大庆油田水处理站课件.ppt

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” 。 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。 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。 四、节点管理法――加强水处理各环节管理 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。 为严格控制来水指标，我们确定了放水站或脱水站放水管理指标分别为聚驱500mg/L，水驱300mg/L。 措施 效果 通过几年的严格要求与考核，大多站可控制在聚驱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。 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。 一是 沉降罐应连续收油技术 　　含油污水处理站沉降罐收油普遍采用提高沉降罐内液位重力式收油，污油靠重力进入污油罐再由污油泵输至脱水站。收油周期从1d到30d不等。 含油污水站收油工艺流程图 　　2008年1月1日实施的《油田采出水处理设计规范》GB 50428－2007中规定：除油罐或沉降罐应设收油设施，宜采用连续收油，间歇收油时应采取控制油层厚度的措施。 《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。 　沉降罐常用收油系统存在的问题 　　●沉降罐出水调节堰调节范围不够（原设计油层厚度为1.2～1.5m），不能满足顶部积油厚度不应超过0.8m的要求； 　　●收油周期长，未实现连续收油，间断回收对原油脱水系统产生冲击； 　　●污油在沉降罐内停留时间长，形成老化油，常导致电脱水器垮电场，影响原油脱水系统的运行。 　沉降罐连续收油技术 　　大庆油田采油一厂率先在聚南Ⅰ-Ⅰ污水站的聚驱和水驱两座污水站，对8座沉降罐采用控制沉降罐的液位高度，罐内污油直接用回收油泵外输至聚中501放水站的收油试验。通过沉降罐连续收油，使沉降罐处理后的水质得到了明显改善。 　　采油八厂永一联合站在2008年采用浮筒式收油，运行结果表明，夏季运行平稳，冬季由于油温低，浮球存在卡塞失灵的情况而无法使用。 　　采油五厂利用调节出水堰板或调节沉降罐液位实现连续收油，先收到污油罐，再用收油泵连续输至脱水站，目前运行平稳。 　　推荐使用：调节出水堰板或调节沉降罐液位实现连续收油，先收到污油罐（防止泵抽空），再用收油泵连续输至脱水站。 　　完善沉降罐排泥工艺。 近几年部分站通过在污水站的沉降罐底部安装负压排泥或穿孔管排泥工艺设备，配套完善污泥浓缩工艺，实现了定期排泥。对尚未实现工艺改造的站严格按《油田含油污水处理站收油、排污及清淤管理规范》，定期人工清淤。 二是 　　含油污水处理站执行合理的清淤制度，减少截留物在系统内的循环量，保证水质处理的效果。