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引言
目前，孤东联合站的污水经处理后大部分直接用于回注，但是，随着油田开发大部分进入高含水和三次采油期，油田废水的产生量日益增多，而采油所需要注入的水毕竟是有限的，所以，导致联合站的污水库存非常紧张，再加上废水的成分也越来越复杂，以现在的处理工艺很难保证出水水质的各项指标每次都是达标的。所以，通过分析联合站污水处理系统现有的工艺、技术和生产状况，找出目前所存在的问题，并探讨找出经济适用的对策，是孤东联合站适应HSE管理体系的要求不可避免要做的一项工作。
一、孤东联合站污水特性以及目前状况
1.1 孤东联合站污水特性
孤东联合站污水的特点是采出液水温特别适合细菌生长、含有机物高、难降解物质多，而且受酸碱废水的影响、PH变化大；水中主要污染有油、COD、硫化物、氰化物、酚、氨氮、及其他有毒物质，并且矿化度高、铁锰成份随地质构成变化；表面张力大，残存有机化学药剂和其他杂质。这些都将直接影响回注水的使用。在含油废水中，还存在大量的铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌，将增加污水处理系统的腐蚀速率，粘附速率、结垢厚度，降低系统的使用寿命。除此以外，含油废水中还有矿化度高，重金属物质较多的特点，其中铁、锰含量将直接影响回注水的使用，经氧化后的二价铁，所形成三价铁将沉积堵塞在回注油层，形成栓塞，因而也必须除去。总之，油田废水成分相当复杂，除了含有可溶性盐类和重金属、悬浮的乳化的原油、固体颗粒、硫化氢等天然的杂质外，还含有一些用来改变采出水性质的化学添加剂，如絮凝剂、混凝剂和复合碱，以及注入地层的酸类、除氧剂、润滑剂、杀菌剂、防垢剂等。
1.2 孤东联合站污水处理现状分析
（1）孤东联合站主要污水处理工艺流程。孤东联合站设计的污水处理工艺流程主要是“二段”式治理流程，主要分为沉降和过滤两部分，其主要构造物有一次沉降、二次混凝沉降罐和过滤罐。部分联合站没有过滤罐，且随着运行年限的增加，装有滤罐的联合站因缺乏维护资金及人力，滤罐也已经陆续停用。图1 联合站污水处理流程图
目前孤东油田大部分联合站滤罐已经失去作用或直接停用。（2）回注水水质状况。孤东联合站的污水经处理后的水质状况并不是很理想。
二、孤东联合站污水处理工艺存在问题
目前，孤东油田所有区块已基本进入三次采油阶段，用水驱来实现生产，还有部分地区采用注聚趋、注蒸汽趋等方式进行开采，随着油田综合含水率的提高，再加上采油方法也越来越复杂，油田污水的产出量不断增加，污水的成份、性质也越来越复杂，使孤东联合站现有的污水处理系统越来越暴露出了它许多方面的问题。孤东设计的污水处理工已经无法适应越来越复杂的油田废水处理的要求，目前此模式中的一些设备如混凝、过滤等由于资金方面的原因在有的联合站也没有让它运转起来，大部分都是只是用了一、二次沉降，这样原本就不适应的工艺就更加起不到它的作用了，它所起的作用仅仅只是取出部分油污以及固体颗粒物而已，很難达到去除SRB（硫酸盐还原菌）还有腐蚀率的目的。
三、孤东联合站污水处理现状的原因分析
3.1 污水处理工艺。按原来的设计，孤东联合站的原污水处理工艺是适应其处理要求的，但现在随着油田开采方式的复杂化，使得采油废水的成份和性质也相应的边得越来越复杂化和多样化，在开采方式改变以前，污水水质没有现在这么复杂，同时，由于长期运行中设备、设施多处出现腐蚀严重的情况，现有的工艺流程中部分设备，如过滤等多处停运，这样目前的处理工艺不再适应现有的进口水质变化的要求，工艺中存在的问题变得日益突出。
3.2 水质部分不达标。1）脱出水及来水不稳定，对后续处理造成冲击。2）处理工艺不完善，且由于污水量增加，污水在处理设备中的停留时间缩短，在沉降罐、混凝罐内不能发挥污水罐应有的作用，使处理设备功能变差，效率变低。3）杀菌剂加药周期和工艺不合理。孤东油田杀菌剂的投加方式为每4天冲击式投加，投加后的1-2天时间内，SRB菌得到有效控制，但2天以后，SRB菌又开始大量滋生。
四、对策与建议
4.1 采用先进的污水处理工艺与技术，以保证污水水质达标
1）混凝沉淀法。混凝沉淀法是借助混凝剂对胶体离子的静电中和、吸附、架桥等作用使胶体粒子脱稳，发生絮凝沉淀以除去污水中的悬浮物和可溶性污染物质。 2）电化学法。这种方法对处理某些性质的油田废水也是很奏效的。还有膜分离法等新型的污水处理方法也是很有研究价值的。
4.2 应针对产出液变化情况，及时调整破乳剂加药量。将原油破乳剂由固定加药量，改成由自动化控制装置根据来液量的变化随时调整加药量。同时，根据区块油水井措施情况，严密监视脱出污水，必要时，及时加大药剂投加量。
4.3 研究适用新型的杀菌剂，采用合适的药剂投加工艺。油田使用的杀菌剂多为非氧化型，主要有季铵盐类、醛类、含硫化合物及其复配物、酮类等。二氧化氯是一种强氧化剂，对微生物有较强的杀灭作用，被广泛用于饮用水和循环冷却水的消毒杀菌。与氯气比，二氧化氯具有杀菌效果好、用量少、作用快、适用pH范围广、持续时间长、与无机物和有机物反应具有很强的选择性等优点，越来越受到水处理工作者的重视。建议研究采用一种适合孤东联合站的新型加药工艺，这样才能达到最好的杀菌效果。
五、结论
1）孤东联合站目前的处理工艺是传统的“两段”式，随着孤东油田污水性质的复杂化和多样化，再加上污水量的增加，目前的工艺和技术已经不能很好的适应其要求，必须借鉴国内外其它油田的先进经验，研究或引进新的先进的油田污水处理工艺如生化处理法、混凝沉淀法、电气浮法、膜分离法等，以保证出水达标，适应现在以及将来油田污水水质变化的要求。2）孤东联合站目前所加杀菌剂以及加药方法的不合适也是造成水质不稳定或不合格的原因之一，建议研究并采用新型的更为有效的杀菌剂，并改进加药工艺，以保证药剂浓度达到100ppm，达到最好的处理效果。3）孤东联合站目前过滤罐没有使用，在一定程度上影响了污水处理的效果，建议将其换上适应的滤料后，可以考虑让其重新投入生产运行，并将过滤灌的反冲洗系统改成自动装置，相信这将使目前的污水处理状况得到一定程度的改进。
参考文献
[1] 邓述波，等.油田采出水的特性及处理技术[J].工业水处理，2000，20（7）： 10～12.
