董秀龙

大庆油田有限责任公司第四采油厂

油田处于注水开发阶段，注水水质能否稳定达标将直接影响油田开采的效果[1-3]。目前绝大多数油田采用传统的“老三套”污水回注处理工艺，水驱污水处理工艺为“两级沉降+一级过滤”，处理后污水原油质量浓度≤20 mg/L、悬浮物质量浓度≤20 mg/L、悬浮物粒径中值≤5 μm；深度污水处理工艺为“两级过滤”，处理后污水原油质量浓度≤5 mg/L、悬浮物质量浓度≤5 mg/L、悬浮物粒径中值≤2 μm[4-7]。随着三采开发规模的扩大，采出水性质日益复杂，污水处理难度增加，现有的处理工艺需要完善更新，提高污水站处理工艺的适应性，为油田注水开发提供全面保障[8-9]。

1 A水驱污水站系统建设现状

某采油矿共建有水驱污水站3座，分别为A水驱污水站（采用“自然沉降+混凝沉降+核桃壳过滤”的处理工艺）、3#污水深度处理站及4#污水深度处理站（采用“两级双滤料”处理工艺），其中A 水驱污水站处理后含油污水作为深度水源供给5座深度污水处理站（图1）。

图1 A水驱污水站供水关系Fig.1 Water supply relation of A water drive sewage wtation

2 A水驱污水站水质变化情况

2016 年1 月至2018 年6 月，如表1 所示，A 水驱污水站处理后污水中，聚合物质量浓度由82.27 mg/L 上升至199.12 mg/L，含油达标率由76.99%下降至17.23%，含悬达标率由58.97%下降至0。

表1 2016年1月至2018年6月A水驱污水站水质变化情况Tab.1 Water quality change in A water drive sewage station from January 2016 to June 2018

自2017年4月开始，下游将A水驱污水站作为深度水源的5座深度污水处理站出水水质达标率均有不同程度下降，其中A水驱污水站主要供水方向为深度3#站、深度4#站，受影响程度较为严重，无法稳定达标。2016 年1 月至2018 年6 月，3#、4#污水深度处理站水质变化情况见表2、表3。

3 水质影响因素分析

2013年对A水驱污水站所属区块的相邻区块进行三元复合驱开发，目前区域三元受效，采出液聚合物、碱、表面活性剂含量升高，目前A水驱污水站含聚质量浓度大于150 mg/L，污水站处理量小于17 000 m3/d，负荷率低于50%。虽然根据《大庆油田已建水质处理工艺适用性评价试验研究》项目成果中结论，水驱见聚采出水处理站来水含聚浓度在150～250 mg/L 范围时，按负荷率低于69%时运行可达标，但是由于碱、表面活性剂的协同作用，污水中原油乳化严重，造成油水分离和悬浮物固体去除困难，A水驱污水站处理工艺不能满足要求。

3.1 分质工艺

A 脱水站采用工艺为水驱与三元一段分开处理，处理后水驱污水进入A水驱污水站处理，三元污水进入下游三元污水站处理。分质运行工艺流程如图2所示。

表2 2016年1月至2018年6月3#污水深度处理站水质变化情况Tab.2 Water quality change of No.3 deep sewage station from January 2016 to June 2018

表3 2016年1月至2018年6月4#污水深度处理站水质变化情况Tab.3 Water quality change of No.4 deep sewage station from January 2016 to June 2018

图2 分质运行工艺流程Fig.2 Process flow of quality separation operation

但是由于现场运行过程中三元液含剂较高，电脱水器故障频繁，为了保障油田生产，采用水驱与三元合一处理工艺，处理后污水全部进入A水驱污水站进行处理。现场生产运行流程如图3所示。

图3 现场生产运行流程Fig.3 Flow of field production operation

2018年A 水驱污水站含剂变化情况见表4。由于脱水站未完全分质，目前A水驱污水站聚合物平均质量浓度为228.15 mg/L，表面活性剂平均质量浓度为54.22 mg/L，平均pH值为9.74。

3.2 高含剂三采污水混入水驱污水系统

某油田污水系统调水管网经过多年来的逐步完善，连通性较好，能够实现不同水质、不同水量污水的灵活输送，为保证油田污水系统平稳运行，为下游注水系统提供充足水量打下了坚实基础。为保证水量平衡，三采区块含聚污水实行分阶段分质调运，低含剂阶段进入深度污水站作为深度水源，高见剂阶段为避免影响水驱深度污水站处理效果，直接输往水驱普通注水站回注高渗层，但由于管网连通性强，部分三采污水管道在见剂高峰期为冬季保管道，仍会进入水驱系统，造成水驱污水系统含剂升高，对水驱系统处理效果造成较大影响。

