污水处理工艺.ppt

反思工艺现状 完善技术配套确保污水和原油处理系统高效运作,2010年01月,纯梁集输系统拥有联合站1座，接转站10座，原油处理能力4110 吨/天，实际处理量 2200吨/天；污水处理站6座，污水处理能力2.464万方/天，实际处理量2.44万方/天，成品原油输送管道19.6km，集油主干线 92.26km。,原油处理主要采用化学破乳、高效分离、升温沉降、密闭集输、原油稳定处理工艺；,污水处理以水质改性、SSF悬浮污泥、生化处理以及斜板混凝沉降处理工艺为主；,目前的处理工艺基本能满足生产需要，但依然存在原油处理管泵不匹配、能耗偏高，污水处理工艺配套不够完善等问题。,污水处理,原油处理,2006年以来，针对所辖油田注水水质长期不达标严重影响注水开发效果的实际，采油厂转变理念，树立“水油并重”的思想，结合分公司开展“水质专项治理”的有利时机，逐步改造完善了七个污水处理站的工艺，推进“系统节点”精细化管理模式，有效改善了污水水质。,主要有首站水质改性工艺，樊家、高青和樊128站的SSF悬浮污泥净化工艺，樊41站生化处理工艺，正理庄站斜板混凝沉降工艺。,各污水站水处理工艺现状,水处理技术现状,1、水质改性技术,纯梁首站,首站水质改性工艺于2007年4月投产，通过加入复合碱、助凝剂等药剂，将污水PH值由6.5的弱酸性提高到7.8以上的弱碱性，达到改变污水水性，改善污水水质的目的，设计处理规模 2.0万立方米/天，实际处理量 2.1万立方米/天，目前运行基本稳定。根据现场应用情况，该工艺主要要抓好五个关键环节：,混凝沉降,原水,污水过滤,药剂投加,污泥排放和处理,首站水质改性处理,原水水质,要求污水含油80mg/L,悬浮固体100 mg/L，现场通过控制三相分离器和原油沉降罐运行参数，能够满足生产要求,药剂投加,混凝沉降,主要采用一、二次重力沉降，一次沉降后含油30mg/L,悬浮固体含量60mg/L；二次沉降后含油20mg/L,悬浮固体含量30 mg/L，由于加药量大，排泥和清罐周期不合理时，出水悬浮固体含量有超标现象,污泥排放和处理,污水过滤,（1）调整离子，抑制结垢。通过加入离子调整剂，降低污水中结垢离子的浓度，使其转变为热力学上的稳定体系，从而抑制结垢。,技术特点,（2）提升pH值，抑制腐蚀。由于pH值提升，能抑制细菌的生长和繁殖，并且削弱氢的去激化作用，从而抑制腐蚀。,（3）地下问题，地面解决。将地下结垢问题前置于污水处理站内，使成垢离子在站内沉积下来，从而避免井下结垢。,（4）稳定水质。成垢离子消除在站内，抑制微生物生长，腐蚀减轻，从而使水质稳定。,综上所述，自水质改性工艺投运以来，对应注水区块启动压力下降、吸水指数上升，注水状况明显改善；水井增注有效期延长，作业工作量及费用明显下降；井筒状况得以改善，层段合格率有所提高；油田稳产基础有效加强，注水单元开发状况进一步好转。但是，对地层的影响仍需进一步观察；在实际应用过程中，也存在不少问题，主要包括：,结 论,（1）配套工艺技术仍不完善,复合碱的组成配比需要进一步优化和规范。目前主要投加复合碱和助凝剂，其中复合碱由氢氧化钙和氢氧化钠按2：1的比例组成，没有专门的配比标准。实际应用过程中氢氧化钙加多了产生污泥多，增加排泥和污泥处理工作量；氢氧化钙加少了，药剂成本高，同时沉降罐悬浮物不易沉降。,沉降罐排泥和污泥处理技术仍不成熟。在负压排泥技术的基础上，目前主要靠增加缩短排泥周期、延长排泥时间和定期清罐来保证系统运行，但增加了站内循环水量。,过滤工艺不配套。实践证明，传统的双滤料不能够有效过滤水质改性后产生的污泥，反洗再生效果差，极易造成滤料板结。但首站两台核桃壳体外搓洗滤罐运行效果较好，建议推广使用。,（2）维修工作量大,设备设施使用寿命短。由于水质改性技术将以前地下的腐蚀、结垢等问题前置到地面解决，污水站内的设备、管线使用寿命短，运行效率低，维修工作量大。,工艺不配套造成的维修工作量增加。比如排泥工艺不成熟，负压排泥器需要定期进行检修，清理堵塞物；过滤罐不配套，需要定期清洗滤料；阀门气动频繁，需要及时维护或更换。,2、悬浮污泥过滤技术,樊家站、高青站和F128站,悬浮污泥过滤法又称SSF（Suspended Sludge Filtration）法。