大庆油田水处理站PPT课件

大庆油田水处理管理与技术,陈忠喜,2009年8月,大庆油田建设设计研究院,1,-,一、大庆油田水处理站工艺流程,二、三次采油的水质特性变化和带来的问题,三、明确责任、完善标准、制定管理规范,四、节点管理法加强水处理各环节管理,五、加强水质监督工作,六、加强员工技术培训,七、水质管理效果及体会,目录,2,-,大庆油田开发经历了一次采油(自喷采油)、二次采油(注水采油)、三次采油三个开发阶段。为了满足油田含油污水处理及油田注水开发的要求，根据处理原水及出水指标的不同，油田水处理系统相应建成了常规含油污水处理系统、深度含油污水处理系统、聚驱含油污水处理系统及清水处理系统。,一、大庆油田水处理站工艺流程,3,-,一、大庆油田水处理站工艺流程,1、采出水常规处理工艺流程大庆油田目前采出水常规处理工艺主要有以下六种形式。,采出水常规处理站工艺流程,目前大庆油田已建的水驱采出水处理站工艺主要以两级沉降与压力过滤三段处理流程为主，共计35座站，占全部采出水常规处理站的67.3%。,4,-,2、聚驱采出水处理工艺流程,聚驱采出水处理站工艺流程,随着聚合物驱油技术的大面积推广，目前全油田已建成28座聚驱采出水处理站，其中23座为二级沉降与一级压力过滤流程，占全部聚驱采出水处理站的82.1%。,5,-,3、采出水深度处理工艺流程,采出水深度处理站工艺流程,6,-,采出水深度处理站有两种工艺流程:.两级沉降、两级过滤流程。主要应用于外围油田，该流程为普通水处理和深度处理合一流程。.两级过滤流程。主要应用于老区油田，其来水为常规采出水处理站处理后的污水。该流程占所有采出水深度处理站的41.0%。,7,-,4、地下水处理工艺流程,地下水处理站工艺流程,大庆油田地下水处理主要应用在外围油田，主要工艺为锰砂除铁加精细过滤。,8,-,5、地面水处理工艺流程,油田已建的地面污水处理站共计10座，正在运行的有7座。老区只有采油二厂乘风生活污水处理厂在运行；外围只有采油十厂6座处理松花江水的地面水处理站仍在运行，其采用的处理工艺为两级过滤（来水粗滤精滤）。,9,-,二、三次采油的水质特性变化和带来的问题,1、聚合物驱采出水目前采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂水驱采出水处理站全部见聚。见聚后水质特性发生了如下变化：增加了污水粘度：由0.600.65mPa.s上升到1.0mPa.s以上；油珠颗粒细小：粒径中值由水驱35m左右，降到10m左右；污水Zeta电位增大：由-2.0-3.0mv上升到-20.0mv以上；降低了油珠浮升速度：速度变成了水驱的十分之一左右；悬浮固体粒径变细：粒径中值14m左右。这种水质特性造成原油、悬浮固体乳化严重，形成了稳定的胶体，沉降分离难度加大。,10,-,、三元复合驱采出水：油水乳化程度高，油珠粒径小，油水分离速率低杏二中试验区为例，其水相乳化油量为水驱采出液的28倍。油水界面界面张力低，负电性强，Zeta达到-30mV以上水相粘度大（进站采出水粘度达到1.5mPa.s以上，单井采出液粘度可达到5.0mPa.s以上）。分离采出水中含油量和悬浮固体含量高，去除困难。经过24h静置沉降的分离效果达不到水驱采出液经过8h静置沉降后的分离效果。,11,-,、聚表剂驱、高浓度聚合物驱采出水初始油珠粒径变小、油水乳化程度增高；悬浮固体不浮、不沉，去除难度增加；沉降时间增长、油水分离难度加大。