摘要：因产能措施井增多，大量的压裂液进入污水系统，导致采出水的黏度增大、乳化严重，已建污水处理系统工艺难以适应，污水水质达标率低。为解决此问题，大庆油田采油九厂加大新技术应用力度，引进高精滤技术，利用改性陶瓷膜颗粒抗污染能力强、过滤精度高的特点，以此取代常规的核桃壳、石英砂、磁铁矿等颗粒滤料。通过对含油污水处理系统进行分析，确定不同污水处理工艺的除油沉降段、过滤段的技术界限，在此基础上强化水质节点管理，优化污水系统运行参数，全力推进注水质量提升，保障“十三五”期间含油污水综合达标率稳步提升，污水水质达标率保持在90%以上。
关键词：含油污水；工艺流程；适应性评价；解决措施
大庆油田采油九厂已建含油污水处理站6座，总处理能力13100m3/d，实际处理污水能力10390m3/d，平均运行负荷率为79.3％。为保证油田稳产，大规模压裂等各类作业措施井增加，导致采出水的黏度增大、乳化严重，采出水在油水分离和悬浮物去除的难度上增加，污水处理工艺难以适应。“十三五”期间，该厂通过加大新技术应用力度，强化水质节点管理，优化运行参数，全力推进注水质量提升工作，含油污水综合达标率稳步提升，由61.4%提升至94.4%。
1污水深度处理工艺
污水深度处理工艺主要有以下三种：自然沉降—混凝沉降—两级压力过滤；溶气气浮—两级过滤；溶气气浮—混合罐—高精滤过滤。详见表1。
1.1两级沉降—两级压力过滤工艺
采出水黏度在0.74mPa•s左右；采出水中油Zeta电位为-16.07～-37.35mV；矿化度在3000～6000mg/L，采出水呈碱性，pH值平均在8.2左右，粒径中值为2.7～28.4μm。随着外围油田的深入开发，为了满足低渗透油层的注水水质要求，采油九厂2000年开始建设采出水深度处理站，主要采用两级沉降、两级压力过滤工艺。该工艺主要在龙一联、新一联应用。
1.1.1两级沉降工艺（1）自然沉降罐。水中含油量在1～4h时随沉降时间延长呈下降趋势，在4h后含油量无明显变化趋势；水中悬浮固体在1～2h时随沉降时间延长呈下降趋势，在4h后悬浮固体无明显变化趋势。自然沉降罐设计停留时间应为4h。（2）混凝沉降罐。含油量对加药后絮凝体沉降效果有显著影响。含油量＜100mg/L时，絮体下沉，水中悬浮絮体较小；含油量在100～300mg/L时，絮体有上浮有下沉，水中悬浮絮体较多；含油量＞300mg/L时，絮体上浮，水中悬浮絮体较少。（3）絮凝剂。絮凝剂有两大类，无机絮凝剂以聚合氯化铝为主，有机絮凝剂主要为聚丙烯酰胺类，包括阳离子、阴离子、非离子以及共聚PAM。药剂复配使用会增加絮凝剂的协同效应，改善单一药剂的使用效果。药剂筛选试验表明阳离子聚丙烯酰胺效果好于阴离子、非离子和共聚PAM[1-2]，并且阳离子度越大效果越好。沉降工艺采用聚合氯化铝、有机阳离子聚丙烯酰胺（相对分子质量1000×104～1200×104）加药体系[3]。加药浓度在19.6～35.2mg/L，无机、有机絮凝剂加药比为40∶1～60∶1。（4）来水适应性。来水含油量在100~350mg/L、悬浮物含量在50~100mg/L时，两级沉降段出水含油量为20~86mg/L、悬浮物含量为25~50mg/L，两级沉降出水水质不能稳定达到滤前水质“20.20”的指标；当来水含油量≤100mg/L、悬浮物≤50mg/L，油厚≤0.3m、污泥厚≤0.5m时，两级沉降出水含油量≤20mg/L、悬浮物含量≤20mg/L，能稳定达到滤前水质“20.20”的指标。压裂返排液回收量占污水处理总量百分比1%～4%时，统计龙一联检测数据悬浮固体达标率91.7%，含油达标率97.9%。