李铁军

大庆油田设计院有限公司

三元（alkaline/surfactant/polymer，ASP）复合驱油技术因其可以大幅度提高原油采收率而被广泛研究[1]。三元复合驱油技术是联合使用碱、表面活性剂和聚合物作为驱替剂驱替原油的技术，这三种化学试剂在提高原油采收率（EOR）过程中起着不同的作用[2-4]，且相互协同提高采收率。三元复合驱油技术的广泛应用导致采出水量明显增大，且三元采出水的处理也是一个不可忽视的问题[5-6]。ASP采出水中残留的碱、表面活性剂、聚合物等物质增加

了采出水的稳定性，导致油水界面的特性发生改变，使油滴更稳定[7]。

现阶段对ASP 采出水进行处理的技术包括物理、化学和生物方法[8]。常规水驱采出水处理技术又包含沉降[9]、气浮[10]、破乳[11]、膜分离[12]等多种处理工艺，但对三元复合驱采出水处理的研究报道并不多。近年来，在斜板隔油池的基础上，设计出了横流聚结式隔油池用于油田污水处理，取得了良好效果[13]。气浮的作用在于去除工业和城市废水中的油、胶体和悬浮固体。1998 年在克拉玛依油田首次使用气浮技术处理大规模的石油石化废水，在运行期间有效去除了乳化油和悬浮固体。因此，本研究开展了横向流聚结-气浮组合工艺对三元污水处理试验，分析该工艺对三元污水中的油和悬浮固体的去除情况，并评价处理效能，旨在为油田三元污水处理技术提供一个新的工艺组合。

1 试验材料和方法

1.1 试验用水

试验用水为大庆油田南五处理站三元复合驱采出水，pH值为9.87，其他水质特性见表1。试验用水中油和悬浮固体质量浓度（以下简称浓度）分别为160～250 mg/L 和380～460 mg/L，碱、表面活性剂和聚合物浓度分别为3 200～4 000 mg/L，60～120 mg/L和600～900 mg/L，黏度为2～6 mPa·s。采出水中COD 和 BOD5浓度分别为 1878.20 mg/L 和310.45 mg/L，由于BOD5和COD 含量之比为0.165，所以具有较低的可生物降解性。采出水中氨氮（NH3-N）浓度高达38.24 mg/L，硫化物浓度为22.2 mg/L，硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌的浓度分别为3.20 mL-1、1.56 mL-1和2.25 mL-1，盐度为6‰，为中等盐度工业废水。

表1 三元复合驱采出水水质分析

1.2 检测方法

含油量的测定参照SY/T 0530—2011《油田采出水中含油量测定方法分光光度法》，悬浮固体含量的测定参照SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》。

1.3 横向流聚结-气浮组合工艺示意图

图1为横向流聚结-气浮组合工艺的示意图，所用系统主要由横向流聚结（TFC）区、第一阶段气浮、第二阶段气浮组成。三元复合驱采出液经管道进入横向流聚结（TFC）区，在该区域中进行初步油水分离，分离后的污水进入两级气浮装置，进一步完成油水分离，并对污水中悬浮固体进行有效处理。

图1 横向流聚结-气浮工艺流程示意图Fig.1 Schematic diagram of transverse flow coalescence-air flotation process flow

1.3.1 横向流聚结工艺参数

系统处理能力为100 L/h，沉降试验持续时间为24 h，每4 h测定一次含油量和悬浮固体含量。

1.3.2 气浮试验参数

系统处理能力为2m3/h，容积负荷为3.75m3/m2·h，水力停留时间为1 h，其中一级气浮水力停留时间（HRT）为0.5 h，二级气浮水力停留时间为0.25～0.5 h。在对照试验中，在没有辅助条件的情况下关闭气浮装置，同时评估油和悬浮固体的去除效率，该试验的持续时间为48 h。