通过静止沉降使采出水中含油量降至100mg/L以下，聚合物驱采出水需要12h、而聚表剂驱采出水需要20h、高浓度聚合物驱采出水至少需要24h。,12,-,由于以上水质特性的变化，导致采出水处理工艺、药剂不适应，造成处理后水质达标困难。对此，油田公司上下高度重视，从管理及技术方面开展工作，取得了显著效果。,编制并实施了水质改善规划；完善了水质管理制度；开展了多项科研攻关；进行了多相现场技术改造。,油田公司采取的措施：,13,-,几年来对水处理系统存在的问题，加强调查与分析，本着技术是关键、改造是手段、管理是保障的水质治理思路，在科技攻关、技术改造和运行管理上下功夫，循序渐进地解决问题。,树立,“把水量当产量来管，把水质当措施来抓”的理念,“综合治理、确定模式、同步推进、持续改善、确保长效”的原则,本着,大庆油田水质管理和改善总体原则：,三、明确责任、完善标准、制定管理规范,14,-,、明确各级管理职责,一是下达标准；二是下达考核指标三是负责日常技术管理；四是协调解决问题五是下达检测计划，并组织检测，发布检测公报。,采油厂职责,一是下达考核指标二是监督标准执行三是上报工作量四是负责制定整改措施，并组织实施。,油田公司开发部职责,采油矿(队)职责,一是执行相关标准、规定；二是执行操作规程三是做好水质检测及数据录取工作，发现水质异常，及时分析存在的问题，并采取相应措施，无法解决的问题及时汇报。,15,-,2、制定管理制度和操作标准,为了规范油田公司水处理站管理，近两年油田公司开发部组织设计院技术人员、采油厂现场管理人员，编制完成了,含油污水处理站7类站运行操作规程及资料管理规定、检查评比细则19项各类站单体设备操作标准15项对各类水处理站收油、排泥、滤料及药剂等技术管理要求形成标准24项,形成了,大庆油田有限责任公司水处理注水企业标准汇编,16,-,根据地质开发需求，结合不同区块的地层条件及采出水特征，不断完善、制订适合大庆油田的水质标准。,2000年结合处理工艺完成了含聚污水控制指标的试验研究。,采出水含聚后,根据生产实践2006年又对标准进行了修订和细分，完成了特低渗透油藏的水质标准。,特低渗透油藏,、完善水质标准,17,-,不含聚合物注入水水质控制指标,18,-,含聚合物注入水水质控制指标,19,-,新修订标准具有如下特点；,.新标准比旧标准划分的等级更细，水驱由四级变成五级，含聚由三级变成四级；.含聚高渗透指标变严，含油量、悬浮固体由“双30”变成“双20”；,.新标准规定“污水中含聚合物浓度达到20mg/L，即定义为含聚污水”。,20,-,将水处理各环节管理向外延伸，前至脱水站原水后到注水井口的水质，强化系统管理，同步开展治理工作，提高目的水质达标率。水质节点管理方法，要求各联合站从本站的实际情况出发，制订符合实际的节点管理实施方案，同时将污水水质管理点前移至转油站，把油系统和水系统看作一个连续的水质管理链，并将起点（转油站）至终点（注水井）之间划分为若干个管理节点，每个节点都确定管理指标和相应的管理办法，以达到点点达标则系统达标的目的。,面对新的形势,污水处理过程是一个系统过程，是一个“木桶效应”，任意一个环节没有发挥作用，都将导致整个系统处理效果不理想。大庆油田进入三次采油开发阶段，采出液成分日趋复杂，污水乳化现象十分严重。,四、节点管理法加强水处理各环节管理,21,-,、从源头抓起，提高油站放水水质，降低污水站处理压力,从多年管理经验看，来水含油过高会增加水处理站负担，抓水质要从油系统抓起。,为严格控制来水指标，我们确定了放水站或脱水站放水管理指标分别为聚驱500mg/L，水驱300mg/L。