油田污水处理改造工艺与效果分析

来源：科学与技术

摘要：本文由石油化工废水处理设备——广东春雷环境工程有限公司采编。针对污水腐蚀速率高、水质不达标的现状，按油田一体化治理工作水质改造的目标，某污水站通过制定合理的治理工艺方案，采用“电化学预氧化+混凝沉降+过滤”工艺，治理后水质达到B2级，确保了某污水站水质长期稳定，为水质达标奠定了坚实的基础，最大限度地满足了所在区块油田注水开发和长期稳产之需要。

关键词：水质治理;某污

前言

水驱油藏开发，注水是关键。像人体一样，地层也需要喝水，而且要喝健康的水，喝不到就会导致地层渗透率下降，最后水注不进、油采不出，管网腐蚀结垢，甚至“寿终正寝”。某污水站2002年改造，改造后污水处理规模为2.0×104m3/d，设计水质为C3级，在油田开发初期取得较好的注水效果。“十五”以来，采油厂实施大规模的细分层系开发综合调整，油田开发对象逐渐由中高渗为主向中低渗为主油层转移，根据油田一体化治理的总体布署安排，地质部门要求注水水质需提高到B2级标准，另外，污水在外输的过程中，水质的稳定性差，腐蚀、结垢严重，到达注水井口腐蚀速率超出标准近10倍。注水水质不达标，影响注水开发效果并造成注水成本增高。因此有必要尽快对某污现有污水处理流程进行改造，水质达到油田一体化治理注水要求。

1治理前水质概况

(1)污水水性分析

从某污水站外输水离子分析表中可以看出，污水的矿化度、Cl-、HCO3-含量高，PH值低，污水腐蚀性强;Ca2+、Mg2+等成垢离子含量高，容易结垢;Fe2+含量高，易造成沿程水质不稳定。

(2)水质沿程变化状况

从下表中2008年检测的某污水站来水及外输水沿程水质变化情况可以看出，某污出站水水质达不到B2级标准，外输水至注水井口的悬浮物及平均腐蚀率发生了很大的变化，特别是腐蚀速率最高超出了标准近10倍，到注水井口水质已远远达不到B2级。

表1某污来水及外输水沿程水质变化情况表

编号分析项目单位来水水质参数出站水质参数注水站配水间注水井口

1悬浮物固体含量mg/L1228.0343540

2悬浮物粒径中值μm43.84.04.44.4

3含油量mg/L15311.916.622.419.2

4平均腐蚀率mm/a0.0740.3～0.620.34～0.74

2存在问题

(1)原设计水质标准不满足油藏开发水质要求。某污水站2002年改造，设计水质是按照C3级设计，满足中高渗油藏开发需要。目前油田B级以上的注水量占总日配注水量的68.9%，C3级水质已不能满足目前油藏细分开发需要。为满足中低渗油层注水水质要求达到B2级标准。

(2)污水处理工艺无法达到B2级标准。目前污水处理流程中只设一级陶瓷过滤器，过滤精度无法达到B2级。另外，采用“自然除油+混凝沉降+过滤”配套“三防”的污水处理工艺技术，该站水性较常规污水稳定性差，腐蚀性强，现有的污水处理工艺技术经过多年的运行实践和近年来的多次现场试验证明，现有工艺流程无法解决水质不稳定及腐蚀结垢问题，因此急需对现有的污水处理工艺进行改造。

(3)主要处理构筑物损坏严重，无法保障水质提高。