“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
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。
１、明确各级管理职责
油田公司开发部职责 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 采油矿(队)职责 一是执行相关标准
合 计
数量
备注
32
7 5 3 5 12 6 3 2 1 1 1
78 外围1座 外围1座 外围1座 外围7座 外围6座 外围2座
采出水深度处理站有两种工艺流程:
①.两级沉降、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。 ②.两级过滤流程。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%。
大庆油田水处理管理与技术
陈忠喜
大庆油田建设设计研究院 2009年8月
目
录
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
一、大庆油田水处理站工艺流程 大庆油田开发经历了一次采油 ( 自喷采油 ) 、
2、聚驱采出水处理工艺流程
聚驱采出水处理站工艺流程 序 号 1 2 3 采用的工艺流程 自然沉降→混凝沉降→压力过滤 横向流聚结除油器→压力过滤 一级沉降→二级沉降→三级沉降→压力过滤 数量 23 4 1
合 计
28
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
１、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。 措 施
为严格控制来水
指标，我们确定了 放水站或脱水站放
通过几年的严格要求
与考核，大多站可控制在聚驱
效 果 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。
聚合物含量≥20mg／L
注：表中0≤n＜10；三元复合驱含油注水注水指标暂时执行表2中所列指标。
新修订标准具有如下特点；
①.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； ②.含聚高渗透指标变严，含油量、悬浮 固体由“双30”变成“双20”；
③.新标准规定“污水中含聚合物浓度 达到20 mg/L，即定义为含聚污水” 。
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。
油田公司采取的措施： 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。
三、明确责任、完善标准、制定管理规范 大庆油田水质管理和改善总体原则：
水管理指标分别为
聚驱500mg/L，水 驱300mg/L。
２、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。
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。
２、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5.0 mPa.s以上）。
●分离采出水中含油量和悬浮固体含量高，去除困难。
四、节点管理法――加强水处理各环节管理
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。
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。
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。
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）。
<0.02 ≤1.0 ≤1.0 ≤5.0 ≤25 n×102
0.02～0.1 ≤2.0 ≤3.0 ≤8.0 ≤25 n×102
0.1～0.3
指标
0.3～0.6 ≤3.0 ≤5.0 ≤15.0 ≤25 n×103
<0.6 ≤3.0 ≤10.0 ≤20.0 ≤25 n×104
≤2.0 ≤5.0 ≤10.0 ≤0.076 ≤25 n×103
4、 地下水处理工艺流程
地下水处理站工艺流程
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 采用的工艺流程 锰砂过滤→精滤器 锰砂过滤→纤维球/纤维束过滤 锰砂过滤→核桃壳过滤→纤维球过滤 锰砂过滤→纤维球过滤→精滤器 锰砂过滤→锰砂过滤→双膨胀精滤器 锰砂过滤 纤维球过滤 锰砂过滤→精滤→膜过滤 膜过滤 合 计 数量 16 12 11 3 1 1 2 4 6 56
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0.60～0.65mPa.s上升到1.0mPa.s以上； ●油珠颗粒细小：粒径中值由水驱35μm左右，降到10μm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 1～4μm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。
力过滤流程，占全部聚驱采出水处理站的82.1%。
3、采出水深度处理工艺流程
采出水深度处理站工艺流程
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 采用的工艺流程 常规处理后来水→双层滤料过滤→双层滤料过滤 常规处理后来水→单层石英砂→单层石英砂 常规处理后来水→核桃壳过滤→双层滤料过滤 常规处理后来水→双向过滤→双向过滤 常规处理后来水→压力颗粒滤料过滤→改性纤维球过滤 油系统来水→自然沉降→混凝沉降→一次压力过滤→二次压力过滤 油系统来水→横向流聚结除油器→一次压力过滤→二次压力过滤 油系统来水→混凝沉降/曝气沉降→气浮选→一次压力过滤→二次压力过滤 油系统来水→自然沉降→混凝沉降→核桃壳过滤→二次压力过滤→三次压力过滤 油系统来水→混凝沉降→一次压力过滤→二次压力过滤 油系统来水→自然沉降→混凝沉降→核桃壳过滤→压力过滤→精细过滤 油系统来水→混凝沉降→气浮选→一次压力过滤→精细过滤→膜过滤
<0.1 ≤2.0 ≤5.0
0.1～0.3
指标
0.3～0.6 ≤3.0 ≤15.0
<0.6 ≤5.0 ≤20.0
≤3.0 ≤10.0
≤5.0
≤102 n×102 n×102
≤10.0
≤0.076
≤15.0
≤102 n×103 n×103
≤20.0
≤102 n×104 n×104
≤102 n×102 n×102
、规定；
二是执行操作规程 三是做好水质检测
Байду номын сангаас
四是负责制定整改
措施，并组织实施。
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。
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
采出水含聚后 2000年结合处理 工艺完成了含聚污水控 制指标的试验研究。
特低渗透油藏 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。
不含聚合物注入水水质控制指标