近3年龙一联污水系统年回收压裂返排液最高3.52×104m3，总来水量220.41×104m3，龙一联回收压裂返排液占总来水量比为1.6%，系统运行不足1年，过滤罐出现憋压问题，过滤罐压差为0.1MPa；龙一联2019年回收压裂返排液2.12×104m3，总来水量205.81×104m3，2019年龙一联回收压裂返排液占总来水量比为1.0%，系统运行1年，过滤罐压差为0.1MPa。新一联老污水系统总计接收压裂返排液量2.49×104m3，压裂返排液回收量占污水处理总量百分比最高达17.2%时，滤料污染、憋压，出水水质无法实现稳定达标。（5）沉降段运行效果分析。自然沉降罐含油去除率7.2%～23.9%，悬浮物去除率11.6%～19.0%；混凝沉降罐含油去除率9.3%～24.4%，悬浮物去除率2.0%～44.8%。沉降罐收油、清淤不及时易造成沉降系统去除率低，特别是混凝沉降罐长期不清淤，易造成加药后形成的絮体无法有效分离、污水混层的问题，造成混凝沉降罐检测出水水质比进水水质差的问题。
1.1.2过滤工艺采用两级压力过滤工艺，一级过滤主要采用核桃壳过滤罐，二级过滤采用双层滤料过滤罐。过滤主要以滤料表面截留作用为主。核桃壳过滤罐设计填料厚度1.4m，均质滤料；双层滤料过滤罐设计填料厚度1.15m，采用不同规格垫料层，滤层厚度0.8m。（1）核桃壳过滤罐。过滤罐随滤速增加纳污量降低，滤速6m/h时纳污量最大。滤速超过15m/h时，反冲洗周期下降至19h以下；滤速为12m/h时，反冲洗周期接近24h，其纳污量相对滤速15m/h增加9.0%。从现场运行情况看，最佳设计滤速应为12m/h。（2）双层滤料过滤罐。过滤罐随滤速增加纳污量降低，滤速4m/h时纳污量最大。滤速超过8m/h时，反冲洗周期下降至19h以下；滤速为6m/h时，反冲洗周期接近24h，其纳污量相对滤速8m/h增加10.5%。从现场运行情况看，最佳设计滤速应为6m/h。（3）反冲洗方式优化。单一强度反冲洗以水流的剪切力为主。通过反冲洗机理研究，充分利用滤料间的摩擦力、滤料间的碰撞力和水流的剪切力的作用，开展变参数反冲洗现场试验。现场试验优选确定三梯次反冲洗运行参数：一阶反冲洗强度采用7.5L/(m2•s)，以摩擦力为主；二阶反冲洗强度10L/(m2•s)，以碰撞力为主；三阶反冲洗强度14L/(m2•s)，以水力剪切力为主。采用三阶梯反冲洗技术后，相对单强度反冲洗核桃壳过滤罐悬浮固体去除率提高了18.3%，油去除率提高了10.7%；双层滤料过滤罐悬浮固体去除率提高了32.4%，油去除率提高了15.3%。（4）反冲洗周期优化。反冲洗周期主要受滤床纳污量、过滤速度等因素影响。为方便管理，通过现场试验归纳出过滤罐运行压差控制原则：核桃壳过滤罐正常过滤压差≤0.08MPa（最高过滤压差≤0.10MPa），双层滤料过滤罐正常过滤压差≤0.06MPa（最高过滤压差≤0.10MPa）。
1.1.3工艺适应性评价（1）普通含油污水。来水水质含油量≤100mg/L、悬浮物含量≤50mg/L时，两级沉降—两级压力过滤工艺能稳定达到“8.3.2”注入水水质，滤料更换周期3年。（2）含压裂返排液污水。自然沉降—混凝沉降—两级压力过滤工艺，接收压裂返排液回收量占污水处理总量≤4%（体积分数）时，能保障污水系统出水水质稳定达标，压裂返排液全年回收量占污水全年处理总量≤1%时，可保障污水系统滤料稳定运行1年。
1.2溶气气浮—两级压力过滤工艺
