李鹏宇

大庆油田有限责任公司第三采油厂

随着三次采油技术在大庆油田的逐年推广，“清配污稀”“污配污稀”注剂配制模式及过渡带开发深度水质注入对水质的要求进一步提高。从影响水质的根本因素具体分析各污水处理站面临的问题成为目前污水处理规划的重点工作。为此，通过改造项目更新腐蚀老化设备设施，用已建调水管网平衡区域间污水负荷，并引进新型工艺，从根本上解决水质不能稳定达标这一主要问题。

1 污水系统地面建设现状

1.1 整体建设现状

截止目前，大庆油田萨北开发区建成适应五类水质[1]的污水处理站29座，总处理能力58.8×104m3/d，总体负荷率65.86%。其中水驱污水站8 座，负荷率66.7%；聚驱污水站5 座，负荷率57.6%；三元污水站4座，负荷率60.7%；深度污水站10座，负荷率54.8%（表1）。

表1 萨北开发区污水站情况统计Tab.1 Statistics of sewage stations in North Saertu Development Zone

1.2 处理工艺流程

萨北开发区普通污水站主要采用“两级沉降[2]+一级压力过滤”处理工艺；三元污水站[3]主要采用“两级沉降+两级压力过滤”处理工艺；深度污水站主要采用“来水缓冲+两级压力过滤”处理工艺。详细流程见图1，污水处理及工艺参数见表2。

表2 萨北开发区污水处理工艺及参数Tab.2 Sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

图1 萨北开发区污水系统工艺流程示意图Fig.1 Schematic diagram of process flow of sewage system in North Saertu Development Zone

1.3 水质现状

随着三元驱开发逐步推广，三元污水站部分工艺设施逐年腐蚀老化，从而出现工艺不适应性，导致大庆油田采油三厂的三元驱污水处理综合合格率远低于全厂水平。见表3、表4、表5、表6。

表3 萨北开发区聚驱污水处理工艺及参数Tab.3 Polymer flooding sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

表4 萨北开发区三元污水处理工艺及参数Tab.4 Ternary sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

表5 萨北开发区水驱污水处理工艺及参数Tab.5 Water flooding sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

表6 萨北开发区深度污水处理工艺及参数Tab.6 Advanced sewage treatment process and parameters in North Saertu Development Zone

2 影响水质因素及对策

2.1 水驱全面见聚，处理工艺出现不适应性

根据开发部署情况，目前采油三厂共有6个区块正在进行三元及聚驱开发，分别为北三东东西块、北二东东中西块、北过一条带东西区、北3-1～3-3排西块、北三西东北块、北二西东块（图2）。

图2 萨北开发区三采开发示意图Fig.2 Schematic diagram of tertiary oil recovery development in North Saertu Development Zone

随着聚驱进入后续水驱，弱碱三元工业推广，聚驱及三元采出水回注至基础及一次注水井网，导致水驱污水站出现工艺不适应性，水质无法稳定达标。

2.1.1 分质处理、分质注入、分质达标

随着聚驱逐渐进入后续水驱以及弱碱三元工业推广，水驱污水站达标困难的处理矛盾将从水驱见聚转移为水驱见三元剂，污水处理难度明显增大。为降低处理难度及影响范围，建议研究实施三元采出水回注本区块可行性分析，实现分质集输、分质处理、分质注入，以从本质上解决水驱见剂、水质不能稳定达标的问题。

2.1.2 完善聚驱提温反冲洗工艺，保障滤料再生效果

针对常温集输污水温度较低、滤料脱附效果差、常规反冲洗技术[4]排油不畅等问题，在常规气水反冲洗的基础上，采用定期提温反洗技术（滤料污染较严重时使用）。与常规40 ℃反冲洗相比，除油率及悬浮固体去除率分别提高了15%，可以有效解决冬季集输污水温度较低、滤料脱附效果差和反冲洗排油不畅的问题。

