应用气浮选工艺处理孤岛油田含聚污水

摘要： 随着三次采油的开发，形成典型的“重质油+热采稠油+高含聚”采出液，现有的重力沉降工艺已不适应污水水性变化，处理后的污水含油、悬浮物含量高，达不到注水水质要求。在气浮选污水处理工艺的应用中，采用先一级除油、后二级除悬浮物的方式，大大提高了污水站外输污水水质，显示出一定的推广应用前景。但气浮选工艺带来的腐蚀率升高、二级气浮产生较多的污泥等问题，也成为制约气浮选工艺的瓶颈，需要进一步研究解决。

关键词：气浮选；含聚污水；腐蚀；污泥；孤岛油田

1 孤岛油田污水特性

孤岛采油厂共有污水处理站8 座，总污水处理设计能力19×104m3/d，目前实际处理污水15.2×104m3/d。其中，孤岛油田6座污水站全部含聚合物，垦西污、垦利污两站不含聚合物。目前，由注聚区、热采区等三次采油区年产油量占全厂总产量的83%以上，平均含聚浓度120mg/l，是典型的“重质油+热采稠油+高含聚”采出液。采出液含聚后，油水乳化程度升高、聚合物与固体颗粒在油水界面的吸附增加了界面膜的强度。水相粘度成倍增加、油水不易分离，且携带悬浮物和泥量增加，油水处理难度大，尤其是污水处理十分困难，污水处理处理效果差，处理后的水质污水含油、含悬浮物高。

2 气浮选工艺的推广应用情况

2.1 污水站改造前基本情况

孤三污水站投产于1986年，1993年进行过一次扩建，2002年进行了大罐更新，新建1座3000m3一次除油罐、1座3000m3混凝沉降罐。原设计规模为20000 m3/d，目前实际处理规模为18000m3/d。处理工艺采用重力沉降-混凝沉降除油，主要流程为：油站来水一次除油罐混凝沉降罐缓冲罐污水外输泵计量外输。配套工艺：污水池容积为4000m3，无污泥处理装置。加药情况：仅投加缓蚀剂，投加浓度10mg/l左右，药剂成本为0.037元/m3。

孤六污投产于1984年，2002年进行了大罐更新，新建1座3000m3一次除油罐、1座3000m3二次除油罐。原设计规模为20000m3/d，改造前实际处理规模为16000m3/d。处理工艺采用两段重力沉降除油，主要流程为：油站来水一次除油罐二次除油罐缓冲罐污水外输泵计量外输。配套工艺：污水池容积为3000m3，无污泥处理装置。加药情况：仅投加缓蚀剂，投加浓度约10mg/l，药剂成本为0.08元/m3。

重力沉降、压力过滤处理工艺已不适应处理高含聚污水。依靠扩建污水沉降罐延长重力沉降时间，没有较明显效果。

2.2 气浮工艺原理

溶气气浮是气浮的一种，它利用水在不同压力下溶解度不同的特性，对全部或部分待处理（或处理后）的污水进行加压并加气，增加水的气浮溶解量，通入加过混凝剂的水中，在常压情况下释放，气体析出，形成小气泡，粘附在杂质絮粒上，造成絮粒整体密度小于水而上升，从而使固液分离。

原水进入混合反应器，并加入除油剂和混凝剂，形成可分离的絮凝物；经预处理后的污水进入气浮装置，在进水室污水和气水混合物中释放的微小气泡（气泡直径范围30～50um）混合。这些微小气泡粘附在污水中的絮体上，形成比重小于水的气浮体。气浮体上升至水面凝聚成浮油（或浮渣），通过刮油（渣）机刮至收油槽；在进水室较重的固体颗粒在此沉淀，通过排砂阀排出，系统要求定期开启排砂阀以保持进水室清洁；污水进入气浮装置布水区，快速上升的粒子将浮到水面；上升较慢的粒子在波纹斜板中分离，一旦接触到波纹斜板，它能够逆着水流方向上升。

2.3 工艺流程改造

采用“先除油，后除泥”的工艺思路，油站来水首先进入一级气浮将原油分离出来，回收后进入原油脱水系统，污水进入一、二级中间缓冲罐，经泵提升后进入二级气浮进行絮凝除悬浮物处理，处理后的污水增压计量后外输至注水站。

孤三污、孤六污采用相同的改造思路，将已有的两座3000m3罐改为一、二次沉降罐；新建一、二级氮气气浮装置各两套，每站共四套，并配套溶气系统、制氮系统；将已有的一座2000m3罐改造为一、二级气浮中间缓冲罐，以保证药剂充分反应时间，满足二级气浮的进水要求。

2.4 应用效果

孤六污气浮污水处理改造项目于2008年6月投产；孤三污气浮污水处理改造项目于2008年3月投产。改造后，含油、悬浮物含量达到“双50”标准，但腐蚀速率超标。

孤三污对应孤岛油田东区北Ng3-4二元复合驱，在同类油藏、相同聚合物浓度条件下，注入粘度要高出10-30mg/l；孤六污对应孤岛油田中二北Ng3-4聚合物驱，在同类油藏、相同聚合物浓度条件下，注入粘度要高出10-20mg/l。

3 存在的主要问题与原因分析

气浮选工艺应用后，外输污水水质得到明显改善，但也带来两个突出问题：污泥产出量大与腐蚀率指标超标。

3.1 污泥产出量极大，处理费用昂贵

尤其是孤六污受采出液变化影响，来液悬浮物含量持续升高，高点达3700mg/l，日产污泥50m3以上，严重影响气浮工艺的运行。

污泥系统超负荷运行，二级气浮的浮渣非常厚，污泥排渣不及、压滤不及，气浮刮渣机连续高负荷运行，导致刮泥机轴杆断裂、刮泥板弯曲变形。回注水中伴有不同程度的絮状物，该种絮状物粘度高，进入下游注水系统后，积存在注水泵上，严重影响注水泵的正常运行。

