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[摘 要]某油田生产原油属于高含水稠油，污水处理难度大，外输污水含油一直维持在3000mg/l以上，对单位生产经营造成严重的影响。通过在联合站采用气浮装置处理污水，取得比较理想的效果。
[关键词]气浮装置；重力除油；污水含油量；装置应用
中图分类号：U664.9+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）09-0355-01
前言
某油田厂生产原油属于高含水稠油，污水处理难度大，外输污水含油一直维持在3000mg/l以上，最高时可达4000-5000mg/l，多年以来，仅靠重力除油方式已不能解决外输污水含油超标的问题。 经过多次论证实验，决定投入使用气浮污水处理技术，该系统投产运行后大大改善了外输污水水质。该系统主要设备有螺杆式空压机2台，吸附式制氮机2台，浮选机4台，箱式压滤机2台，各种加药设备5套，污泥提升螺杆泵2套。
1 污水水质分析
1.1 来水水质特点
污水站井排来液经分离器气液分离后，原油、污水进入3号罐（5000m3一次沉降罐）进行油水分离。分离后的污水直接进入污水处理站。1）进站含油高。一般在6000-8000 mg/L，生产出现波动时，最高可达到15000mg/L以上。2）矿化度高。来水矿化度在16000-17000 mg/L。3）细菌含量高。SRB菌含量在6000个/ml，TGB菌含量在600个/ml，铁细菌含量在0.6个/ml。4）来水呈弱酸性。来水的pH值为6.5，带有一定的腐蚀性。
1.2 污水处理工艺
油站来水在经过重力除油后虽然有所降低，但是污水含油依然很高，在1000-3000 mg/L，悬浮物在100-300 mg/l，与规定指标相差很大。
1.3 采用的主要措施
污水水质指标超出油田标准的几倍甚至几十倍，联合站被动采取以下措施：一是平稳调节分离器压力，减少沉降罐乳化带波动；二是严格要求一次沉降罐的油厚控制在1.5-2米；三是加大污水罐的收油力度，控制除油罐油厚小于0.5米。
2 气浮处理原理与装置应用
2.1 气浮处理装置的工作原理
NF气浮装置由1、混合反应段，2、溶气系统（溶气泵、溶气罐、压缩空气系统、溶气释放器），3、池体（接触区、分离区（包括集渣区、布水区、斜板分离区、集水区、集泥区））组成。原水与通过释放器进入接触区的回流溶气水及其释放的微气泡充分混合，悬浮物与微气泡结合形成气浮体，进入布水区，此时较大的气浮体迅速上升至集渣区，较小的气浮体进入斜板分离区，根据浅池原理，这些气浮体中的大部分气浮体将在此被去除。密度较大的颗粒将下沉至气浮装置底部，通过刮泥机将其排出。处理后的污水一部分作为回流水回到系统中，大部分水（出水）将进入下一级处理单元。气浮处理装置的工艺流程为：油站来水（Oil：2000mg/L，SS：400mg/L）加入除油剂，经过管式混合反应器后进入一级气浮装置，一级气浮主要用于回收污水中的浮油、分散油和部分乳化油；分离出的原油经刮油机刮入收油槽，流入站内已有的贮油池；一级气浮出水（Oil：200mg/L，SS：200mg/L）加入絮凝剂（PAC、HPAM）并充分混合反应后流入二级气浮装置，去除剩余的乳化油和悬浮物，二级气浮出水（Oil：30mg/L，SS：20mg/L）流入贮水罐，经外输泵加压后回注。一级气浮浮油（含水率<30%）进入贮油池，经输油泵直接输送至油站原油系统。一级气浮排泥、二级气浮排泥、排渣进入污泥池，经污泥泵加压后送至干化场干化。
3 气浮处理装置分期改造运行
3.1 一期投产试运情况
