明二污水站高含硫污水处理技术改进

油气田地面工程第28卷第1期(2009. 4)doi:10. 3969/j. issn. 1006-6896. 2009. 04. 005明二污水站高含硫污水处理技术改进.张卫马勤红韩爱均张志涛李爱玲(中原油田采油三厂摘要:针对中原油田明二污水站污水处配水间)含硫量逐渐上升，水质含硫监测指标不能理过程中出现含硫量偏高的问题，采取了杀满足文明寨油田注水实际要求。菌降硫、调整加药位置和加药浓度、提高2高含硫水型处理技术改进pH值等工艺措施，处理后的污水水质达到了油田注水的标准，尤其是各种细菌的含量根据文明寨油田产出水硫化物含量偏高(含硫.较原处理工艺有了较大的下降，实现了污水为7.0~19.0 mg/L)的特点，结合运行中的水质处理的稳定达标。处理后的污水由于矿化度分析，将原局规定硫含量≤10 mg/L的标准，提和pH值与地层水相似，注水的压力上升速高为硫含量≤2 mg/L，并提出了“杀菌降硫”作度大幅度减缓，结垢得到缓解。为重点的水质处理改进措施。关键词:污水站;高含硫污水;杀菌2.1 杀菌降硫(1)对过滤罐逐个进行浸泡式除硫杀菌。对滤罐逐个进行浸泡式除硫杀菌时，每个滤罐投0.8 t1目前污水处理存在的问题除铁杀菌剂，投加步骤如下:①杀菌前对滤罐进行中原油田明二污水处理站处理后水质达到Bl30 min反冲洗，确保滤罐中聚集污泥尽量减少，~C1级，虽满足了中渗极复杂油藏的注水要求，使杀菌取得最佳效果;②拆开滤罐上面人孔，将滤但也逐渐暴露出以下问题:①污泥残渣量大，处理罐内污水完全排空;③将除铁杀菌剂稀释后通过提难;②细菌渐渐适应了碱性环境，产生了抗药性;升泵加人滤罐内，以完全没没滤料为准，浸泡时间③混合罐及出口管道、斜板沉降罐进口管道内沉积10 h左右;④封好滤罐.上面人孔，对滤罐进行反结垢，站内需每3~6个月清洗结垢;④改性水体冲洗，以增强滤罐反冲洗效果，滤罐反冲洗时将顶为弱碱性，pH值达7.5~9，注入井底与油层中的部排气孔打开，部分反冲洗水通过此孔直接釗排污弱酸性水混合后，部分水井管柱有结垢现象。池，然后进行投用。文明寨注水系统沿线的注水水质发现了水较.(2)对注水罐、反冲洗罐进行杀菌预处理。向黑、结垢等问题，同时沿线水中(滤后一注水站反冲洗水罐投加除铁杀菌剂50kg.注水罐投加紧密，沉淀速度较快，含水率低。7040↑◆油去除率60Fss 去除率so20 t40+ss去除事10050 200 250 300 350 400) 100150200250 300350 400加药量/mng:L'加药量/mg+L"'團4PAC对聚合物驱采油污水处理效果的影响围3AICIs对聚合物驱采油污水处理效果的影晌(4) 聚合氯化铝(PAC) 处理聚合物驱采油污3结语水。从图4可以看出，随着PAC投加量的增加，中国煤化工K采油污水，聚合油的去除率逐渐增高，PAC药剂对聚合物驱采油氯化望中受温度 和pH污水中油和ss的去除率最高可达到89. 98%和值影:DHCNMH G非常理想的聚合76. 47%，处理效果明显优于其他混凝剂。处理后物驱采油污水处理剂。水透明，. 上清液中带有较少的细小絮凝体，絮凝体(栏目主持杨军)油气田地面工程第28卷第4期(2009. 4)9150 kg，彻底将反冲洗水罐、注水罐中硫酸还原菌2.3加强站内制度，为站外水质稳定创造条件及其它细菌完全杀死。1)对斜板罐出口、缓冲罐出口进行“悬浮物(3)站内管线及站外注水管网杀菌降硫。站内含量”测定，对反冲洗罐出口进行“悬浮物含量和.杀菌处理流程:投加1号复合杀菌剂，经过对滤硫化物”测定，对过滤罐滤前和滤后的悬浮物含罐、缓冲罐、注水罐杀菌预处理后，开始对站内管量、硫化物和细菌进行测定对比，做好水质分析基线进行杀菌。在缓冲罐出口用柱塞泵投加复合杀菌础工作。