首先采用投加混凝剂使污水中部分溶解状态的污染物胶体颗粒吸附出来，形成微小悬浮颗粒，从污水中分离出来；依据旋流和过滤水力学等流体力学原理，在SSF污水净化器内使絮体和水快速分离,形成悬浮泥层,污水经过罐体内自我形成的悬浮泥层过滤之后，达到回注标准。,Stokes定律,同向凝聚理论,樊家站污水处理工艺示意图,樊家站采用SSF法配套金属膜过滤处理工艺，2007年9月投产，设计处理规模为700m3/d，水质要求达到A2级。,流程简单无需更换滤料没有复杂的反冲洗流程和PLC控制净化效果好（含油 5mg/L，悬浮物 5mg/L）,技术特点,樊128站采用SSF法配套金属膜过滤工艺，2009年11月恢复投运，设计处理规模为240m3/d，水质要求达到A2级。,高青站采用SSF法配套金刚砂过滤处理工艺，2009年4月15日投产，设计处理规模为1400m3/d，水质要求达到B3级。,结 论,综上所述，樊家、高青和樊128站采取的主要工艺均为三相分离器出水，经过重力沉降除油后进入SSF净化装置处理，最后经过压力过滤后外输。从应用效果看，SSF悬浮污泥过滤技术的除油和除悬浮固体效果较好，在SSF净化装置来油100mg/L、悬浮固体含量不限时，出水含油3mg/L，能够达到A2级水质含油指标要求，出水悬浮固体含量也能保证在10mg/L以下。但在实际运用过程中，该技术仍存在悬浮固体含量和细菌含量超标的问题，主要原因如下：,（1）对进水量的平稳性要求较高，一旦进水量波动较大，悬浮污泥过滤层易破坏，恢复时间较长，造成后续悬浮固体含量超标。,（2）悬浮污泥层对细菌有帮助滋生作用，悬浮污泥层对去除含油和悬浮固体含量有较好效果，但是由于其成分复杂、停留时间长，又给细菌的滋生创造了一个较好的环境，造成细菌超标。,（3）配套过滤技术不完善，实践证明，由于SSF悬浮污泥过滤技术加药种类多，尤其是助凝剂属于高分子无机物，对后续污水的悬浮固体含量和粒径影响较大，易对金属膜过滤器造成污染，而且不易恢复正常，导致过滤效果达不到设计要求。所以SSF悬浮污泥过滤技术不能与金属膜过滤器配套使用。,樊41站采用生化处理配套金属膜过滤工艺，2006年10月投运，设计处理规模为300m3/d，水质要求达到A2级。,3、生化处理技术,樊41站,该技术是通过烃类降解菌对原油的降解作用，有效地的去除用化学或物理方法难以去除的低含量的溶解油。,（1）过滤工艺不配套，由于生化处理后悬浮固体含量超出金属膜过滤器进水指标要求，同时由于悬浮固体由采出液悬浮固体和软悬浮物（即生化池降解菌死后残留物）组成，为后续过滤增加了难度，仅靠一级金属膜过滤器不能满足实际生产需要，需要增加一级粗过滤。,结 论,实践证明，生化处理技术的除油效果很好，生化处理后含油1mg/L，能够达到A1级水质含油指标要求。但在樊41站污水处理过程中，存在悬浮固体含量超标，主要原因如下：,（2）来水温高，设备设施使用寿命短，由于为提高前端油水分离器效果，来水温度超过60，严重影响生化填料、曝气机以及泵类设备的使用寿命。,正理庄站采用沉降除油+斜板混凝沉降+压力过滤工艺，该工程2009年5月开工，设计处理规模为2000m3/d，水质要求达到B3级，正在试运行阶段，有待进一步观察。其中斜板混凝沉降技术在桩西采油厂、临盘采油厂应用较好。,4、斜板混凝沉降技术,正理庄站,（1）污泥的无害化处理,其他方法,物理化学法,生物法,热处理技术法（焦化法、焚烧法、热脱析法、热解法等）、溶剂萃取法、微波法、含油污泥固化法等。,地耕法、堆肥法、生物反应器法等。,含油污泥调质、脱水和调剖等方法,以上方法都存在着处理效果差、处理成本高、不能实现全过程无害化处理等问题，所以没有得到推广，因此急需研究探索一种含油污泥处理新技术，目前国外及国内有些油田应用预氧化技术和超临界污泥处理技术取得了较好效果。,1、工艺需进一步配套完善,下步工作方向,（2）污水过滤工艺配套,一是在首站推广应用质量轻、耐搓洗的滤料，如核桃壳体外搓洗滤罐，增强滤料的反洗再生能力，提高过滤效果。,二是对SSF悬浮污泥水处理工艺进行配套完善，采用双滤料过滤技术，提高过滤效果。,2、加强沿程水质治理，实现井口水质达标,要实现污水合格回注，必须保证水质井口达标，但由于水质受到沿程二次污染，井口水质普遍变差，特别是悬浮物含量、悬浮颗粒粒径和细菌含量明显上升。下步从工艺、水性、药剂等方面，研究分析影响沿程水质稳定的主要因素，科学认识水质变化的规律，采取合理措施，确保井口水质达标。