投产初期对气浮装置进行清水试运。模拟污水运行状态。试运过程中发现的影响气浮处理装置运行的主要问题有：1）设计不符合污水站工艺布局而引起的过流不畅问题。于气浮处理装置处理工艺采用依靠落差的重力流程，在运行中来水量一直在690 m3～730m3的范围内，相对比较平稳，但气浮接受水量则是一个变化值，水量变化很快，特别是二级浮选机，从水量增加到饱和甚至接近溢出只有短短五分钟左右的时间，在全面考虑罐高、来液量、设备等情况后，最终确定原因：一是因为流量计、静混器等管线变径缩口引起水的流速、流态发生变化。二是位差小，产生不了足够的动力。污水站的一级浮选机的高度在8米左右，二级浮选机的高度在4米左右，而缓冲罐溢流高度为6米，如果缓冲罐可用高度超过二级浮选机，那么当水量较大而外输不畅时，很可能导致二级浮选机发生溢罐事故。采取措施：一是在管线上增加了放气阀，拆除了一级气浮出水静混器。二是经过反复论证与现场试验，确定缓冲罐的最高使用高度为2.9米，并将缓冲罐溢流口全部改造，下移到规定高度。改造完成后，气浮处理装置运行良好，水量基本稳定，达到了预期目标。）投加药剂量过多，平均腐蚀率升高在2007年的实验中，进站污水只需要加入7mg/l的除油剂和80-90mg/l的混凝剂就能够达到双50以下的污水处理指标。在3月6日正常投运后，加药量一直居高不下，絮凝剂聚合氯化铝浓度到600ppm也无法达到要求。
3.2 二期投产运行情况
改造工程按期完成并施工验收。整个改造工程主要体现在以下两个方面。1）改造后的流程有以下优点：（1）增加一级沉降除油，为油站来水的水质优化增加了沉降时间，可以回收油量增加；（2）增加污水提升泵，尽管耗能有所增加，但可以更加灵活的调节水量，避免了只能依靠重力沉降调节的尴尬局面；
4 气浮处理装置运行效果
二期改造结束后，目前一级气浮入口的含油量约在1000-2000mg/l，一级气浮出口含油约在200-400mg/l，二级气浮出口含油在50mg/l以下，满足生产要求（表1）。
5 结束语
气浮处理装置的使用彻底改变了外输污水含油高的问题，外输污水含油一直控制在10mg/L左右，悬浮物为17.1mg/L，平均腐蚀率为0.182mm/a.基本達到生产要求。
参考文献
[1] 屈双妮.油田污水处理技术的应用与研究[J].内蒙古石油化工. 2011（16）.
作者简介
蒋学彬（1974-），1998年毕业于江汉石油学院环境工程专业，硕士，高级工程师，现在中国石油川庆钻探工程公司安检院从事油气田安全环保管理和科研工作。
[关键词]气浮装置；重力除油；污水含油量；装置应用
中图分类号：U664.9+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）09-0355-01
前言
某油田厂生产原油属于高含水稠油，污水处理难度大，外输污水含油一直维持在3000mg/l以上，最高时可达4000-5000mg/l，多年以来，仅靠重力除油方式已不能解决外输污水含油超标的问题。 经过多次论证实验，决定投入使用气浮污水处理技术，该系统投产运行后大大改善了外输污水水质。该系统主要设备有螺杆式空压机2台，吸附式制氮机2台，浮选机4台，箱式压滤机2台，各种加药设备5套，污泥提升螺杆泵2套。
1 污水水质分析
1.1 来水水质特点
污水站井排来液经分离器气液分离后，原油、污水进入3号罐（5000m3一次沉降罐）进行油水分离。分离后的污水直接进入污水处理站。1）进站含油高。一般在6000-8000 mg/L，生产出现波动时，最高可达到15000mg/L以上。2）矿化度高。来水矿化度在16000-17000 mg/L。3）细菌含量高。SRB菌含量在6000个/ml，TGB菌含量在600个/ml，铁细菌含量在0.6个/ml。4）来水呈弱酸性。来水的pH值为6.5，带有一定的腐蚀性。
1.2 污水处理工艺
油站来水在经过重力除油后虽然有所降低，但是污水含油依然很高，在1000-3000 mg/L，悬浮物在100-300 mg/l，与规定指标相差很大。
1.3 采用的主要措施
污水水质指标超出油田标准的几倍甚至几十倍，联合站被动采取以下措施：一是平稳调节分离器压力，减少沉降罐乳化带波动；二是严格要求一次沉降罐的油厚控制在1.5-2米；三是加大污水罐的收油力度，控制除油罐油厚小于0.5米。
2 气浮处理原理与装置应用
