海上石油生產(chǎn)污水的處理從最初的撇油罐加水力旋流器的組合方式，轉(zhuǎn)變到現(xiàn)在的撇油罐加水力旋流器加污水深度處理裝置的組合方式，實(shí)現(xiàn)了生產(chǎn)污水排放的更高的標(biāo)準(zhǔn)。本文是一篇化工論文發(fā)表范文，主要論述了超濾膜裝置處理含油污水可行性研究實(shí)驗。

　　[摘 要]簡要介紹傳統(tǒng)的生產(chǎn)水處理工藝和處理水平，污水回注項目;研究南海采油污水對超濾膜性能影響，評價超濾裝置長期運(yùn)行能力，南海平臺水質(zhì)適應(yīng)的最大膜通量;對膜產(chǎn)水含油，懸浮物含量進(jìn)測評。

　　[關(guān)鍵詞]膜分離,含油廢水,污水回注

　　1、引言

　　隨著油田繼續(xù)的發(fā)展和對海洋環(huán)境的不斷重視，對生產(chǎn)污水的排放量將會更加嚴(yán)格的控制，生產(chǎn)污水用于回注能夠解決排放量問題，傳統(tǒng)的水處理技術(shù)對懸浮物的處理不是很理想，能夠達(dá)到較好儲層對回注水質(zhì)的要求，對于特殊儲層，傳統(tǒng)的水處理技術(shù)處理的生產(chǎn)污水的含油量和懸浮物含量都不能達(dá)到要求，為實(shí)現(xiàn)大量的生產(chǎn)污水用于回注，需要引進(jìn)更高效優(yōu)質(zhì)的生產(chǎn)污水處理技術(shù)。18世紀(jì)人們開始認(rèn)識生物膜，到上世紀(jì)60到80世紀(jì)膜分離技術(shù)迅猛發(fā)展，膜分離技術(shù)給傳統(tǒng)的分離技術(shù)帶來了極大的挑戰(zhàn)，引起了分離技術(shù)的重大變革。膜分離技術(shù)應(yīng)用于石油化工領(lǐng)域，對生產(chǎn)污水的處理使得含油量低于5 mg/l，懸浮物含量低于1mg/l，能夠達(dá)到低滲透油層注水“5.1.1”水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，開創(chuàng)了油田生產(chǎn)污水用于回注美好的前景。

　　2、潿洲12-1油田現(xiàn)有含油污水處理現(xiàn)狀

　　2.1 含油污水處理流程

　　油田生產(chǎn)初期污水處理流程采用撇油灌和水力旋流器的組合方式，隨著環(huán)境要求的不斷提高，為滿足國家海洋局頒發(fā)的《海洋石油勘探開發(fā)污染物排放濃度極限》GB4914-2008的要求，在2010年10月增加污水深度處理橇塊。現(xiàn)在含油污水處理流程圖見圖1。

　　2.3 含油污水處理狀況

　　污水深度處理2011年3月6日至3月26日進(jìn)行調(diào)試，調(diào)試運(yùn)行水量3000方/天。調(diào)試期間最高進(jìn)口壓力352Kpa，最低125Kpa，平均203.5Kpa;最高出水壓力180Kpa，最低68 Kpa，平均壓力127.8Kpa。進(jìn)口含油濃度30.5 mg/l，出口含油濃度9.79mg/l。從11年投產(chǎn)總計運(yùn)行3年多，設(shè)備自動化程度高，故障率低，處理后的排海污水含油量月平均低于20ppm，符合排海要求。從2014年1月到10月產(chǎn)水情況與排海含油情況分析，一月份產(chǎn)水最高達(dá)到3748方，隨后幾月產(chǎn)水量呈下降趨勢，直到10月產(chǎn)水略有回升，產(chǎn)水量的變化與平臺修井和B平臺打調(diào)整井無法修井有關(guān)。單次排海含油最高為一月的15.87mg/l，存在超過15mg/l的月份有一月和八月，總共累計出現(xiàn)10次，污水含油量的增高能通過藥劑的注入和設(shè)備的調(diào)整及時的使含油量降低。月含油平均值均低于13mg/l，僅一月和二月含油超過12mg/l，最高為一月的12.28 mg/l，最低為五月的9.42mg/l，總體含油平均值為10.708mg/l。圖二列舉了2014年1月到10月產(chǎn)水量和生產(chǎn)污水排海含油情況。

