稠油热采污水回用锅炉给水处理工艺研究.pdf

稠油热采污水回用锅炉给水处理工艺研究 杜春安 宋永亭 袁长忠 潘永强 胜利油田采油工艺研究院微生物中心, 山东 东营 257000 摘要 采用生物接触氧化-超滤-反渗透集成工艺处理稠油热采污水, 出水作为试验区稠油注蒸汽热采高压锅炉给 水。 运行结果表明 出水各项指标均达到试验区注汽锅炉给水水质要求, 实现了稠油污水的资源化循环利用。 关键词 稠油污水; 生物接触氧化; 反渗透; 高压注汽锅炉; 回用 STUDY ON TREATMENT OF HEAVY OIL WASTEWATER AS SUPPLY WATER FOR STEAM BOILERS Du Chun  an Song Yongting Yuan Changzhong Pan Yongqiang MEOR Research Center, Shengli Oil Production Research Institute, Dongying 257000, China Abstract A biological contact oxidation -ultra filtration -reverse osmosis integrated process was used for the advanced treatment of produced wastewater from heavy oil in Chenzhuang Oilfield. The treated water is offered to thermal recovery boilers.The results showed that the treated water can meet the requirement of feed water quality for steam boiler. The process realized reuse of sewage from oilfields. Keywords heavy oilwaste water; bio -contact oxidation;RO; steam boiler;reuse 0 引言 稠油注蒸汽热采过程中需要消耗大量的淡水资 源,仅胜利油田注汽锅炉耗用淡水量 700 万 m 3 a, 并 且随着热采动用储量的扩大, 耗用淡水量越来越大。 在消耗大量宝贵淡水资源的同时, 稠油开采过程中又 产生大量污水, 成为造成油田污水过量的重要原因。 目前油田剩余污水主要采取无效回灌或达标外排处 置方式,不仅造成巨大的资源浪费 ,而且污染环境 。 反渗透技术因其技术、操作运行成熟度高、能耗 低、 出水水质好 、 易于自动化操作 、维护方便等优势, 在海水淡化领域得到了成功应用。但采油污水含有 大量乳化油、 溶解油 、 有机物及悬浮物, 进入反渗透前 必须进行有效预处理, 生物接触氧化可彻底除油, 为 后续膜过滤稳定运行提供保障。本文采用生化 -双 膜法集成工艺对陈家庄稠油热采污水进行深度处理, 使处理后水质达到高压注汽锅炉给水水质标准。 1 废水水质及回用标准 该工程进水为经过初步油水分离的陈庄集油站 外输污水 。设计处理原水水量600 m 3 d, 设计出水指 标达到陈庄油田试验区高压注汽锅炉给水要求。设 计进水水质及回用水标准见表 1。 表 1 设计进出水水质mg L pH 除外 项目悬浮物总铁含油量TDSpH总硬度 进水水质 80 0. 67015 000 7 . 0～ 9. 0 2. 0 h 。 3 双介质过滤器 。双介质过滤器是利用器内粒 状滤料去除水中悬浮物和胶体杂质 , 降低出水浊度、 COD,设计进水悬 浮物 ≤25 mg L , 出 水悬浮物 ≤ 5 mg L ,杂质粒径 ≤ 0. 01 mm 。滤料采用石英砂 、 核桃 壳,层高分别为 800, 400 mm。运行流速 10～ 15 m h, 工作压力 0. 6MPa ,PLC 自动控制,24 h反洗 1 次。 4 超滤装置 。作为反渗透组件的预处理, 去除水 中的细菌、胶体 、 蛋白质等大分子物质 ,保证 RO 系统 的经济稳定运行。超滤采用内压式中空纤维超滤膜 组件, 截留分子量10 万, 单支膜组件膜面积22 m 2 , 整 套装置装配 24 支膜组件 。运行采用错流过滤方式, 最大进水压力0. 5 MPa 。配套自动反洗系统及化学清 洗系统 , 反洗压力 ≤0. 20 MPa , 反洗水流量 220 ～ 300 L h,反洗频率 每隔 20 ～ 60 min 1 次, 反洗时间 每次 30～ 60 s。