2.1.3 调整污水处理负荷，控制水质指标

结合含聚污水处理负荷经验表以及污水系统见聚浓度和水质处理现状，按照“高含聚降负荷、低含聚提负荷”的思路，在满足开发生产的前提下，降低高含聚站场负荷以保证水质达标，提升低含聚站场负荷保证系统均衡，实现常态化、动态化的优化运行调整。

2.2 工艺设施腐蚀老化严重，各段工艺问题突出

沉降段的附属工艺老化严重，除油、除杂质效率偏低，主要问题包括：腐蚀老化严重、伴热运行效率较低，收油效果不佳；调节堰处于外部环境，易腐蚀、损坏，调节开关量困难，影响正常收油；排泥效果不好、排泥工艺应用效率低，影响沉降效果，室外阀门管理难度大，污泥无后续处理措施；沉降罐无法及时收油、排泥，造成有效容积缩减，沉降时间不足，除油、除悬效果明显下降，直接影响滤前水质，给过滤段增加负荷。

过滤段的筛管堵塞严重、结构存在优化空间，主要问题包括：现有筛框内部无法收油，过滤，反冲洗作业时均会造成二次污染，影响滤料再生及反冲洗效果；筛管是由碳钢和不锈钢组合而成，容易形成电偶腐蚀，导致过滤罐筛管沉积堵塞；过滤罐上、下筛管破损和堵塞，易造成滤料跑漏，反冲洗憋压等情况发生，直接影响过滤罐处理能力以及滤料再生效果，最终导致滤后水质超标。

2.2.1 逐年安排污水工艺改造规划

结合老油田调整改造及产能，实施调节堰、收油、伴热、排泥改造；结合站场维修改造及科研项目，实施滤罐改造；结合生产清淤，拆除滑泥板、排泥闸门等排泥设施。工艺改造进度见表7。

表7 污水系统改造进度统计Tab.7 Statistics of sewage system renovation progress

2.2.2 沉降罐和过滤罐的改造方法

沉降罐采用串联无缝钢管，适当降低收油高度、配合伴热多点布置收油；采用新材质调节堰，减缓污水对调节堰的腐蚀速度；停用排泥工艺，拆除附属排泥设施，定期人工清淤，针对清淤滞后问题，实施含油污泥减量化处理。

过滤罐的现有筛框内部无法收油，过滤、反冲洗作业时均会造成二次污染，影响滤料再生及反冲洗效果。为此，改变内衬管材质以防止腐蚀发生，将过滤罐筛管改为不锈钢材质

2.3 上游脱水影响原水含油指标，下游水质受到制约

随着三采开发不断深入，脱水器受采出液性质波动及溶解气的影响，运行逐渐不平稳，高压低、电流高，绝缘吊柱烧损率逐渐上升。2021 年三元系统共更换绝缘吊柱627个，外输污水沉降罐含油超标，污水系统受波及情况严重，导致水质无法稳定达标。三元污水站各段水质数据见表8。

表8 萨北开发区三元污水站各段水质数据Tab.8 Water quality data of each section of ternary sewage station in North Saertu Development Zone

2.3.1 完善老化油工艺，保障三元脱水系统平稳运行

调整三元污水站沉降罐收油外输方向，同时调整污油回收站外输油方向，进一步降低老化油对三元电脱水器的影响（图3）。

图3 老化油系统关系调整示意图Fig.3 Schematic diagram of adjustment of relationship in aging oil system

对三元老化油处理系统增设循环处理模式，经处理后合格的老化油直接外输，跨越电脱水器，同时对回收油泵加装变频或更换小排量收油泵（图4）。

图4 老化油系统优化改造示意图Fig.4 Schematic diagram of optimization and reconstruction of aging oil system

通过对老化油系统的不断摸索，总结出老化油小排量单独循环处理模式，最大程度地降低老化油对三元脱水系统影响，现场运行后电脱水器倒电场次数明显减少（图5）。

图5 电脱水器倒电场次数对比Fig.5 Comparison of times of inverted electric field of electric dehydrator