　　2.2 污水深度處理設(shè)備

　　污水深度處理采用改性纖維球快速過濾技術(shù)，選用的KGOL系列KGOL1000-10S型在線自動反沖洗、高精度、快速度過濾器。設(shè)備滿足油田最高污水處理量9000m3/d。設(shè)備參數(shù)見下表。

　　3、潿洲12-1油田污水回注項目

　　3.1 油藏開發(fā)的注水水質(zhì)要求

　　油藏注水根據(jù)SY/T5329-94《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》中的回注水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。本油田注水水質(zhì)實(shí)行的是B3標(biāo)準(zhǔn)，固體懸浮物<5mg/l，含油量小于15　　3.2 污水回注指標(biāo)

　　根據(jù)《中國海洋石油總公司節(jié)能減排工作實(shí)施方案》，對新增油氣田全面實(shí)現(xiàn)油田產(chǎn)出水回注地層，伴生氣基本不放空，已投產(chǎn)油氣田實(shí)現(xiàn)污水排放減少10%的目標(biāo)。根據(jù)2011年建設(shè)回注項目時對在生產(chǎn)和正在建設(shè)油氣田未來幾年產(chǎn)水和回注量情況考察數(shù)據(jù)分析，潿洲11-4油田可回注5000方/天，能夠滿足老油田減排要求，且具有一定回注余量。隨著建設(shè)平臺的投產(chǎn)，產(chǎn)水量增加，在2015年作業(yè)區(qū)產(chǎn)水達(dá)到頂峰，年產(chǎn)水將達(dá)到552.85萬方，日回注量達(dá)到9124方/天，減去11-4回注地層水，剩余4124方/天的水量將在潿洲12-1油田回注地層。截止到2020年，考慮11-4油田回注水穩(wěn)定情況下，在生產(chǎn)老平臺產(chǎn)水成下降趨勢，使得回注地層水量逐年下降。考慮最大回注量，潿洲12-1油田水處理用于回注的設(shè)備至少要滿足4200方/天的設(shè)計處理量。由于節(jié)能減排工作持續(xù)開展，盡管從2015年到2020年產(chǎn)水一直呈下降趨勢，到2020年產(chǎn)水僅為440.1萬方，但是日回注量2020年比2019年日回注量增加115方/每天。表三數(shù)據(jù)為2011年調(diào)查的正在建設(shè)和已投產(chǎn)油田水量情況。隨著海上區(qū)塊的不斷開發(fā)，2013年作業(yè)區(qū)生產(chǎn)水回注方案研究顯示，生產(chǎn)污水不斷加大，污水回注量持續(xù)性增長。

　　3.3 回注設(shè)備

　　為減少含油污水的排放，潿洲12-1油田在2012年加裝一套污水回注設(shè)備。污水回注流程見圖三。PUQB生產(chǎn)污水通過潿洲12-1油田全部回注地層，潿洲12-1油田回注剩余指標(biāo)量。在平臺增加污水緩沖罐，接受經(jīng)過污水深度處理后的達(dá)標(biāo)回注污水，增加回注增壓泵，回注泵，改造A15井/A17為回注井，預(yù)留A13井。潿洲12-1油田注水泵設(shè)計排量：4000～6000m3/d，設(shè)計排出壓力13～17Mpa，設(shè)計溫度為120℃。

　　對油田生產(chǎn)污水取樣檢測，生產(chǎn)水與地層流體有較好的配伍性，不會發(fā)生鹽敏，水敏，堿敏等反應(yīng)，PH值7.49，懸浮顆粒含量28.09mg/l。經(jīng)過污水深度處理后的水質(zhì)，固相含量下降到5mg/l，最高固相顆粒尺寸<5μm，最高含油量平均小于15.0mg/l。PH值，礦化度未改變，水質(zhì)符合潿洲12-1A平臺污水回注指標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)。 　　4、超濾實(shí)驗在潿洲12-1油田的中試實(shí)驗