,措施,效果,通过几年的严格要求与考核，大多站可控制在聚驱300mg/L，水驱100mg/L以内，保证了污水处理站源头水质。同时合理调配各站放水水量，控制波动在5%以内，尽量减少水量波动对污水处理站水质处理的冲击。,22,-,、做好沉降段的收油、排泥工作，释放污水沉降空间,含油污水处理站必须做好除油段（沉降罐、气浮选、横向流设备）的收油、排污及清淤工作，沉降罐上层收油和底部排泥一直是影响水质的关键环节。沉降罐的污油在罐内长期不收形成老化油，回收油泵不易回收，油内存在大量悬浮杂质、菌类、硫化物等，这种水质在系统内循环，引起水质恶化。沉降罐中的污油和污泥，占据了设备内污水沉降空间，悬浮固体随出水口进入过滤罐，增加滤罐负担，造成滤料污染。回收水池内的污泥不及时排出又会被打回沉降罐，在系统内可形成恶性循环。,23,-,沉降罐上层收油和底部排泥一直是影响水质的关键环节。为解决这些问题在管理上始终坚持：,采取调整沉降罐堰板高度、控制液位，更换排量不匹配的收油泵，将油直接回收到油系统的沉降罐，实现连续收油。对尚未实现连续收油改造的站，通过调节沉降罐堰板,控制沉降罐液位，油位高度控制在0.5米以下，在沉降罐顶部未形成死油时，实现连续收油。,一是,24,-,沉降罐应连续收油技术,含油污水处理站沉降罐收油普遍采用提高沉降罐内液位重力式收油，污油靠重力进入污油罐再由污油泵输至脱水站。收油周期从1d到30d不等。,含油污水站收油工艺流程图,25,-,2008年1月1日实施的油田采出水处理设计规范GB504282007中规定：除油罐或沉降罐应设收油设施，宜采用连续收油，间歇收油时应采取控制油层厚度的措施。石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。,26,-,沉降罐常用收油系统存在的问题,沉降罐出水调节堰调节范围不够（原设计油层厚度为1.21.5m），不能满足顶部积油厚度不应超过0.8m的要求；收油周期长，未实现连续收油，间断回收对原油脱水系统产生冲击；污油在沉降罐内停留时间长，形成老化油，常导致电脱水器垮电场，影响原油脱水系统的运行。,27,-,沉降罐连续收油技术,大庆油田采油一厂率先在聚南-污水站的聚驱和水驱两座污水站，对8座沉降罐采用控制沉降罐的液位高度，罐内污油直接用回收油泵外输至聚中501放水站的收油试验。通过沉降罐连续收油，使沉降罐处理后的水质得到了明显改善。,28,-,29,-,采油八厂永一联合站在2008年采用浮筒式收油，运行结果表明，夏季运行平稳，冬季由于油温低，浮球存在卡塞失灵的情况而无法使用。采油五厂利用调节出水堰板或调节沉降罐液位实现连续收油，先收到污油罐，再用收油泵连续输至脱水站，目前运行平稳。推荐使用：调节出水堰板或调节沉降罐液位实现连续收油，先收到污油罐（防止泵抽空），再用收油泵连续输至脱水站。,30,-,完善沉降罐排泥工艺。近几年部分站通过在污水站的沉降罐底部安装负压排泥或穿孔管排泥工艺设备，配套完善污泥浓缩工艺，实现了定期排泥。对尚未实现工艺改造的站严格按油田含油污水处理站收油、排污及清淤管理规范，定期人工清淤。,二是,31,-,含油污水处理站执行合理的清淤制度，减少截留物在系统内的循环量，保证水质处理的效果。沉降罐每季度排泥一次；横向流除油器每周一次；回收水罐每天3天一次；每年入冬前对积泥池清淤一次；回收水池每两年进行一次清淤。,三是,32,-,沉降罐排泥技术,负压排泥盘示意图,静压穿孔管示意图,排泥工艺主要有三种：静压穿孔管、负压式、泵吸式排泥工艺。