1.2.1溶气气浮工艺为了适应含油污水水质的变化，大庆油田采油九厂2010年应用了溶气气浮技术，取代射流气浮和横向流除油工艺。随着溶气量增加、溶气压力变大，溶气量和溶气释放效果均增强。溶气气浮装置的溶气压力在0.2～0.3MPa时出水水质不稳定，溶气压力现场执行参数应不低于0.3MPa[4-5]。气浮箱体内部出现乳白色的沸腾状微小气泡时，达到最佳运行状态，现场参考气水比为10%～12%[6]。设计回流比为20%～30%，现场试验20%、25%和30%三个回流比参数，随着回流比升高，出水水质的悬浮固体和含油的去除率也相对较高。因此，在来水水质恶化、出站水质不稳定时，应提高气浮的回流比参数以保障污水处理站出站水质的稳定。通过对比相对分子质量500×104～600×104和1000×104～1200×104的有机阳离子絮凝剂的处理效果，500×104～600×104相对分子质量的絮凝剂相对1000×104～1200×104相对分子质量的絮凝剂除油率和除杂率分别提高了38.1和11.8个百分点。相对分子质量低，生成的絮体小，更易气浮分离。气浮工艺采用聚合氯化铝、有机阳离子聚丙烯酰胺（相对分子质量500×104～600×104）加药体系。加药量在22.4～36.6mg/L，无机、有机絮凝剂加药比为10∶1～20∶1。工艺对水量变化抗冲击能力较差，前端应设计来水缓冲罐。可适应悬浮物含量≤120mg/L、含油量≤150mg/L的来水水质，通过调整加药量，保障气浮出水达到“20.20”标准，含油去除率83.8%，悬浮物去除率85.8%。
1.2.2工艺适应性评价（1）普通含油污水。来水水质含油量≤150mg/L、悬浮物浓度≤120mg/L时，溶气气浮—两级压力过滤工艺能稳定达到“8.3.2”注入水水质，滤料更换周期3年。（2）含压裂返排液污水。2017年11月新肇联大量回收压裂返排液，占处理量17.6%～38.5%，污水系统出水水质悬浮固体、含油均无法稳定达标，开罐检查发现筛管堵塞、滤料污染问题突出。
1.3溶气气浮—高精滤过滤工艺
1.3.1高精滤工艺气、水反冲洗特点为“脉冲塌陷”气洗和不（微）膨胀冲洗。高精滤过滤技术设计反洗水量占比为4%～5%，现场运行反洗水量占比均值3.9%（常规压力过滤为12%～20%）。高精滤采用纳米镀膜不定型复合滤料，材质为改性微孔陶瓷均质颗粒，孔隙率为73%～82%，抗剪切强度3.98MPa，滤料填料高度即滤料的有效过滤厚度。过滤精度不仅受滤料颗粒直径影响，也受过滤路径影响。微孔陶瓷滤料因具有较高的过滤路径，所以可采用较大的颗粒直径。微孔陶瓷均质颗粒的直径为1～3mm，低于石英砂最小颗粒直径0.5～0.8mm，低于磁铁矿颗粒直径0.25～0.5mm。现场检测纳米镀膜不定型复合滤料压实时间为1.5h，核桃壳滤料、双层滤料压实时间分别为1h和1.5h。设计最高运行压差为0.05MPa，现场最高运行压差可达0.30MPa，而核桃壳滤料、双层滤料现场检测最高运行压差分别为0.08MPa和0.06MPa。微孔陶瓷滤料深床过滤的特性使其能承受更高的运行压差。