原因分析：

1）一级气浮投加的除油剂为阳离子聚丙烯酰胺，二级气浮投加大量具有凝聚作用的化学药剂，与采出液中的阴离子发生化学反应，形成絮团，随外输污水进入下游，循环往复，污水处理难度加大。

2）井排来液在油水罐中自然沉降，进行油、水、杂质的分离，杂质积累一段时间后，占据了储罐部分空间，使沉降空间变小，油、水、杂质没有得到很好的分离就被送入下道工序，影响污水处理效果。

3）清砂清泥及油泥拉运、焚烧费用昂贵，进展缓慢。墙外清砂池由于清罐及溢流原因，累积污泥量多，高含泥的污水打回一次除油罐后，更加重了气浮工艺的处理负荷，形成恶性循环。

通过定期清砂措施，可保持储罐足够的沉降空间，油、水、杂质得到正常分离。但目前孤六污污水罐罐内的油泥砂增长速度过快，需要频繁清罐，极大地增加了正常生产运行的难度。

3.2 平均腐蚀速率达标率低

气浮工艺投产以来，两站平均腐蚀速率指标就开始居高不下。2010年，孤三污外输水的平均腐蚀率为0.1388mm/a，孤六污外输水的平均腐蚀率为0.2248mm/a。

原因分析：

1）流程较长，曝氧点多。气浮工艺本身由于流程较长，一二级气浮出水槽存在跌水区，增加了污水的曝氧机会，尤其是一、二级气浮装置中间缓冲水罐，由于出水位保持相对较低，大大增加了曝氧的机会，引起了腐蚀率的增高。一级气浮出水依靠重力进入气浮缓冲罐，在罐内中心筒内离罐底4m高处进行配水，然后低位出水（离罐底约1m）。在罐内配水时出现跌水，导致曝氧严重。

通过对孤三污和孤六污溶解氧含量测试，在气浮装置密闭前，外输水溶解氧含量为1.0mg/L，密闭后溶解氧含量为0.05mg/L至0.1mg/L之间。密闭对外输水中溶解氧含量起到较明显的作用，同时腐蚀速率也有了较明显的降低，可见溶解氧是影响腐蚀速率的重要因素。但密闭后腐蚀速率仍未达标，一方面是因为密闭不够彻底，水中仍存在少量溶解氧，另一方面是还存在其他的影响因素，需进一步进行分析。

2）缓蚀剂投加量少。控制腐蚀的一项有效措施是投加缓蚀剂，但缓蚀剂有一个最佳投加浓度，当缓蚀剂投加量不足时，缓蚀作用将降低甚至加重腐蚀。通过利用现场挂片器对投加缓蚀剂前后水样进行腐蚀率测试，两座污水站投加的缓蚀剂还是起到一定的作用。但投加浓度仅为20mg/L左右，在水量变化时，时常达不到20mg/L。

通过实验室内对在用缓蚀剂不同浓度下缓蚀率的测试，可以看出，在投加量为30mg/L的条件下，缓蚀率仅为50%多，达不到理想的缓蚀效果。在投加量为50mg/L的条件下，缓蚀率可达到70%以上。可见，缓蚀剂加药量浓度过低是造成腐蚀率超标的主要影响因素之一。

4 下步工艺改造和优化方向

1）加快高效分水器的推广应用，提高油水分离效果，减轻原油脱水段负荷的同时提高污水站来水水质。配以药剂优选，形成井排来液加“破乳剂+净水剂”的加药方式，做到“水质治理从源头做起”，有效降低污水站来水含油。

2）替代气浮选工艺投加的阳离子除油剂、聚合氯化铝絮凝剂。目前，在孤六污已优选出DAA净水剂+GD2-3净水破乳剂的复合配方，替代易产生大量絮体的阳离子聚丙稀酰胺。在孤三污由华孚公司筛选的新型药剂替代阳离子除油剂、聚合氯化铝絮凝剂替代已开始现场试验。

3）查找分析造成孤六污悬浮物含量增加的原因，组织和邀请科研单位研究目前气浮工艺处理后的污水，其含有的药剂是否对地下造成影响或伤害，确定和分析是否是增加采出液携泥量的原因。

4）加快孤六污一、二次除油罐自动排泥系统改造、压滤系统扩建项目，减轻气浮装置处理负荷。目前该项目已完成可研。

5）减少污水中溶解氧的含量。①进行流程改造，在气浮装置出水汇管处增加电磁阀控制出水水位，消除气浮装置跌水区；②对一、二级气浮中间缓冲罐进行改造，更换塌陷罐顶，罐进出水为低进低出，故将罐进水高度降至与出水管线高度齐平，相应配水支管及喇叭口均下移，消除缓冲罐跌水区。

6）优选缓蚀剂和杀菌剂；增加缓蚀剂投加浓度。将投加量增至30-50mg/L。

5 结束语

总之，溶气气浮工艺处理含聚污水效果相对较好，但也出现了诸多问题，腐蚀率升高、二级气浮产生污泥较多、整个系统中循环的絮凝沉积物较多等，一直没能很好解决，制约了该工艺的推广应用。在未来几年污水站的整体工艺改造中，根据孤岛高渗油田的油藏特点，综合考虑水质指标和经济效益，采用一级气浮除油工艺+扩大污水沉降能力的工艺，避免二级气浮带来的各种矛盾。