行行状状况况良良好好,罐罐内内积积泥泥高高度度稳稳定定在在60cm左左右右,同同时时排排泥泥循循环环水水量量由由改改造造前前的的2000m3/d减减少少到到500m3/d,动动力力设设备备耗耗电电量量减减少少了了264 kW.h/d,清清罐罐周周期期预预计计可可由由半半月月延延长长到到半半年。年。目前正在3000方罐安装该装置,预计12月底投运,投运后双罐运行,可以延长沉降时间,一次罐出口悬浮固体含量可稳定控制在30mg/L以下。第12页/共39页 二是过滤工艺不配套。实践证明,首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
10、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。第13页/共39页 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。第14页/共39页 三是原水不能集中进污水系统。2007年只是在原有污水处理
11、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。复合碱助凝剂至梁家楼油田至纯化油田油站5000方沉降罐混合反应罐一次沉降罐二次沉降罐滤前缓冲罐过滤装置外输缓冲罐回收污水污水接收罐优化方案:第15页/共39页(2)站内设备设施维修工作量大 由于水质改性技术将以前地下的腐蚀、结垢等问题前置到地面解决,污水站内的设备、管线使用寿命短,运行效率低,维修工作量大。目前站内
12、部分蝶阀腐蚀结垢严重,开关不严;部分原油钢管线腐蚀严重,穿孔多次;部分动力设备腐蚀严重,运行效率低。以上问题也是导致污水处理系统不平稳、水质波动大的重要原因。第16页/共39页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。二是将污水罐出口、过滤罐进出汇管等系统钢管线腐蚀严重部分陆续更换为玻璃钢管线,解决了管线腐蚀导致系统停运的问题。三是先后更换梁家楼大排量污水外输泵1台,解决了梁家楼外输能力不足的问题,有效控制污水库存;利用旧梁外输泵替换纯提升泵,解决了纯提升泵供水能力不足的问题;更换污泥回收泵
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