　　4.1 膜的簡介及應(yīng)用

　　膜分離是利用功能膜作為分離介質(zhì)，利用膜兩側(cè)的能量差作為推動力，實(shí)現(xiàn)分離純化的現(xiàn)代高新技術(shù)[1]。用于油田含油污水處理的膜分離技術(shù)主要有微濾和超濾[2]。微濾的膜孔徑大約1-0.1μm，可以去除水中大部分的微粒、細(xì)菌等雜質(zhì);超濾膜孔徑在10-100nm，可以分離液相物質(zhì)中的大分子化合物，膠體分散液和乳液等[3]。

　　近20年膜分離技術(shù)在石油化工領(lǐng)域開展廣泛的實(shí)驗研究。劉彬等人用高抗污染聚偏二氟乙烯外壓式中空纖維超濾膜組件對大慶油田采油十廠朝一聯(lián)合站的污水進(jìn)行實(shí)驗研究。實(shí)驗運(yùn)行3個月，結(jié)果污水含油去除率

　　100%，懸浮物含量0.6 mg/l，細(xì)菌平均36個/ml。凈化后的水質(zhì)達(dá)到特低滲透油層注水“5.1.1”水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)[4]。趙慶等人用超濾法處理含油污水實(shí)驗，石油類去除率在90%以上，出水懸浮物未檢出[5]。鎮(zhèn)祥華等人用超濾膜處理油田采出水用于回注的實(shí)驗研究中，進(jìn)水含油量12.52-84.42mg/L，懸浮物7.89-89.16 mg/L，粒徑中值1.07-7.68μm，6個月的實(shí)驗中，出水檢測含油量0.51-0.98mg/L，懸浮物0.35-0.97mg/L，滿足低滲油層注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)[6]。

　　4.2 抗污染性能驗證

　　將超濾膜設(shè)定為恒流量自控運(yùn)行模式，膜進(jìn)水為撇油罐出水，進(jìn)水水溫59℃，進(jìn)水12次化驗平均含油303.91mg/l，進(jìn)水懸浮物含量40～60mg/l，超濾膜裝置運(yùn)行6天，累計運(yùn)行50小時，其中膜通量200L/m2h運(yùn)行36小時，膜通量300L/m2h運(yùn)行14小時。在穩(wěn)定的膜通量為200L/m2h階段，處理水量穩(wěn)定在1m3/h，進(jìn)水壓力控制在0.11Mpa，處理后水出口壓力穩(wěn)定在0.09Mpa，壓差始終維持在20Kpa;在穩(wěn)定的膜通量為300L/m2h階段，處理水量穩(wěn)定在1.5m3/h，進(jìn)水壓力控制在0.11Mpa，處理后水出口壓力穩(wěn)定在0.08 Mpa，壓差始終維持在30Kpa。經(jīng)過出水口22次化驗分析，含油最高3.3mg/l，含油最低1.7mg/l，平均2.3mg/l。懸浮物含量<1mg/l，粒徑(D50)<0.05μm。通過6天的實(shí)驗，超濾膜設(shè)備運(yùn)行穩(wěn)定，膜性能未衰減，出水水質(zhì)合格。超濾膜能夠在較長時間穩(wěn)定在一定的膜通量下，透膜壓差維持穩(wěn)定，表明超濾膜抗污染性能優(yōu)異。