1.4 优化气浮部分的回流比

在优化试验中设定了30%（回流流量0.6 m3/h，泵出口压力0.5 MPa）、40%（回流流量0.8 m3/h，泵出口压力0.75 MPa）和50%（回流流量1.0 m3/h，泵出口压力1.0 MPa）三种不同的回流比，试验时间为48 h。

2 采出水油水分离特性分析

图2a 为连续沉降试验中三元复合驱采出水中油的去除情况。经过24 h沉降，采出水中的含油浓度从208.82 mg/L 降至83.28 mg/L，总去除率为60.12%。在前4 h，含油浓度明显下降，去除率为32.33%；在接下来的20 h，含油浓度的降低速度变得缓慢。研究表明，随着含油浓度降低到100 mg/L以下，三元采出水在沉淀池中的沉淀时间需要长达26 h，而在注水系统中需要4 h。这是由于三元复合驱体系中使用了碱、表面活性剂和聚合物，采出水中残留的大量化学剂改变了油水界面的特性，形成稳定的乳化状态，因此三元复合驱采出水的处理比水驱采出水的处理更加困难。

图2b 为连续沉降试验中三元复合驱采出水中悬浮固体的去除情况。采出水中悬浮固体浓度为424.68 mg/L，经过24 h连续沉降，悬浮固体浓度降至182.96 mg/L，总去除率为56.92%。在试验的前4 h，悬浮固体浓度降至335.38 mg/L，去除率为21.03%；在接下来的20 h，悬浮固体含量降低速度变得缓慢。与水驱系统相比，三元复合驱采出水中悬浮固体含量更高，粒径更大，处理难度更大。近年来，大庆油田现有的水驱采出水的自然沉降和混凝沉降系统已不能满足处理三元复合驱采出水的要求，应开展技术优化和创新以满足三元复合驱采出水的处理要求。

图2 连续沉降实验中三元复合驱采出水中油和悬浮固体的去除情况Fig.2 Removal rates of oil and suspended solids in the ASP produced water during the continuous sedimentation experiment

3 组合工艺处理效能分析

3.1 除油效能分析

3.1.1 油水分离试验

首先进行对照试验，关闭气浮装置，并对油的去除率进行评价。图3a 为关闭气浮装置下含油量和悬浮固体的去除情况。在运行的第一个24 h，横向流聚结区和气浮段的平均除油率分别为2.60%和20.41%，平均总除油率为23.01%；在随后的24 h运行中，装置进入稳定运行阶段，横向流聚结区和气浮段的平均除油率分别为4.18%和29.20%，平均总去除率为33.38%。图3b 为气浮试验，在开启气浮装置条件下油和悬浮固体的去除情况。在运行的第一个24 h，横向流聚结区和气浮段的平均除油率分别为2.40%和42.61%，平均总除油率为45.01%；在随后的24 h运行中，装置进入稳定运行阶段，横向流聚结区和气浮段的平均除油率分别为2.53%和48.64%，平均总去除率为51.17%。结果表明，在未开启气浮装置条件下，工艺稳定阶段，油去除率为33.38%；在开启气浮装置条件下，工艺稳定阶段，油去除率为51.17%，较未开启时提高20%左右，说明气浮可显著提高三元复合采出水油水的分离效率。

图3 横向流聚结-气浮工艺对三元采出水含油去除情况Fig.3 Removal rates of oil content in the ASP produced water by transverse flow coalescence-air flotation process

3.1.2 不同气浮回流比下除油效能分析

图4a、图4b 和图4c 分别为气浮装置回流比为30%、40%和50%情况下的除油情况。当回流比为30%时，整个工艺中油的平均总去除率为69.09%，去除率的提高主要集中在气浮段，在运行初始24 h内油去除率从42.61%提高到62.66%；稳定运行阶段（24～48 h），平均总去除效为71.11%，横向流聚结区和气浮段的去除率也分别提高到6.30%和64.81%。回流比为40%时，平均总除油率提高到76.79%，这是由于TFC 工艺区的油去除率升高到14.52%，整个工艺中油的去除率显著升高。当回流比为50%时，整个工艺的油去除率呈现下降趋势，整个试验周期内油的平均去除率为41.90%。因此，不同回流比对整个工艺油的去除率有明显影响，当气浮装置回流比为40%时，横向流聚结-气浮组合工艺对三元复合驱采出水的油去除效果最佳。