2.3.2 改造溶解气脱工艺设施，降低对脱水系统影响

为验证溶解气析出对脱水效果影响，先期在北Ⅱ-2 脱水站通过工艺调整，将已建三元原水系统的600 m3污水沉降罐调整为原油缓冲罐，以实现低含水原油进入脱水器之前将溶解气排出。结合改造效果，后期在北Ⅲ-3 脱水站进行了溶解气脱除改造，流程见图6。

图6 溶解气脱除改造流程示意图Fig.6 Schematic diagram of transformation process of dissolved gas removal

2.4 三元洗井废液循环进入系统导致污水处理难度增加

随着三元复合驱的大面积开发，洗井废液[5]量不断加大，废液中的PAM、油、杂质等通过常规方法难以去除，循环进入系统易造成环境污染，回收处理难度较大。

2.4.1 开展三元洗井废液现场试验

三元洗井废液通过进液泵进入一级废液处理单元微纳米气泡释放区，再溢过隔板进入收油除渣区，一级出液经导流管进入二级处理单元，依次循环进入下一级[6]。微纳米气泡释放区产生的微小气泡，可将悬浮油及小块油渣集于废液表面，在收油除渣区利用自动收油装置回收外排，可连续不间断收油，避免废液表面油块凝结。密度大的固化物沉降于装置底部，通过排污管线外排。

在工艺段中取来液、多相除油装置出液、降黏装置出液三个取样点，进行取样分析（图7）。

图7 三元洗井液现场实验示意图Fig.7 Schematic diagram of field experiment of ternary well flushing fluid

为了优选出合理、高效的处理流程，本次按照时间和处理工艺流程的顺序共分三个试验阶段，对来液、多相除油装置及降黏装置出液中的含油量、悬浮物含量、黏度的变化做了数据统计及分析。

2.4.2 试验结论

在处理量为2 m3/h的条件下，采用“来液→降黏装置→多相除油装置”相对于“来液→多相除油装置→降黏装置”处理工艺，平均含油量去除率提高了4.4%，平均悬浮物的去除率提高了3%，除油及悬浮物效果明显，平均黏度去除率降低了2%，降黏效果稍差，优选出“来液→降黏装置→多相除油装置”作为最终处理工艺。

2.5 三采开发工业化推广导致污水供注失衡及解决对策

根据地质开发预测，结合深度水与水驱产水用量对比关系，对含油污水产、注平衡情况进行分析。从图8 可以看出近年污水供注失衡问题突显，亟待补充深度水源。要解决这个问题，需对已建地面污水站进行维保或新建污水站以提升供水能力，利用微生物技术处理含聚污水补充深度水源。

图8 2021年萨北开发区含油污水产、注平衡情况Fig.8 Production and injection balance of oily sewage in North Saertu Development Zone in 2021

2.5.1 维保建设地面污水站

第三采油厂通过工程建设项目对北Ⅱ-2 地面污水站进行改造更新，确保该处理站能力恢复至2.0×104m3/d。然后依托排水修渠、施工取土建成北六地面污水站1 座，设计能力2.5×104m3/d。地面调水的整体思路为利用已建较为完善的区域间调水管网，地面污水站[7]向水驱普通注水站补水，关联的普通污水站节省出的水源可以向深度污水站补充。因此，北Ⅱ-2 地面污水站辐射范围为北二东、北二西、东过及北三东部分区域，建成的北六地面污辐射范围为北过、北三西、北三东局部区域。