　　4.3 裝置處理量對膜通量的影響

　　分別對裝置試驗1.0m3/h、1.5m3/h、2.0m3/h三種處理量，理論情況下超濾膜無污染所對應(yīng)的膜通量為200 L/m2h，300 L/m2h，400 L/m2h。實(shí)驗中超濾膜裝置累計運(yùn)行38小時，在處理量1.0m3/h下運(yùn)行12小時，膜通量維持200 L/m2h，透膜壓差穩(wěn)定在0.02Mpa;在處理量1.5m3/h下運(yùn)行14小時，膜通量穩(wěn)定在300L/m2h，透膜壓差穩(wěn)定在0.03Mpa;在處理量2.0m3/h下運(yùn)行12小時，膜通量穩(wěn)定在400 L/m2h，透膜壓差穩(wěn)定在0.04Mpa。在同一處理液，同一膜組件，實(shí)驗中濃縮比都為10左右，膜通量J∝△P/Rg[7]，隨著超濾的進(jìn)行，膜面乳化油濃度不斷增加，逐漸達(dá)到一定的凝膠濃度，形成一定的Rg(凝膠阻力)[8] 。所以在膜面未污染情況下，膜通量與透膜壓差成正比。在下圖的實(shí)驗數(shù)據(jù)中可以看出，由于膜面積固定，要求達(dá)到規(guī)定的處理量，通過增加透膜壓差，實(shí)現(xiàn)膜通量的增加，從而實(shí)現(xiàn)處理量的增長。相應(yīng)的處理量下透膜壓差維持在相應(yīng)的穩(wěn)定值，并未持續(xù)性的增長來維持膜通量的穩(wěn)定，說明超濾膜未受污染，具有良好的抗污染性能。

　　各個膜通量情況下，各取6個點(diǎn)測取污水含油量，在膜通量300 L/m2h時，污水含油量最高2.3mg/l，平均2.03mg/l;在膜通量400 L/m2h時，污水含油量最高2.2mg/l，平均1.85 mg/l，懸浮物含量均小于1mg/l，粒徑(D50)小于0.05μm，處理水質(zhì)合格。

　　所以在各種處理量下，透膜壓差都維持相應(yīng)的穩(wěn)定值，表明膜未受污染，并且出水水質(zhì)檢驗合格。在出水水質(zhì)合格，且膜穩(wěn)定性能良好前提下，處理相同量的含油污水，較大的膜通量，可以減少膜面積，從而減少設(shè)備占用面積。

　　一油田生產(chǎn)水含鹽量高，在高溫下部分溶解鹽處于飽和溶解狀態(tài)，在膜產(chǎn)水中即使不存在懸浮物，但隨著溫度的降低，就會析出微米級鹽晶體;第二鋼鐵管道電化學(xué)腐蝕產(chǎn)水大量的Fe2+，經(jīng)過氧化成Fe3+，以Fe(OH)3沉淀析出。

　　經(jīng)過超濾裝置處理后的含油污水，如果直接排放，F(xiàn)e(OH)3不會影響海洋生態(tài)環(huán)境;如果膜產(chǎn)水用于回注，需保持水溫不變或者較小變化和密閉條件回注。在潿洲12-1油田產(chǎn)出水水溫較高，在70℃左右，溫度稍微的降低，引起膜產(chǎn)水后懸浮物的上漲量并不快速，符合油田回注水質(zhì)對懸浮物含量的要求。但是要滿足低滲透油田懸浮物含量小于1mg/l的要求，在進(jìn)水70℃情況下，回注時候不能低于67℃。

　　5、低滲透油藏開發(fā)的基本狀況

　　2000年統(tǒng)計資料，陸上共探明低滲透油田石油地質(zhì)儲量達(dá)53.82×108t，占總探明儲量的50.34%。最近20年，低滲透油氣產(chǎn)量持續(xù)增長，2008年，中國低滲透原油產(chǎn)量0.71×108t(包括低滲透稠油)，占全國總產(chǎn)量的37.6%。低滲透產(chǎn)量逐年上升，近三年分別為34.8%，36%，37.6%[9]。

　　在中石油2007的統(tǒng)計中，累計探明低滲透儲量65億噸左右，占探明地質(zhì)儲量的37%，2000年以后新增探明儲量中，低滲透儲量所占比例由2001年的40%增加到70%，預(yù)計在