图4 不同回流比下横向流聚结-气浮组合工艺对三元采出水油的去除情况Fig.4 RemovalratesofoilcontentintheASPproducedwaterbytransverseflowcoalescence-airflotationprocessunderdifferentreflux atios

3.2 悬浮固体的去除特性分析

3.2.1 悬浮固体去除效能分析

图5a 为对照试验，关闭了气浮装置。在对照试验中，调试运行阶段内24 h的横向流聚结区和气浮段的悬浮固体平均去除率分别为22.26%和18.60%，平均总去除率为40.86%；在稳定运行阶段的24 h内，横向流聚结区和气浮段的悬浮固体去除效率分别为20.88%和17.96%，平均总去除率为38.84%。如图5b 所示，在气浮试验中，初始运行24 h内，横向流聚结区和气浮段的悬浮固体平均去除率分别为19.06%和19.67%，平均总去除率为38.73%；在稳定运行的24 h内，横向流聚结区和气浮段的悬浮固体去除率分别为18.16%和20.45%，平均总去除率为38.61%。

图5 横向流聚结-气浮组合工艺对三元采出水悬浮固体去除情况Fig.5 Removal rates of suspended solids in the ASP produced water by transverse flow coalescence-air flotation group process

3.2.2 不同气浮回流比条件下悬浮固体去除效能分析

图6a、图6b 和图6c 分别为气浮装置回流比在30%、40%和50%条件下悬浮固体的去除情况。当回流比为30%时，初始运行的24 h内，悬浮固体的平均总去除率提高到58.44%，横向流聚结区和气浮段的去除率也分别提高到26.93%和31.51%；在稳定运行的运行24 h，平均总去除效率增加到59.32%，横向流聚结区和气浮段的去除效率分别为26.93%和32.39%。回流比为40%时，在运行第一个24 h 内，悬浮固体的平均总去除率增加到69.15%，横向流聚结区和气浮段的悬浮固体平均去除率分别增加到32.37%和36.78%；在随后的24 h运行中，横向流聚结区和气浮段的平均悬浮固体去除率分别为32.97%和38.13%，平均总去除率为71.10%。当回流比固定在50%时，初始运行24 h内的横向流聚结区和气浮段的悬浮固体平均去除率分别下降到19.24%和23.05%，悬浮固体平均总去除率为42.29%；随后稳定运行24 h，横向流聚结区和气浮段的悬浮固体去除率分别为19.64%和24.18%，平均总去除率为43.83%。

图6 不同回流比下横向流聚结-气浮工艺对三元采出水悬浮固体去除情况Fig.6 Removal rates of suspended solids in the ASP produced water by transverse flow coalescence-air flotation process under different reflux ratios

4 结论

三元复合驱采油技术是一项重要的三次采油技术，但由于化学品的使用，使得三元采出水更难处理。油和悬浮固体含量对于评价采出水的处理效果非常重要。

横向流聚结-气浮工艺对三元复合驱采出水中油的去除效能显著。不同气浮回流比能够影响工艺处理效能，在回流比为40%时除油效果最佳，整个工艺稳定运行阶段对污水中油和悬浮固体的平均总去除率分别为78.36%和71.10%。

横向流聚结-气浮工艺对采出水中油的去除主要集中在气浮装置段，横向流聚结区除油效果不明显。整个工艺中，气浮段对悬浮固体的去除效果与横向流聚结区基本一致。

横向流聚结-气浮组合技术可以节省大量时间，对三元采出水处理效果好，可以作为一种替代传统沉降工艺的采出水处理方法。