2.5.2 利用微生物技术处理污水，补充深度水源

将微生物技术进行现场应用[8]，对聚驱污水深度处理。将生化处理工艺与油田普遍采用的罐式结构装置相结合，利旧污水站沉降罐进行改造，无需新建微生物反应处理池，改造成本低、难度小。建成一座700 m3溶气净化罐、一座1 000 m3溶气生物净化罐、一座1 000 m3生物强化处理罐、一套固液净化装置以及后续二级过滤系统，对选取破乳菌群的适应性进行检测。菌群在聚合物浓度为600 mg/L、温度为25～35 ℃、pH 值6～9、矿化度3 000～13 000 mg/L 的条件下均具有良好的适应性，能够适应污水的水质条件，满足本次研究的需求。对原油降解菌群的适应性进行检测，菌群在聚合物浓度为600 mg/L、温度为25～35 ℃、pH值6～9、矿化度3 000～13 000 mg/L 的条件下均具有良好的适应性，能够适应污水的水质条件，也满足本次研究的需求。

溶气净化装置主要利用溶气气浮在微溶气作用下回收污水中的污油。溶气净化装置出水可自流进入后续处理单元，所收污油通过污油槽由出油管收集至储油罐，污泥由排泥系统收集经排泥管定期排至站内回收水池。

溶气生物净化装置是将传统沉降罐内部的中心筒改为溶气收油部分，沉降区部分加装生物填料，改装为生物处理部分。来水首先由下而上进入气浮区去除大部分浮油，后经气浮区中上部的通道由上而下进入生物破乳区；在破乳菌群的作用下，乳化油被破乳上浮分离，废水经下部集水管收集后可自流进入下游处理单元，收集的原油由收油槽经出油管进入储油罐，污泥经排泥管定期排入站内回收水池。

生物强化处理罐来水经进水管进入中心筒，再由布水管进入生物强化处理装置内，经生物强化处理去除水中的大部分残余污油及其他有机污染物，并依靠菌群的降解作用，将水中的微小有机悬浮物降解或转化为脱落菌膜，极少的浮渣经收渣槽通过出渣管流入排泥管，最后排入站内回收水池，生物系统出水可自流至固液分离净水装置。

生化处理工艺可有效改善聚驱污水水质状况。根据实际情况，聚驱污水也可作为深度水源。规划对聚北Ⅲ-1 污水站实施微生物处理工艺改造，解决现有三级沉降系统管理难度大、水质不能稳定达标问题，预计2022年8月施工完成。

3 展望及建议

结合近年萨北开发区污水处理现状及存在的问题，需进一步跟踪脱水站老化油及溶解气的治理效果，提升原水达标率，结合产能、老改逐年推进污水站场改造维护，恢复系统处理能力，重点跟踪大罐微生物生化处理含聚污水效果，总结分析改进措施，学习借鉴先进技术和成果，保障油田开发注入水质需求。

管理上“控上游、强中游、保下游”，扎实推进各项治理措施，严格减量化质量监督制定管理制度，强化外来液处理。委托水务公司接收、处理压裂返排液、大修泥浆；严控上游来水质量，制定考核办法，全力推进站内施工改造，强化存油管控；有序开展滤罐清洗，维修工作，物理、化学杀菌同步进行，有效提升硫酸盐还原菌合格率；强化立式容器清淤，避免二次污染；对储水罐进行收油，形成管控机制，储水罐保持高液位运行，储水空间得到有效利用。

由于三元采出液成分复杂，固体杂质含量高，影响原油脱水效果，影响三元用加热炉提温效果及使用寿命，严重影响外输污水水质，对下游污水系统带来较大负担。前期所做大站回掺、老化油工艺优化、脱气改造等工作实际上都没有从根本上解决三元采出液处理困难的问题。从现场运行效果来看，三元用脱水、加热设备处理量达不到设计能力，建议根据三元采出液物性研制专门的处理设备，在未来三元处理站所设计上多考虑备用设备，以降低处理负荷率的模式提高处理效果。建议改进三元污水站过滤罐内部结构，采用多层静态切割钢片代替过滤罐搅拌器，并取消筛管布水和排油器，改为反冲洗顶部排水和挡水板布水结构。