　　5.1 未來新增探明儲量中，低滲透儲層所占的比

　　5.2 不同性質(zhì)生產(chǎn)污水處理情況及膜性能研究

　　超濾膜裝置針對合作平臺的生產(chǎn)污水展開現(xiàn)場試驗，裝置運(yùn)行5天，累計運(yùn)行29小時，在膜通量400L/m2h情況下，運(yùn)行20小時，前5小時透膜壓差0.04Mpa，第6小時透膜壓差上漲0.01Mpa，并維持一段時間，在第10到11小時，和18到19小時區(qū)間波動一次。期間加密取值，壓力并無繼續(xù)上漲趨勢，整體呈現(xiàn)維持0.05Mpa的透膜壓差的趨勢，說明超濾膜有較小污染，但是并沒有加重的趨勢，取12次超濾試驗裝置處理后的水質(zhì)做污水含油化驗，污水含油最高4.3mg/l，平均4.11mg/l。在膜通量500 L/m2h情況下，運(yùn)行9小時，透膜壓差一直維持在0.05Mpa，取5次超濾試驗裝置處理后的水質(zhì)做污水含油化驗，污水含油最高4.5mg/l，平均4.36mg/l。 　　實(shí)驗結(jié)果表明裝置整體運(yùn)行良好，膜未受污染或者污染很小，出水水質(zhì)檢測，含油量均小于5mg/l，懸浮物含量小于1mg/l，粒徑(D50)小于0.05，表明出水水質(zhì)合格。

　　4.5 膜產(chǎn)水懸浮物隨溫度的變化

　　潿洲12-1A平臺污水懸浮物含量為50mg/l左右，合作平臺污水懸浮物含量為14mg/l左右，經(jīng)過超濾膜裝置對生產(chǎn)污水的處理，出水水質(zhì)檢測懸浮物含量均小于1mg/l，符合油田注水開發(fā)指標(biāo)中對低滲透油藏注水的要求。但是從圖上可以看出，隨著溫度的降低，懸浮物含量呈現(xiàn)增長趨勢，溫度繼續(xù)降低，增長趨勢加快。在溫度40攝氏度時候，懸浮物含量達(dá)到5mg/l以上，已經(jīng)不符合本油田注水水質(zhì)要求。原因分析：第例將達(dá)到80%，對低滲透儲層不斷開發(fā)，近年低滲透油層年產(chǎn)油2700萬噸左右，占總產(chǎn)量的30%[10]。

　　目前中海油的低滲透探明儲量約占總探明儲量的6%，低滲的產(chǎn)量約占海油總產(chǎn)量的1%，根據(jù)油田勘探發(fā)展的經(jīng)驗，隨著海上勘探程度的深入，低滲透油藏發(fā)現(xiàn)的個數(shù)和儲量將會越來越多，建成產(chǎn)能將在總產(chǎn)能的比重中越來越高，對海油實(shí)現(xiàn)5000萬噸年產(chǎn)后穩(wěn)產(chǎn)階段所起的作用將會越來越大[11]。

　　6、結(jié)論

　　1、經(jīng)過污水深度處理的生產(chǎn)污水，對于懸浮物的去除率不是很理想，出口懸浮物含量在50mg/l左右，不符合回注要求。處理后含油平均值低于15mg/l，但是存在少數(shù)大于15mg/l的情況，總體含油量基本符合本油田規(guī)定的回注水質(zhì)要求。

　　2、超濾膜裝置運(yùn)行16天，累計運(yùn)行122小時，過程中并未對膜組件清洗，表明膜抗污染能力強(qiáng)，超濾膜裝置自動化程度高，符合工業(yè)應(yīng)用的工藝基礎(chǔ)。潿洲12-1油田水質(zhì)選擇膜通量為400 L/m2h，對于管式膜組件裝填密度約為33～330m2/m3[7]。按最大的330 m2/m3裝填密度，處理每天4000方生產(chǎn)污水用于回注，需要1.26 m3的管式膜組件體積。超濾膜裝置處理后水質(zhì)含油量全部低于5mg/l，懸浮物含量小于1mg/l(但有溫差要求，在70攝氏度的情況下，溫差不能大于3℃)。

　　3、超濾膜裝置處理生產(chǎn)污水用于回注，可以利用現(xiàn)有的回注設(shè)備和流程。現(xiàn)有的污水回注設(shè)備能夠達(dá)到最大6000m3/d回注量，后期工程改造全部南塊井為注水井后，回注井最大注入能力可達(dá)16245m3/d。

　　4、未來對低滲透油藏的開發(fā)，超濾膜裝置處理后的生產(chǎn)污水符合低滲透油層注水“5.1.1”水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，能夠減少大量的排海生產(chǎn)污水。

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