随着超滤膜组件的长期使用, 当超滤 膜的产水量下降 20以上或使用了 2 ～ 4 个月后, 对 超滤膜进行化学清洗 。 5 反渗透装置 。反渗透作为全流程的脱盐除硬 装置 ,主要去除污水中的溶解盐 、 硬度等 。根据系统 进水水质分析, 反渗透膜元件组件选用美国 DOW 公 司的 BW30-365 膜, 单支膜元件膜面积34 m 2 , 整套装 置装配16 支膜元件, 1级 2段排列 。反渗透装置设有 化学清洗系统, 当常态化的渗透液流量降低 10, 产 水常态化盐含量增加 10, 进水和浓缩液之间的压 差比基准状况上升 15时, 进行化学清洗 。此外, 反 渗透装置每次开机后 ,系统自动定时对膜元件表面进 行冲洗,抑制反渗透膜污染。 4 处理效果 现场中试装置于 2008 年 1 月建成 , 生化系统于 2008 年2 月完成挂膜过程,正常运行。中试过程中生 化出水含油量稳定在1. 5 mg L以内, 保障了后续膜过 滤系统的稳定运行 。系统最终产水主要水质指标见 表2, 完全达到试验区注汽锅炉给水指标要求 。 表 2 污水处理效果 系统进水 系统产水试验区锅炉进水指标 总硬度 mgL - 1 930. 319. 0 300 总碱度 mgL - 1 1 383. 6122. 8 2 000 含油 mgL - 1 28 . 60. 3 1. 0 TDS mgL- 113 049840 2 500 总铁 mgL - 1 0. 20 0. 05 pH8. 127. 207～ 12 硫化物 mgL - 1 000 悬浮物 mgL - 1 21 . 40. 05 2. 0 5 经济效益分析 在中试运行过程中 , 设备耗电5. 1 kWh m 3 , 按 0. 55 元 kWh 计 , 折 合 为 2. 81 元 m 3 ; 药 剂 费 为 1. 45 元 m 3 ,合计直接运行费用为4. 26 元 m 3 。 经济效益估算 ,以360 m 3 d淡水产量计算 。节约 清水资源费63. 07万元 a 按当地水价4. 8元 m 3 计 算 ; 节约无效回灌费用91. 98 万元 a 按无效回灌费 用7元 m 3计算 ; 节约注汽锅炉燃料费用 59. 13 万元 a 按换热后淡水温度45 ℃,清水温度15 ℃计算 。因 下转第 21 页 17 环 境 工 程 2009年 12 月第 27卷第 6 期 可实现直接过滤 ,在过滤压差为0. 2 MPa下 ,滤饼含水 率可降到 23,2 号油罐底泥则不能实现直接过滤, 需要添加助滤剂才能实现顺利脱水 ,脱水后滤饼含水 率明显高于 1 号油泥 ,从比阻数据来看, 投加不同比 例的助滤剂后, 2 号油泥滤饼的比阻仍比 1 号油泥 高。分析两种罐底油泥主要区别在于 1 号油罐底泥 含油率较低 ,含固量高且粒径大, 而 2 号油罐底泥含 油率要高得多 , 含固量低且固体粒径较细 。由此可 见,含油率可能是决定含油污泥能否实现直接过滤的 关键因素之一, 含油率高将会使污泥更加黏稠 ,固体 颗粒被粘结在一起, 压滤过程中会堵塞过滤介质的孔 道,不利于过滤的进行。投加助滤剂除了一方面起到 骨架的作用,另一方面也降低了油泥的总体含油率。 在压滤工艺中先期除去滤浆中的浮油无疑将会有利 于压滤效果的改善。除了含油率, 油泥中固体粒径的 大小和粒径范围也是影响滤饼孔道结构形成的重要 因素 ,从而使两种罐底油泥表现出完全不同的脱水性 能。固体粒径大小及其范围如何影响滤饼结构需要 进行进一步的深入研究。 3 结论 1 含油率低 、 固体粒径大的 1 号油泥在不添加任 何助滤剂的情况下即可实现直接压滤脱水,过滤压差 0. 2 MPa 时,滤饼含水率可从初始的 80以上下降到 23。 2 含油率高 、 固体粒径小的 2 号油泥不能实现直 接压滤脱水 ,投加与干基油泥的质量比高于 0. 15 的 助滤剂 TSM, 可实现顺利脱水, 随着助滤剂投加量增 加,2 号油泥滤饼比阻逐渐降低 ,滤饼可压缩性减弱。 脱水后的 2 号油泥滤饼含水率从初始的 80以上下 降到低于 60, 无流动水存在, 满足运输要求 。 3 含油率和固体粒径的大小及范围均是影响罐 底油泥脱水性能的重要因素。 参考文献 [ 1] 徐如良, 韩子兴. 油罐底泥的减量化和资源化技术[ J] . 石油与 天然气化工, 2004, 33 5 369 -374. 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