表4 2018年A水驱污水站含剂变化Tab.4 Change of agent content of A water drive sewage station

3.3 水驱污水站采出液见剂

对A 水驱污水站上游的A 脱水站所辖8座水驱转油站进行取样化验（表5）及采出液含剂检测，聚合物质量浓度为106.43～205.17 mg/L，表面活性剂质量浓度为9.65～52.15 mg/L，说明水驱转油站全面见剂，为污水处理增加了难度。

由于采出液中含有大量的聚合物、表面活性剂、碱等药剂，成分极为复杂，污水中聚合物水解聚丙烯酰胺，宏观上增加了污水的黏度，沉降部分效果降低，过滤部分阻力增加[10]，微观上与表面吸附膜发生作用，增加了膜的排斥力、空间阻力及液膜强度，从而使排液过程减慢；残余的表面活性剂则降低了油水间的界面张力，增加了乳状液的稳定性，使油的脱除效率降低；碱的加入使得污水的pH 值接近10，污水的乳化程度更加严重；同时表面活性剂和碱还能减小油滴粒径，水中聚合物的存在使水相黏度显著增大，阻碍了小油滴转变为大油滴，减慢了大油滴聚结和分层的速度[11-14]。

表5 2018年A脱水站所属水驱转油站含剂变化Tab.5 Change of agent content in water flooding transfer station of A dehydration station in 2018

3.4 污水站设备设施老化严重

部分污水站运行时间较长，设备、设施老化较为严重，主要表现为过滤罐憋压、筛板脱落、跑料、污水沉降罐损坏，影响沉降段的出油效果及过滤段的过滤效果。

2018 年对A 水驱污水站及3#深度处理站40 座过滤罐中22 座进行开罐检查，发现滤料污染12座、跑料7座、筛管结构损坏18座，部分过滤罐滤料流失厚度超过300 mm，流失率大于37%，并对相应过滤罐运行数据进行跟踪，含油去除率低于40%，严重影响过滤段去除率。

A 水驱污水站4 座污水沉降罐中2 座伴热盘管损坏，冬天运行伴热效果不明显，导致沉降罐顶部原油凝固，影响沉降罐除油效果。

4 建议及预期效果

4.1 分质运行

在分质运行方面，开发过程中加强不同开采层系间封堵，保证开发效果的条件下，降低层间干扰；在地面处理过程中，脱水站采用“一分二合”的运行方式。对于本区域A脱水站一段三元放水外输至三元污水站，二段三元放水由本站处理，届时将有2 600 m3/d 高含剂污水由A 水驱污水站调整到三元污水站，预计A水驱污水站含聚质量浓度将下降86.67 mg/L，表面活性剂含量将下降3 mg/L。2018年1—6月A脱水站三元污水水量统计见表6。

4.2 管网优化

在管网优化方面，加强不同水质管网间控制，避免水质三采污水与水驱之间掺混，进而保障深度水质的供应。区域内三元污水站目前出水水质较差，含剂较高，短期内水质改善幅度不会很明显，将三元污水站至3#污水深度处理站供水管道切断，降低3#污水深度处理站污水处理难度。

4.3 节点管理

在保证分质运行的基础上，加强各节点的管理。在来水环节，对脱水段破乳剂种类与加药量进行筛选。

在沉降环节，对A水驱污水站损坏污水沉降罐进行维修，沉降段优化运行方式、加强收油，同时2 600 m3/d 高含剂污水调整到三元污水站，A 水驱污水站一次沉降时间将延长1.8 h，二次沉降时间延长1.2 h，最大限度提高沉降段除油率。

在过滤环节，对A水驱污水站、3#深度污水处理站11 座老化、损坏的过滤罐进行内部结构更新与滤料清洗更换，过滤罐除油率由40%调高到75%以上。

4.4 效果

措施后A水驱污水站地区水质改善效果见表7。

5 结束语

通过分质处理、节点管理等一系列的治理措施，A 水驱污水站及区域内2座深度污水站处理后水质达到设计要求。对于水驱、聚驱、三元复合驱多种开发方式并存的油田，在系统上保证水驱、三采的分质运行，节点上加强药剂的筛选及设备设施的维护，保障污水站库工艺与处理水质的适应性，有效提高污水处理的效果。

表6 2018年A脱水站三元污水水量统计Tab.6 Statistics of ASP flooding sewage volume in A dehydration station in 2018

表7 措施后A水驱污水站地区水质改善效果Tab.7 Improvement effect of water quality in A water drive sewage station area after taking measures