2.1 气浮处理装置的工作原理
NF气浮装置由1、混合反应段，2、溶气系统（溶气泵、溶气罐、压缩空气系统、溶气释放器），3、池体（接触区、分离区（包括集渣区、布水区、斜板分离区、集水区、集泥区））组成。原水与通过释放器进入接触区的回流溶气水及其释放的微气泡充分混合，悬浮物与微气泡结合形成气浮体，进入布水区，此时较大的气浮体迅速上升至集渣区，较小的气浮体进入斜板分离区，根据浅池原理，这些气浮体中的大部分气浮体将在此被去除。密度较大的颗粒将下沉至气浮装置底部，通过刮泥机将其排出。处理后的污水一部分作为回流水回到系统中，大部分水（出水）将进入下一级处理单元。气浮处理装置的工艺流程为：油站来水（Oil：2000mg/L，SS：400mg/L）加入除油剂，经过管式混合反应器后进入一级气浮装置，一级气浮主要用于回收污水中的浮油、分散油和部分乳化油；分离出的原油经刮油机刮入收油槽，流入站内已有的贮油池；一级气浮出水（Oil：200mg/L，SS：200mg/L）加入絮凝剂（PAC、HPAM）并充分混合反应后流入二级气浮装置，去除剩余的乳化油和悬浮物，二级气浮出水（Oil：30mg/L，SS：20mg/L）流入贮水罐，经外输泵加压后回注。一级气浮浮油（含水率<30%）进入贮油池，经输油泵直接输送至油站原油系统。一级气浮排泥、二级气浮排泥、排渣进入污泥池，经污泥泵加压后送至干化场干化。
3 气浮处理装置分期改造运行
3.1 一期投产试运情况
投产初期对气浮装置进行清水试运。模拟污水运行状态。试运过程中发现的影响气浮处理装置运行的主要问题有：1）设计不符合污水站工艺布局而引起的过流不畅问题。于气浮处理装置处理工艺采用依靠落差的重力流程，在运行中来水量一直在690 m3～730m3的范围内，相对比较平稳，但气浮接受水量则是一个变化值，水量变化很快，特别是二级浮选机，从水量增加到饱和甚至接近溢出只有短短五分钟左右的时间，在全面考虑罐高、来液量、设备等情况后，最终确定原因：一是因为流量计、静混器等管线变径缩口引起水的流速、流态发生变化。二是位差小，产生不了足够的动力。污水站的一级浮选机的高度在8米左右，二级浮选机的高度在4米左右，而缓冲罐溢流高度为6米，如果缓冲罐可用高度超过二级浮选机，那么当水量较大而外输不畅时，很可能导致二级浮选机发生溢罐事故。采取措施：一是在管线上增加了放气阀，拆除了一级气浮出水静混器。二是经过反复论证与现场试验，确定缓冲罐的最高使用高度为2.9米，并将缓冲罐溢流口全部改造，下移到规定高度。改造完成后，气浮处理装置运行良好，水量基本稳定，达到了预期目标。）投加药剂量过多，平均腐蚀率升高在2007年的实验中，进站污水只需要加入7mg/l的除油剂和80-90mg/l的混凝剂就能够达到双50以下的污水处理指标。在3月6日正常投运后，加药量一直居高不下，絮凝剂聚合氯化铝浓度到600ppm也无法达到要求。
3.2 二期投产运行情况
改造工程按期完成并施工验收。整个改造工程主要体现在以下两个方面。1）改造后的流程有以下优点：（1）增加一级沉降除油，为油站来水的水质优化增加了沉降时间，可以回收油量增加；（2）增加污水提升泵，尽管耗能有所增加，但可以更加灵活的调节水量，避免了只能依靠重力沉降调节的尴尬局面；
4 气浮处理装置运行效果
二期改造结束后，目前一级气浮入口的含油量约在1000-2000mg/l，一级气浮出口含油约在200-400mg/l，二级气浮出口含油在50mg/l以下，满足生产要求（表1）。
5 结束语
气浮处理装置的使用彻底改变了外输污水含油高的问题，外输污水含油一直控制在10mg/L左右，悬浮物为17.1mg/L，平均腐蚀率为0.182mm/a.基本達到生产要求。
参考文献
[1] 屈双妮.油田污水处理技术的应用与研究[J].内蒙古石油化工. 2011（16）.
作者简介
蒋学彬（1974-），1998年毕业于江汉石油学院环境工程专业，硕士，高级工程师，现在中国石油川庆钻探工程公司安检院从事油气田安全环保管理和科研工作。