,33,-,泵抽排泥是在沉降罐底部设集泥坑，待集泥坑污泥集满后，利用沉降罐外部的吸泥泵将污泥抽出，排至污泥浓缩罐或污泥池。,泵抽排泥工艺图,.泵抽沉降罐排泥技术,34,-,静压穿孔管排泥是在沉降罐底部设多根开孔的管道，每根引至沉降罐外部，待沉降罐底部集泥后，利用沉降罐自身的液位差将污泥排出。可单根排泥，也可多根排泥。当污泥需要提升时，可设污泥提升泵。,静压穿孔管排泥工艺图,.静压穿孔管沉降罐排泥技术,35,-,负压排泥是在沉降罐外部设提升泵，将工作液提升到沉降罐内部排泥器，排泥器在工作液的作用下形成负压，吸出沉降罐底部污泥。,负压排泥工艺图,.负压沉降罐排泥技术,36,-,从上表可以看出，静压穿孔管排泥技术有灵活多变的特点，可根据后续处理工艺的不同，选择静压、泵抽穿孔管排泥工艺。,排泥工艺对比表,37,-,、及时对滤罐进行开罐检查，不断摸索和总结反冲洗的最佳模式和方法,过滤工艺是水质处理的关键环节，它主要通过过滤介质（滤料）的吸附、絮凝、沉淀、截留等作用，去除油田注入水中的含油及悬浮杂质，达到合格注水的目的。,各采油厂每年4月开始开罐检查，重点检查滤罐结构损坏、滤料流失和污染情况，对结构损坏的过滤罐立项实施维修改造；对缺少的滤料及时填补，对污染滤料进行清洗、对污染失效滤料进行更换。,一是,2005年开始每年开罐检查，问题过滤罐的数量逐年减少。2008年全油田对在用的2146台过滤罐中的1895台进行了开罐检查，检查发现18.5座滤料缺失，比去年减少5.2%；滤罐结构损坏的有98台，比去年减少20.3%，污染情况比2007年减轻。开罐检查目前已在各采油厂形成制度。,38,-,油田污水含聚后，滤料反冲洗再生出现困难，近几年在现有的工艺基础上，逐步摸索适宜的滤罐清洗药剂和清洗方式，定期（1-2月）对滤罐进行清洗，有些厂选用清洗剂浸泡滤罐、有些厂用洗井车加热水清洗滤罐，清洗前后取样对比发现，滤料再生率明显提高。通过滤罐清洗延长了滤料更换周期，明显改善了过滤段水质。,摸索适宜的滤罐清洗药剂和清洗方式，提高滤料再生率。,二是,39,-,近几年随油田产能建设及老区改造，油田水处理过滤罐实现变频反冲洗的站数逐年增加，大大减轻了一线操作人员的劳动强度，减少了因反冲洗造成跑料的损失；油田污水含聚后水处理站反洗参数出现了不适应、不合理情况。近年以来加强了对过滤罐单罐化验检查，要求各站根据单罐化验结果，及时进行反冲洗周期和强度的调整。要求各水处理站根据的处理工艺和水质状况摸索确定最佳反冲洗周期和强度，保证滤料再生，提高过滤效率。,提高变频反冲洗站比例，确定水处理站过滤罐最佳反冲洗机制。,三是,40,-,、开展了过滤器反冲洗参数优化工作,通过过滤器反冲洗参数优化，使过滤器的过滤效果得到很大提高。,效果如下：优化参数使滤层污染物的残留量低，与原参数相比，滤料的含油量降低了85以上、含杂质量降低了50以上。优化参数降低了过滤压差，过滤出水含油量降低了40以上，过滤出水悬浮固体降低了30以上。优化参数比原参数可以减少20的自耗水量。,41,-,石英砂滤罐反冲洗机制对比示意图,优化后核桃壳滤罐反冲洗曲线图,优化前核桃壳滤罐反冲洗曲线图,42,-,大庆油田已经进入水驱、聚驱并存的开发阶段，随着油田聚合物驱、特别是三元复合驱开采区块增多，聚合物驱、三元复合驱采出水处理工艺中存在颗粒滤料过滤器反冲洗再生效果差、过滤效果不好和反冲洗过程中的憋压、跑料等问题，针对该问题应用了气水反冲洗再生技术。该技术可以将聚合物驱、三元复合驱采出水处理工艺中其它反冲洗再生方法不能再生出来污染颗粒滤料干净彻底再生出来，使滤料表面残余含油量达到0.04%，节省反冲洗自耗水量70%。