田 敬 張書勤 屈撐囤 蘇宏光 楊 雪 王 鑫

1.西安石油大學(xué) 陜西省環(huán)境污染與控制技術(shù)與儲層保護重點實驗室 （陜西 西安 710065）

2.陜西延長石油集團研究院 （陜西 西安 710065)

當(dāng)前，我國大部分油田已經(jīng)進入了開采的中后期，采出液的含水率高達(dá)90%以上。處理后采油污水用做注入水已經(jīng)成為油田采油污水的主要出路，處理后水質(zhì)的穩(wěn)定性是制約污水回注率的重要因素。因此，污水處理站出水穩(wěn)定性的研究對于油田的高效開發(fā)具有非常重要的意義[1]。處理后水質(zhì)的穩(wěn)定性指污水處理站出水、注水泵進口、注水井井口的水質(zhì)指標(biāo)基本保持一致，水質(zhì)穩(wěn)定性一般與各處理裝置的運行穩(wěn)定性、處理藥劑的應(yīng)用狀況、水質(zhì)水量的變化等密切相關(guān)。通過評價各構(gòu)筑物進出水水質(zhì)，可判斷處理裝置運行的穩(wěn)定性，并評價出污水處理工藝運行的穩(wěn)定性。通過對陜北某油田污水處理站各構(gòu)筑物出水水質(zhì)的分析，評價了工藝運行狀況，指出了處理工藝上所存在的問題，提出了相應(yīng)的改進措施。

1 實驗部分

1.1 主要儀器

Unic2100型分光光度計、分析天平、恒溫箱、微孔薄膜過濾器。

1.2 主要試劑

石油醚、 丙酮、AgNO3、BaCl2、H2SO4、NaOH、KCl及HCl均為分析純試劑。

1.3 實驗方法

（1）污水中懸浮物含量、含油量、細(xì)菌含量和pH測定依據(jù) 《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)》（SY/T 5329-1994）進行。

（2）污水中離子含量測定依據(jù)《油氣田水質(zhì)分析方法》（SY/T 5523-2000）進行。

2 結(jié)果與討論

2.1 污水處理流程簡介

污水處理站所采用的處理方法以物理法、物化法為主，主要有自然除油、聚結(jié)除油、混凝沉降、過濾等。相應(yīng)的配套設(shè)備有：緩沖罐、反沖水回收罐、濾后水罐、污泥干化池,處理工藝與國內(nèi)其他油田略同[2]。具體工藝流程見圖1。

2.2 污水性質(zhì)測定

2.2.1 采出水處理前主要指標(biāo)測定

用1.3中的實驗方法 （1）對污水處理前的pH值、含油量、懸浮物含量、總鐵及硫化物含量、腐生菌(TGB)以及硫酸鹽還原菌（SRB）含量進行分析(表1)。

圖1 污水處理工藝流程圖

表1 污水處理前水質(zhì)主要指標(biāo)分析結(jié)果

由表1可看出采出污水具有以下特點：水中含油量為 165～185mg/L，懸浮物含量為 40～60mg/L；總鐵含量為15.56～17.44mg/L；硫化物未檢出；細(xì)菌含量為 104個/mL，腐蝕速率為 0.092～0.101mm/a。

2.2.2 采出水處理前主要離子含量測定

采用 1.3 中的實驗方法（2）對如 Ca2+、Mg2+、Cl-、Na++K+和總礦化度以及水型進行測定和計算（表2）。

由表2可得，采出水中Cl-含量平均為23 208 mg/L，Ca2+、Mg2+含量平均值分別為7 756.9mg/L 和651.3mg/L，HCO3-含量為230.8mg/L，SO42-含 量為42.7mg/L，屬于氯化鈣(CaCl2)型高礦化度采油污水，其中溶解氧含量超過了0.15mg/L。

2.3 水處理系統(tǒng)沿程水質(zhì)狀況及穩(wěn)定性評價

2.3.1 懸浮物含量

采用1.3中的實驗方法（1）對處理系統(tǒng)中沿程各個點（包括來水、除油罐出水、沉降罐出水、過濾器出水、注水站進水、井口等）的懸浮物含量進行測定（表 3）。

表2 處理前水質(zhì)分析結(jié)果

由表3知，來水的懸浮物含量為45～79mg/L，經(jīng)過沉降后降低到3～15mg/L，過濾器出水低于10mg/L，井口則達(dá)到20mg/L以上。從分析數(shù)據(jù)可知，儲油罐、沉降罐運行良好，出水水質(zhì)可控制在80.0mg/L、20.0mg/L以下。過濾罐運行狀況較差，出水中懸浮物含量高于5.0mg/L，主要原因可能是濾料長時間未清洗造成了2次污染[4]。從出站水到井口懸浮物含量增加幅度較大，說明水質(zhì)穩(wěn)定性較差[3，4]。