,沿程安装监测点、腐蚀挂片装置加强水质监测,定期筛选缓蚀剂和杀菌剂等药剂,定期冲洗管线和注水站储罐,3、杀菌剂、缓蚀剂筛选评价与现场投加方案的优化,由于技术条件的限制，SRB菌含量高仍然制约着水质符合率的进一步提高。针对目前SSF装置出口SRB菌含量高的问题，重点进行杀菌剂筛选和现场投加方案进行优化，找出SRB菌含量高的解决办法，开展杀菌药剂投加现场试验，优化杀菌剂加药方式和加药位置，下步采取“冲击+连续梯度”的杀菌剂投加方式，以保证杀菌效果。,4、建立健全污水处理系统评价体系,5、观察并分析回注污水对地层和油水井的影响,6、加强管理，保证水质稳步提高,一是加强前端控制，改善原水水质,二是深入推行“药剂与水质联合承包”管理模式,三是完善监控网络，强化节点分析,污水处理,原油处理,采油厂原油集输通过多年来的工艺配套，集输工艺不断完善，目前集输系统在原油处理中采取的端点加药、管道破乳、高效分离和密闭集输等处理工艺取得了较好效果，为原油处理经济高效运行奠定了基础，近几年来首站原油外输含水稳定控制在0.2以下，高青稠油处理达到了2的外销含水控制指标。,原油处理工艺现状,联合站,主要工艺流程：加药后的采油区块油气水混合液部分加温进入高效三相分离器进行油气水分离，分离后伴生气进纯梁气站进行轻烃回收，原油直接进5000m3二次沉降罐进行油水沉降处理，沉降脱水后原油通过稳定后进入油罐加热外输，污水进污水处理系统。,纯梁首站,工艺特点：,（1）端点加药，管道破乳。脱水效果较好，沉降出口原油含水在1以下；,（2）高效分离，分区计量。采用5台HBP高效油气水三相分离器实现分区计量，分离器实现自控，运行稳定，分离器油出口含水在3以下；,（3）全密闭生产。应用原油稳定和大罐抽气回收原油中轻组分，密闭率达98%以上。,存在问题：,（1）西线来油实行二次沉降，原油在沉降罐内温降大；,（2）梁南分离污水温度高于60，余热没有有效利用；,（3）温度参数控制难度大，热能损耗大。,中间集输站,主要工艺流程：区块来油进站通过加热炉加温后，进高效分离器油气水分离，来液中大部分污水进污水处理站处理，低含水原油进密闭缓冲罐，然后用外输泵加压外输。,正理庄、樊家、通滨、纯53站,工艺特点：,（1）处理流程短。站内流程紧凑，工艺上仅作简单的分离、加温和加压输送。,（2）就地分水，就地处理。,（3）输油泵采用变频调速，系统密闭集输。年减少耗电量31万千瓦小时，蒸发损耗降到了0.3以下。,存在问题：,（1）部分分水站未实现低温预分水处理，外输污水温度偏高，热能损耗大；,（2）三相分离器存在设计处理量大、未实现自控的问题。樊家站分区计量后，分离器实际处理量不到设计处理量的50，手动操作难度大，运行不稳定。,（3）正理庄分离伴生气含CO2气体含量高，达到25%。,（4）低压变配电系统没有达到经济运行最佳负荷点，铜损、铁损大。,（5）辅助生产系统用电用气能耗大。,稠油处理站,主要工艺流程：稠油通过管输进高青接转站，同时掺入部分稀油进行加温脱水分离沉降处理，达到外销含水2以下，原油拉运至滨南二首站。,高青站,工艺特点：,（1）处理流程短，工艺简单；,（2）采取端点加药、掺稀油和升温分离处理工艺，实现了稠油就地处理。,存在问题：,（1）稠油处理温度是关键，根据粘温曲线，若温度稳定保持在77以上时，粘度在 3000mPa.s以下，高青稠油可以实现不掺稀油处理，但高青站伴生气气压不稳，来油加热温度不能稳定控制在75以上，影响分离脱水效果。,（2）稠油脱水加热温度高，余热得不到充分利用，会造成大量热能损耗。,集输管线,存在问题：管泵不匹配，管输温降大。樊家、正理庄站分水以后，外输液量大幅度降低，管输流速远远低于经济流速（1.5m/s），正理庄至樊家每千米管输温降为2.6，樊家至小营站每千米管输温降为1.9，小营至首站管段因采用沥青防腐管，管线温降更大，达到3.1。,下步工作方向,1、集输泵站工艺技术配套完善,（1）完善自控工艺，实现生产平稳运行,（2）配套工艺技术改造，实现节能降耗,下步工作方向,2、利用现有的工艺条件实现稠油的经济高效处理,下步工作方向,3、优化原油输送技术，提高节能效果,总之，集输系统今后的工艺配套要遵循“工艺简单，管理方便；安全可靠，满足生产需要；节能高效，达到经济技术要求”的基本原则，积极开展工艺技术研究，依靠技术进步和创新，通过精细管理、系统优化、挖潜增效，促进系统高效运行和长效发展。,结 束 语,谢 谢！,请领导专家批评指正,