该技术在原工艺流程中接入供气设备就可以实现气水反冲洗再生，工艺和过滤器内部不用改造。,、过滤罐应用了气水反冲洗技术,43,-,水反冲洗后滤料情况气水反冲洗后滤料情况,44,-,、微絮凝过滤技术效果显著,微絮凝过滤技术是将混凝和过滤过程在滤罐内同步完成的一种新型接触式过滤工艺技术，即投加少量的絮凝剂，使悬浮于污水中粒径较小的悬浮物形成微絮凝体。微絮凝体附着在滤层顶部形成网状结构的新滤床，使滤层具有截留、捕获微小悬浮物的作用。,目前大庆油田含油污水中悬浮固体含量低，并且在水中沉降特性非常差，基本呈悬浮状态。如：南八联含油污水处理站中的悬浮固体沉降特性。,45,-,采油六厂在喇十七深度污水处理站、喇-2污水处理站开展了微絮凝过滤技术现场试验，取得了显著效果。如：在喇十七深度污水处理站进行了整站加药试验，在加药浓度2.1mg/L条件下，外输水含油量平均由6.5mg/L下降到1.5mg/L，悬浮物平均含量由14.4mg/L下降到4.7mg/L。,46,-,、严格药剂和滤料管理,药剂,部份厂实现了对化学药剂实行费用专项化管理，由厂生产管理部统一调配，监督实施运行，入厂药剂，化验室全部检测，不合格退货，到站药剂必须要配伍检验，合格后才可真正使用。,水处理站用化学药剂和滤料是水处理的关键物资，为保证质量，油田公司编制下达了油田水处理药剂技术管理规定和油田水处理用滤垫料管理规定。,滤料,滤料须是招标与公司组织现场实地考查后选定的供货厂家，并坚持多年不变。每批滤料必须通过物资管理中心的进货检验和现场填装前厂管理部与质量部组织的二次检验，不合格滤料均退货处理。,47,-,、强化原油破乳和悬浮固体絮凝作用,针对采出液脱水系统水中含油和乳化程度不稳定问题：,一是脱水前强化原油破乳。以中112转油放水污水站为例，在地面掺水中投加自主研发的油水分离剂SP1004后，显著降低了水处理设施的负担，明显改善了处理后采出水的水质。,二是沉降前强化悬浮固体脱稳絮凝。针对含聚合物采出水处理后悬浮固体含量达标率低的问题，含聚合物采出水和三元复合驱采出水采用了最新研制的复合清水剂CF1001，可显著改善处理后采出水的水质，过滤后采出水的含油量和悬浮固体含量可以达到水驱采出水回注高渗透层的水质指标。,48,-,、采用物理杀菌方法降低运行成本,物理杀菌,在采油一厂、二厂、四厂、五厂、六厂进行了变频电脉冲-紫外线联合杀菌现场工业性试验，试验效果良好，目前已在全油田70多座污水站推广应用。,为解决化学杀菌成本高、易产生抗药性问题。,特点,变频电脉冲杀菌器具有施工简单、不受来水水质影响、运行费用低的特点，可抑制细菌繁殖，并对管壁污垢和附着菌有剥离作用；紫外线杀菌器具有杀菌率高，细菌可以直接达标的特点。物理杀菌比化学杀菌运行成本降低90左右。,49,-,干剂配制加药技术自动化程度高，设备结构简单、体积小、安装方便，适用于溶解和连续添加药剂的工艺流程。采油五厂在杏15一采出水处理站采用了絮凝剂干粉配制加药装置，由于絮凝剂干粉为絮凝剂水剂的原药，这样既可以保证药剂的质量，同时也节省储药间及加药装置占地面积，减轻工人添加药剂的工作量（以处理量10000m3/d污水站为例：投加絮凝剂水剂为每天400公斤，而投加干粉絮凝剂只要13公斤，装一次干粉可以用7天），降低工程投资及运行费用（达到同等水质指标：该站的絮凝剂水剂吨水处理成本为0.116元，使用干粉絮凝剂吨水处理成本为0.053元，吨水处理成本下降0.063元）。