2.3.2 含油量

采用1.3中的實驗方法（1）對處理系統(tǒng)中沿程各個點（包括來水，除油罐出水，沉降罐出水，過濾器出水，注水站進水，井口）的含油量進行測定（表4）。

由表4知，來水含油量一般在150～200mg/L之間。經(jīng)除油罐、沉降罐后降低到25～50mg/L，經(jīng)過濾器后含油量進一步降低到5～10mg/L，但污水出站到井口，含油量有上升趨勢，最高可達(dá)60mg/L以上，這可能是因水質(zhì)含油量超標(biāo)在管線中殘留，造成了對注水管線的污染[5]。

表3 污水處理及注水系統(tǒng)沿程懸浮物含量變化結(jié)果

2.3.3 細(xì)菌含量

采用1.3中的實驗方法（1）對處理系統(tǒng)中沿程各個點（包括來水，除油罐出水，沉降罐出水，過濾器出水，注水站進水，井口）的SRB及TGB含量進行測定。實驗結(jié)果見表5、表6。

由表5和表6知，來水中TGB及SRB含量多為104個/mL。經(jīng)過處理后TGB及SRB降低到10～100個/mL甚至1～10個/mL之間。但污水出站后到井口，細(xì)菌含量進一步增加，到井口一般會大于102個/mL甚至103個/mL。細(xì)菌含量增加原因可能是沿途管線污染、細(xì)菌與管線垢狀物共存造成的[6，7]。

2.3.4 腐蝕速率

采用1.3中的方法（1）對處理系統(tǒng)中沿程各個點（包括來水，除油罐出水，沉降罐出水，過濾器出水，注水站進水，井口）的腐蝕速率進行測定（表 7）。

由表7可知，來水腐蝕速率在0.08mm/a～0.1 mm/a之間，經(jīng)過除油罐和沉降罐之后腐蝕速率達(dá)到0.1mm/a以上，進入注水站以及井口的過程中腐蝕速率增加為0.12mm/a以上。這主要是反應(yīng)罐未敞開罐，溶解氧濃度增加增大了腐蝕速率。

3 存在問題的解決措施

通過實驗數(shù)據(jù)分析，對存在的問題解決措施主要有：

（1）過濾器出水懸浮物含量的不穩(wěn)定性與過濾器運行狀況不佳有關(guān)，可減小過濾器濾料的顆粒粒徑，由已有的0.5mm以上降低到0.3～0.5mm。

（2）通過藥劑體系的優(yōu)化，提高懸浮物、油的去除率；利用氧化藥劑控制鐵離子及細(xì)菌含量；適當(dāng)提高pH值至7.0～7.3，可降低溶解氧、低pH對污水的腐蝕性。

（3）加強處理系統(tǒng)的管理，確保儲油罐及沉降罐系統(tǒng)排泥、過濾器反洗、加藥系統(tǒng)正常運行[8～11]。

在分析工作的基礎(chǔ)上，優(yōu)化的藥劑體系為：①絮凝劑：選用聚三氯化鋁（PAC）為無機絮凝劑，其用量為80mg/L；助凝劑：選用陽離子聚丙烯酰胺（CPAM）為有機絮凝劑，其用量為2.5mg/L；②氧化除鐵劑：選用氧化型藥劑為除鐵劑，其用量為20mg/L；③pH調(diào)節(jié)劑：采用4%NaOH調(diào)節(jié)采出水的pH值為7.5。

表4 污水處理及注水系統(tǒng)沿程含油量變化結(jié)果

表5 污水處理及注水系統(tǒng)沿程SRB變化結(jié)果

表6 污水處理及注水系統(tǒng)沿程TGB變化結(jié)果

表7 污水處理及注水系統(tǒng)沿程腐蝕速率變化結(jié)果

通過上述改進措施，在處理系統(tǒng)沿程選取除油罐出水點和井口點，采用1.3中的方法（1）和方法（2）對其水質(zhì)進行連續(xù)3d的分析。改進措施實施前后水質(zhì)分析平均結(jié)果見表8。

由表8中數(shù)據(jù)可知，通過上述改進措施的實施，改進后出水水質(zhì)較改進前有了大幅度提升。

表8 污水處理后水質(zhì)主要指標(biāo)檢測結(jié)果

4 結(jié) 論

（1）通過減小過濾器濾料的顆粒粒徑、藥劑體系的優(yōu)化以及加強處理系統(tǒng)的管理等措施，基本上解決了處理工藝中水質(zhì)不穩(wěn)定的問題。

（2）此污水處理站污水中懸浮物含量、含油量、總鐵含量、細(xì)菌含量、腐蝕速率經(jīng)過改進后由原來40～60mg/L、 165～185mg/L、 15.56～17.44mg/L、 104個/mL、0.08～0.13mm/a 降低到了 0.7～0.9mg/L、2.0～4.3mg/L、0.09～0.32mg/L、102個/mL、低于 0.076mm/a，達(dá)到了油田注入水水質(zhì)指標(biāo)。

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