剂，投加时间3~7 d,投加浓度为50~ 200 ppm(2)强化滤罐反冲洗强度，提高过滤罐运行效(1ppm=10-*)，控制滤后水中余氯含量为0. 05~果。针对不同滤罐的过水量采取不同的反冲洗周0.3 mg/L.期，同时做好反冲洗罐的水质监测，保证反冲洗水来水经过处理后在缓冲罐出口(滤前)含硫很.水质合格。低，保持在0~0.2 mg/L之间，经过滤罐及注水(3)加强药剂验收质量关，落实加药制度。抽管网后含硫增长很快，这是因为注水站水中硫酸盐调一名班长负责加药系统的维护并控制pH值,确还原菌严重超标。在保证加药设备运转、排污、反保药剂投加正常，及时调整加药量，保证加药工作冲洗等正常的情况下，利用助凝剂加药管线向混合的落实。化验室要跟踪数据以监控水质达标情况。反应罐中投加抑硫剂，加药浓度为50~ 200 ppm,(4)对每条注水干线首末端站水质进行监测,采取连续投加方式来抑制硫酸还原菌的滋生，从而掌握水质沿线变化现状。彻底解决滤后及注水系统中硫化物含量偏高的难题。(5) 定期回收1#. 2#收油罐内污油，每15站外注水管线杀菌流程:在注水罐出口采用冲天回收一次。击式投加3号复合杀菌剂(1227 杀菌剂)，对注水管(6)落实容器排污制度，控制容器存泥量。对网进行全面杀菌。根据沿程管线容量及注水速度测收油罐、斜板沉降罐每2h自动排污一次，其它容算，每天投加时间5~6 h,投加浓度为50~200 ppm。器每天排污2次(中午、晚上各1次),注水罐每2.2调整加药位置、 浓度,提高pH值天排污1次。(1)将pH值由7.0~7.5提高到7.5~8.0。(7) 改造过滤罐并更换滤料。对每座过滤罐底通过提高pH值破坏站外注水管线中硫酸还原菌滋部集水管以下20cm的垫层改为100#素砼基础，生环境。减少罐存死水;集水管开孔直径由6 mm改为(2)调整加药点位置。将除铁杀菌剂加药位置8mm,布水管开孔直径由6mm改为8mm;同从混合罐中部投加前移至收油罐出口。收油罐来水时对污染的过滤罐滤料进行更换。封堵2座斜板沉主要分为两部分:明二联来水和站内排污及反冲洗降罐中心柱顶部4个0X80防虹吸孔,直接在罐水。由于排污及反冲洗水中固体悬浮物较高，进入顶开孔加1条DN100的管线，防止下游缓冲罐罐收油罐后在硫酸还原菌作用下使得收油罐出口水中位低时倒吸人空气，造成溶解氧超标。硫含量高达14mg/L以上，为了增强杀菌除硫效果，将除铁杀菌剂加药位置从混合罐中部前移至收3措施效果油罐出口.针对明二污水高含油、含硫和高腐蚀的特点，(3)调整加药浓度。将2号复合杀菌剂混配到采用氧化混凝和水质稳定技术，除硫效果显著，有效助凝剂中投加至混合罐，增强对来水的杀菌除硫效地杀灭了细菌，实现了注水水质的全面、稳定达标。果。依据混合罐出口、缓冲罐出口及滤后水质情污水的pH值由8.0~8.5下降到7.0~7. 5,况，将加药浓度进行了合理调整，调整后的加药浓处理后的污水在站内及站外均达到了油田注水的标度具体数据见表1.准，尤其是各种细菌的含量较原处理工艺有了较大调整后的加药浓度的下降，实现了污水处理的稳定达标;水中的细菌建后PH值 1絮凝丽/除铁系菌剂/助凝展/水质稳定制/得到有效地控制，流程末端的SRB和TGB均控制g* L-ng.L-1 ng'L1_ ng.LI调整前7.0~7.550在102以下;腐蚀速率控制在0. 076mm/a以下，调整后7.5~8.0加药位置混合罐进口_明二联来水 混合罐1 混合罐2 德后情道混合污泥中国煤 化工了预期的目的，(4) 确定合理的加药浓度。将硫含量控制在降低TH和pH值与地层2 mg/L以内;将复合碱加药浓度进行了合理调整，水相CNMH G度减缓，结垢得控制混合器出口pH值约8.0,其他药剂加药浓度到缓解。基本不变.(栏目主持杨军)