,、应用干剂配制加药技术,50,-,51,-,注水干、支线的冲洗和注水井洗井，是防止含油污水处理站处理后水质至井口注入沿程二次污染的主要手段,过去对注水干、支线，管理要求各采油厂每年进行1-2次冲洗，厂油田管理部门和质量安全环保部门负责制定运行计划并组织实施。注水井洗井管理也制定了严格的注水井洗井管理规定，开发部检查执行情况。,、对注水干、支线定期冲洗,注水干、支线的冲洗,52,-,进入2003年后，由于环保原因，管线冲洗和洗井受到严重影响，为改善水质状况各厂积极尝试新的方法，管线在加大非金属材质应用力度外，还应用了空穴射流清洗、接临时管线将冲干线水就近回输系统等方法。注水井洗井，先后试验洗井车、罐车洗井、简易洗井设备处理后用水龙带输回系统等方法，较好地改善了注水井水质状况。,53,-,五、加强水质监督工作,1、水质监督建立公报制度,为保证水质稳定达标，必须加强水质监督管理，多年的实践说明，水质监督与考核、先进站评比是行之有效的管理方法。,处理站每天进行一次油岗来水化验，主要监测含油和悬浮物，发现问题及时与油岗协调或向油田管理部汇报；每月对单台过滤罐进行一次化验含油、悬浮物含量的监测，及时掌握过滤罐的工作状况；每季度对单台除油罐进行一次出口监测，主要化验含油和悬浮物，检查加药效果、收油、排泥效果。,一是,54,-,厂中心化验室每月对各污水处理站的水质情况进行一次取样化验，主要监测含油、悬浮物、硫酸盐还原菌的指标。掌握紫外线杀菌装置的运行情况。厂、矿工作人员不定时进行抽查化验，有效杜绝现场化验不及时或不化验的情况的发生。采油厂每月必须将水质达标情况及未达标站措施进度、需协调解决的问题形成情况反映、水质公报经主管领导签发后上报开发部。,二是,55,-,开发部每季度组织大庆油田化学剂及水处理质量检验中心对全油田水处理站进行水质检查，主要监测含油、悬浮物、硫酸盐还原菌、含聚及硫化物等指标，并发布水质监督公报，要求各厂对不达标站制定措施，限期整改。水质监督控制指标严格执行大庆油田油藏水驱注入水水质指标及分析方法；现场监督化验方法执行油田注水水质两项指标现场监督检测方法。,三是,56,-,、水质考核取样地点水处理站水质取样地点为各水处理站的总出口；为了及时掌握注入水沿程变化状况，各注水站结合生产实际，确定1-2座配水间（或注水井井口）做为动态监测点，与采油厂（分公司）级监督检测时间一致，同步进行。、水质考核现场取样要求各级管理人员现场检测水质应提前2.5小时通知水处理站生产岗位。生产岗位应停止反冲洗2小时以上。现场检测取样必须2人以上。对相同的测试项目的取样瓶的外观、规格必须统一。,四是,规范了考核操作要求：,57,-,大庆油田,为了“奖优罚劣”，油田公司采取了“评选先进站”的办法，极大地调动各站水质管理的积极性、达到保证水质达标的目的:,评选,制度执行情况基础工作技术指标安全工作员工素质,先进站,油田公司通过抽调有经验的各厂管理专家，组织评比检查。按成绩公布检查结果，奖励先进，先后推广了“节点管理法等先进管理方法，达到互相学习，共同提高的目的。,、坚持先进站评比,58,-,为了加强各采油厂对水质工作的高度重视，油公司编制了水质检查与考核细则，油田公司开发部，每半年对各采油厂（分公司）的水质管理工作进行一次检查考核，并发布油田公司水质考核公报。各采油厂（分公司）每季进行一次检查考核，并发布厂水质管理与检查公报。各采油矿（作业区）每月进行一次检查考核。各级管理人员结合油田水质状况，进行不定期抽查。每年开发部根据年初下达的考核指标，组织严格的水质考核