1.3.2工艺适应性评价与常规的两级沉降—两级过滤工艺相比，混合罐兼具混凝沉降和缓冲提升的作用，除油沉降段设计可减少一级工艺；高精滤滤料密度与水几乎相同，有更深的过滤路径，有效过滤层3.0m，与常规压力过滤有效过滤层几十厘米相比，滤层的纳污能力更高，设计过滤级数可由常规两级过滤减少到一级过滤。现场运行滤速10m/h，检测高精滤出水水质，悬浮物固体和含油量去除率分别为38.7%和54.0%，出水悬浮物固体含量均值1.9mg/L，含油量均值2.3mg/L，高精滤出水水质稳定达到“8.3.2”注入水水质指标要求。新一联污水系统回收处理压裂返排液，来水含聚浓度87.86mg/L，在相同进水水质的情况下，两级沉降—两级过滤工艺出水粒径中值为2.7μm，溶气气浮—高精滤过滤工艺出水粒径中值为1.3μm，气浮—高精滤工艺有较高的过滤精度。气浮—高精滤工艺处理污水压裂液占比3.3%～22.7%时，系统运行相对稳定，滤料不用化学清洗、不需更换，而两级沉降—两级过滤工艺无法保障出水水质，滤料污染问题较为严重。压裂返排液占处理液量大于10%时，高精滤出水水质综合达标率为85%，压裂返排液占处理液量小于10%时，高精滤出水水质综合达标率为100%。
2存在的主要问题
（1）大规模集中压裂期，大量压裂液无法全部处理、回注。（2）污水系统老化严重。采油九厂3座污水处理站运行时间均在15年以上，沉降罐附件及工艺管线腐蚀老化，如水箱腐蚀渗漏，罐壁出现砂眼等。近5年来，管线穿孔65处，罐壁砂眼113处，阀门渗漏35处，增加了日常管理难度。（3）沉降罐液位不易控制。由于沉降罐出水调节堰在系统投运稳定后很少再动用，检查各站都存在调节堰锈死问题。收油现场依靠调节沉降罐进出口阀门控制沉降罐液位，沉降罐液位不易控制，造成收油难度大的问题。（4）溶气气浮装置采用机械曝气，易造成气泵结垢、泵轴腐蚀损坏。通过垢样检测分析，包括二氧化碳、重质油、化合水以及少量的硫、氟、氯等，剩余物质中钙、镁垢类含量较多。（5）出站水质在输送过程中存在二次污染问题，导致注水井井口水质超标。
3解决措施
（1）完善加药工艺。大规模压裂时，来水含油乳化严重，仅靠调整絮凝剂加药量无法保障出站水质稳定达标，需要在系统内投加反相破乳剂[7-8]，以有效改善油包水或水包油乳液的界面张力，使污水内的胶体颗粒脱稳，通过进一步的化学桥链使油水及杂质分离。现有常规处理工艺，设计上没有考虑反相破乳剂的投加工艺，建议考虑增加反相破乳剂的加药流程。（2）微孔陶瓷均质滤料与核桃壳滤料、石英砂、磁铁矿滤料相比杂质去除率更高，过滤精度更高（0.1～1.0μm），无需化学清洗，滤料再生能力更强，将在杏西联污水站进一步加大新技术的应用力度。同时，选择压裂返排液污水回注区块，压裂返排液经处理后达到“20.20”标准进行回注。根据开发预测，针对已建压裂返排液处理站处理能力和污水处理站接收能力不足，已建压裂返排液处理站冬季无法正常运行的问题，选择砂体发育零散、连通差，注水开发已进入特高含水期，常规注水调整难以改善开发效果的区块回注压裂返排液。采油九厂在北部油田塔3、塔20区块以及新站油田的4口回注井建设集中处理回注工艺。（3）更换沉降罐附件。利用老区改造及生产维修项目，对腐蚀、老化严重的水箱、布水器、出水调节堰等附件进行更换和修复。（4）液位连锁控制保障沉降罐收油液位。建议沉降罐出口安装电动控制阀，用沉降罐液位来控制出口阀门的开度，使沉降罐液位始终保持在收油槽上部，实现连续收油。（5）定期拆卸清洗溶气泵，一般清洗周期为1～4个月；投加阻垢剂，配套建设加药装置、加药管线；采用鼓风机曝气技术替代机械曝气技术，加气点由回流泵前改为回流泵后。
4结束语
为实现“十四五”期间含油污水综合达标率稳步提升，应强化“上游”，实现油系统平稳供水，油系统来水水质控制在含油量≤100mg/L、悬浮物浓度≤50mg/L；优化“中游”，优化加药制度、反冲洗制度、完善污水站“一站一方案”制度，保障污水站出站水质；控制“下游”，加强注水罐清淤工作，以及每年春秋两季两次对注水管线进行冲洗，降低水质二次污染。
