【提高油田采油注入水水质方法的探索】 检测水质要到什么部门

　　摘要：由于污水处理设备老化、上游水质变化、滤料流失、污染、反冲强度、时间、周期等多种因素影响，注入水质容易出现不达标的状况，不能满足油田注够水，注好水的要求，可以通过控制上游，强化中游，抑制下游，对上游放水站的来水，加强监督与管理力度，严格控制反冲洗强度、时间和周期，坚持经常性的收油工作，做好药剂验收、保管、使用、投加关来保证水质达标。
　　关键词：上游水质；收油周期；药剂；反冲时间、强度和周期
　　中图分类号：TE355 文献标识码：A
　　1 污水站简介
　　北六联污水处理系统分2个部分，普通污水处理站和深度污水站，其中北六污水站工艺流程为二级沉降压力式过滤流程，过滤段采用迷宫式核桃壳过滤器，滤后水质要求悬浮物、含油均为20mg/L。北六深度污水站为二级单向压力式过滤工艺，建造7座Φ4 m的一级双层滤料过滤罐和7座Φ3.0m的二级改性纤维球过滤罐，滤后水质要求悬浮物、含油均为10mg/L。在2008年的水质公报中多次出现水质超标现象。
　　2 原因分析及解决方法
　　2.1 加强上游水质监测
　　上游来水水质情况对污水处理站除油罐的沉降除油效果有很大影响。由于上游转油放水站采用三合一底水，悬浮物高达200mg/L，污水含油2000mg/L左右，大大超出污水站来水水质要求（浮物100mg/L，污水含油300mg/L），增加了除油罐的负荷，影响沉降效果。根据生产监测结果显示和破乳剂现场试验，我站使用的破乳剂对于原油脱水药效较好，但从化验结果来看，对污水含油指标控制一直较差，造成出站污水含油超标。为了解决这一问题，采用三合一底水进入2000m3污水沉降罐，经此罐处理后的水质悬浮物达到73 mg/L，污水含油255mg/L左右，完全符合来水水质要求。污水站上游来水还包含有北五联污水站、北三管网，通过定时作样对其进行监测，如是外围管网水质超标，可通过控制其水量，减轻中游污水处理压力，保证污水处理站的水质达标。
　　2.2 进行最佳加药比的摸索
　　目前采油三厂使用的絮凝剂，除油效果很好，但对悬浮物的处理效果不很理想。根据现场实验的化验数据我们得到，加药比为0.8mg/L时，水质指标接近或超过规定值，加药比为1.0mg/L时，水质指标稳定，加药比为1.4mg/L时含油量呈现下降趋势比较明显,悬浮物不但没有下降，反而有所上升。并且由于各批次药剂质量不同，最佳加药比也不尽相同，因此，摸索最佳加药比对水质影响尤为重要。
　　2.3 坚持经常性的收油工作，保证污水站沉降罐的除油效果
　　除油罐存油高度规定值不超0.5米，根据来水含油和污水站的实际处理量可以计算出，污水站1# 一次沉降罐收油周期约为1个月一次，存油时间为30天左右；污水站2#一次沉降罐收油周期约为2个月一次，存油时间为60天左右。将三个油样送到中心化验室进行化验，通过实践我们得出，随着存放时间的延长，原油的密度逐渐减小，粘度增大，凝固点升高，含蜡量、含胶量升高。使原油流动性变差，起乳化剂作用的胶质或沥青质随时间的延长较均匀地分布到油水界面上，形成了牢固的乳化膜，不易破乳。除油罐回收油进入上游，由于老化油不易破乳，又回到污水除油罐内，影响沉降效果。为此，我们缩短了收油周期，平均半个月收油一次，避免老化油的形成，收油时要彻底，收到见水为止，并在收油期间加密作样，发现来水水质超标立即通知相关人员采取措施，停止收油。如果已经形成老化油，控制每次收油量，要勤收、少收，以提高来水质量。
　　2.4 摸索杀菌剂加药点、加药量、联合杀菌效果
　　北六污水处理站采用紫外C杀菌装置，由于紫外线杀菌工艺在运行中存在结垢、超期运行、杀菌效率低、过滤罐跑料造成紫外灯管损坏问题，杀菌效果不理想。深度污水站在无物理杀菌装置的情况下，依靠杀菌剂进行化学杀菌，杀菌剂药效十分不稳定，效果一直也不太理想，硫酸盐还原菌指标在近年来水质抽样检查中很少能够达标。在1月份，我们在污水站我们摸索物理、化学联合杀菌的方法，在正常运行紫外C杀菌装置的同时，在一次沉降罐和二次沉降罐投加浓度为100mg/L的TX-3杀菌剂，送往中心化验室的数据显示硫酸盐还原菌在20万个/mL，达到水质要求。
　　2.5 突出对反冲洗时间的监控，随时调整
　　压力过滤罐的允许水头损失值一般可达5~10米，当过滤进行一定时间后，滤层因截留了悬浮杂质和乳化油而逐步失去过滤能力，当过滤水头损失达到最大允许水头损失时，过滤就终止，经过反冲洗，使滤层重新工作。过滤不但能去除水中的悬浮物和胶体物质，而且还可以去除细菌、藻类、病毒、铁和锰的氧化物、放射性颗料、在预处理中加入的化学药品、重金属以及很多其他物质。因此对反冲洗时间、强度和周期的控制尤为重要。当进出口压差超过1.0Mpa时，说明滤层已失去过滤能力，应进行反冲洗。滤料流失严重、污染大，对过滤效果都会产生不良后果。
　　目前我站现座污水站均为自动反冲洗，反冲洗周期为每日2次。如果压差达到1.0Mpa就进行反冲洗，不利于自动化反冲洗管理。深度污水处理站1#、2#、3#、4#进出口压差均超过1.0Mpa，极大影响过滤效果，我站采取投加反冲洗助洗剂，对滤料进行清洗，并进行了单罐数据的化验记录对比。通过数据对比，可以看出，滤料污油厚度减少，进出口压差变小，悬浮物、含油均在10mg/L以内，滤料的过滤效果明增加，使水得到进一步净化。
　　2.6 抑制下游，减少水质的二次污染
　　污水处理站出来的水，要经过注水站、注水管网到注水井注入到地下油层，为减少注入过程的二次污染，我们坚持注水站储罐在高液位运行，防止液位过低扰乱注水储罐的水质。通过抑制下游，减少水质的二次污染，保证合格的水注入到地下保证注入水水质。
　　3 几点建议
　　3.1 摸索出的最佳加药比加药量由于来液量每天不固定很难精确，建议使用可根据来液量调整加药比的自动加药装置。
　　3.2 硫酸盐还原菌各站不能随时监测，硫酸盐还原菌的化验每月厂中心化验室化验一次，不能及时分析水质变化原因，采取针对性措施，建议为各站配备硫酸盐还原菌化验仪器。
　　3.3 收油期间适当加大上游转油放水站破乳剂加药量，如果已经形成老化油，控制每次收油量，要勤收、少收，保证来水水质。
　　3.4 由于厂家送药不及，不能连续投加药剂对水质影响很大，建议厂相关部门加强药剂现场使用效果控制，在确保药剂质量的前提下能够按时按量送到。
　　参考文献
　　[1]张世君，周根先.油田水处理与检测技术. 黄河水利出版社.2003，8.
　　[2]李振泰.油气集输工艺技术，石油工业出版社[M].2007，3.
　　作者简介：张海鹏（1975年5月出生），男，1998年毕业于石油大学（华东），大庆油田第三采油厂第四油矿生产办，地面工程岗。