Leabharlann 优化方案：回收 污水
复合碱 助凝剂
至梁家楼油田
油站5000方 沉降罐
污水
混合
接收罐 反应罐
一次
二次
滤前
沉降罐 沉降罐 缓冲罐
至纯化油 田
过滤 外输 装置 缓冲罐
（2）站内设备设施维修工作量大
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。目前站内部分蝶阀腐蚀结垢严重，开关 不严；部分原油钢管线腐蚀严重，穿孔多次；部分动力设备 腐蚀严重，运行效率低。以上问题也是导致污水处理系统不 平稳、水质波动大的重要原因。
SSF法+金刚砂过滤
1200
SSF法+金属膜过滤
200
生化处理+金属膜过滤
250
25150
水质 标准 B2 A3 A2 B3 B3 A2 A2
占全厂污水 量比例%
85.4
3.7 4.85 4.85 0.4 0.8
备注
目录
污水处理概况 现场应用及优化 下步工作方向
1、水质改性技术
技术原理
（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。
复合碱 助凝剂
纯梁首站
至梁家楼油田
油站5000方 沉降罐
混合 反应罐
一次 沉降罐
二次 沉降罐
滤前 缓冲罐
至纯化油田
过滤 装置
外输 缓冲罐
纯梁首站水质改性工艺2019年4月正式投运，通过加入复合碱、助凝剂等， 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。
目前正在3000方罐安装该装置，预计12月底投运，投运后双罐运行，可以 延长沉降时间，一次罐出口悬浮固体含量可稳定控制在30mg/L以下。
二是过滤工艺不配套。实践证明，首站传统的双 滤料不能够有效过滤水质改性后产生的污泥，滤料反洗 再生效果差，极易板结、堵塞，过滤设备的运行时率和 效率都受到极大影响，严重时甚至处于瘫痪状态。由于 过滤系统的问题，外输污水悬浮固体含量达不到考核要 求。
三是原水不能集中进污水系统。2019年只是在原有污水处理工艺基础上进
行改造，油站5000方、水站混合反应罐和污水一次沉降罐之间的高差小，管线和 混合反应罐节流严重，经常性造成5000方一次罐憋空高，油水界面不能稳定控制， 为保证油系统正常，5000方一次沉降罐只能采取放溢流或部分水走直通直接进污 水一次罐的方式，导致污水加药不均匀、处理效果差。
各污水站水处理工艺现状
污水站
首站
樊家 正理庄 高青 F128站 F41站 合计
对应油田 （区块）
梁家楼 纯化 大芦湖 正理庄 高青 F128块 F41块
水处理工艺
日处理量 (m3/d)
水质改性+双滤料过滤
13600
水质改性+核桃壳过滤
7400
SSF法+金属膜过滤
900
斜板混凝沉降+双滤料过滤 1600
目录
概况 现场应用及优化 下步工作方向
近年来，纯梁采油厂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，牢固树 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，逐步对六座污水站实施 技术改造，在此基础上推进“系统节点”精细化 管理模式，有效改善了回注污水水质。
目前污水站处理能力为2.46万方/天，实际处理量2.51万方/天，采油厂 采出污水全部实现了先处理再回注，主要采用的污水处理技术包括水质改 性技术、SSF污水净化技术、斜板混凝沉降技术、生物除油技术等。
油田污水主要包括原油脱出水(又名油田采 出水)、钻井污水及站内其它类型的含油污水。 随着油田的持续开发，采出液的含水率不断上 升，有的区块已达到90％以上，这些含油污水 已成为油田的主要注水水源。同时随着油田外 围低渗透油田和表外储层的连续开发，对油田 注水水质的要求也越来越严格。
油田污水处理的目的就是去除水中的油、悬 浮物、添加剂以及其它有碍注水、易造成注水 系统腐蚀、结垢的不利成分。由于油田污水种 类多、地层差异及钻井工艺不同等原因，各油 田或区块的水质成分复杂、差异较大，而且油 田污水的水质变化大，这为油田污水的处理带 来困难。
应用效果
•对应梁家楼和纯化油田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。
实际运行中存在问题：
（1）配套工艺仍不完善
原水
复合碱 助凝剂
混凝沉降
（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。
现场应用：
引进内置式刮吸泥技术，在 2000方一次罐安装，11月3日正 式投运，至今现场运行状况良好， 罐 内 积 泥 高 度 稳 定 在 60cm 左 右 ， 同时排泥循环水量由改造前的 2000m3/d减少到500m3/d，动力 设备耗电量减少了264 kW.h/d， 清罐周期预计可由半月延长到半 年。
根据首站现有的两台梁家楼体外核桃壳搓洗滤罐的运行状况看， 体外核桃壳搓洗滤罐可有效解决滤料的堵塞、板结问题，在配合前 端排泥工艺改造、保证前端悬浮固体含量达到过滤器进口水质要求 的基础上，可以保证外输污水含油和悬浮固体达到设计要求。
为此，针对首站改性后污泥量大、悬浮固体比重大的实际情况， 2019年11月首站新上两台体外搓洗核桃壳过滤罐，12月底可投运， 与现用两台并用，可恢复梁家楼过滤系统正常运行。
污水过滤
至梁家楼油田
药剂投加
油站5000方
沉降罐
混合 反应罐
污泥排放和处理
一次
二次
滤前
沉降罐
沉降罐
缓冲罐
至纯化油田
过滤 装置
外输 缓冲罐
一是沉降罐排泥技术不成熟。 自水质改性工艺投运以来，沉降罐排泥困难一直是影响
系统平稳运行的一个重要因素，现用的负压排泥装置只能 维持系统的运行，但仍然存在排泥不彻底、清罐频繁的问 题，最短半个月罐内积泥就上升到1.8-2.0米，如不及时清 罐，就会迅速造成后端2000方二次罐和1000方缓冲罐泥 面升高，甚至因为过滤器进水悬浮固体含量超标，造成滤 料板结或堵塞。