目前，孤东联合站的污水经处理后大部分直接用于回注，但是，随着油田开发大部分进入高含水和三次采油期，油田废水的产生量日益增多，而采油所需要注入的水毕竟是有限的，所以，导致联合站的污水库存非常紧张，再加上废水的成分也越来越复杂，以现在的处理工艺很难保证出水水质的各项指标每次都是达标的。所以，通过分析联合站污水处理系统现有的工艺、技术和生产状况，找出目前所存在的问题，并探讨找出经济适用的对策，是孤东联合站适应HSE管理体系的要求不可避免要做的一项工作。
一、孤东联合站污水特性以及目前状况
1.1 孤东联合站污水特性
孤东联合站污水的特点是采出液水温特别适合细菌生长、含有机物高、难降解物质多，而且受酸碱废水的影响、PH变化大；水中主要污染有油、COD、硫化物、氰化物、酚、氨氮、及其他有毒物质，并且矿化度高、铁锰成份随地质构成变化；表面张力大，残存有机化学药剂和其他杂质。这些都将直接影响回注水的使用。在含油废水中，还存在大量的铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌，将增加污水处理系统的腐蚀速率，粘附速率、结垢厚度，降低系统的使用寿命。除此以外，含油废水中还有矿化度高，重金属物质较多的特点，其中铁、锰含量将直接影响回注水的使用，经氧化后的二价铁，所形成三价铁将沉积堵塞在回注油层，形成栓塞，因而也必须除去。总之，油田废水成分相当复杂，除了含有可溶性盐类和重金属、悬浮的乳化的原油、固体颗粒、硫化氢等天然的杂质外，还含有一些用来改变采出水性质的化学添加剂，如絮凝剂、混凝剂和复合碱，以及注入地层的酸类、除氧剂、润滑剂、杀菌剂、防垢剂等。
1.2 孤东联合站污水处理现状分析
（1）孤东联合站主要污水处理工艺流程。孤东联合站设计的污水处理工艺流程主要是“二段”式治理流程，主要分为沉降和过滤两部分，其主要构造物有一次沉降、二次混凝沉降罐和过滤罐。部分联合站没有过滤罐，且随着运行年限的增加，装有滤罐的联合站因缺乏维护资金及人力，滤罐也已经陆续停用。图1 联合站污水处理流程图
目前孤东油田大部分联合站滤罐已经失去作用或直接停用。（2）回注水水质状况。孤东联合站的污水经处理后的水质状况并不是很理想。
二、孤东联合站污水处理工艺存在问题
目前，孤东油田所有区块已基本进入三次采油阶段，用水驱来实现生产，还有部分地区采用注聚趋、注蒸汽趋等方式进行开采，随着油田综合含水率的提高，再加上采油方法也越来越复杂，油田污水的产出量不断增加，污水的成份、性质也越来越复杂，使孤东联合站现有的污水处理系统越来越暴露出了它许多方面的问题。孤东设计的污水处理工已经无法适应越来越复杂的油田废水处理的要求，目前此模式中的一些设备如混凝、过滤等由于资金方面的原因在有的联合站也没有让它运转起来，大部分都是只是用了一、二次沉降，这样原本就不适应的工艺就更加起不到它的作用了，它所起的作用仅仅只是取出部分油污以及固体颗粒物而已，很難达到去除SRB（硫酸盐还原菌）还有腐蚀率的目的。
三、孤东联合站污水处理现状的原因分析
3.1 污水处理工艺。按原来的设计，孤东联合站的原污水处理工艺是适应其处理要求的，但现在随着油田开采方式的复杂化，使得采油废水的成份和性质也相应的边得越来越复杂化和多样化，在开采方式改变以前，污水水质没有现在这么复杂，同时，由于长期运行中设备、设施多处出现腐蚀严重的情况，现有的工艺流程中部分设备，如过滤等多处停运，这样目前的处理工艺不再适应现有的进口水质变化的要求，工艺中存在的问题变得日益突出。
3.2 水质部分不达标。1）脱出水及来水不稳定，对后续处理造成冲击。2）处理工艺不完善，且由于污水量增加，污水在处理设备中的停留时间缩短，在沉降罐、混凝罐内不能发挥污水罐应有的作用，使处理设备功能变差，效率变低。3）杀菌剂加药周期和工艺不合理。孤东油田杀菌剂的投加方式为每4天冲击式投加，投加后的1-2天时间内，SRB菌得到有效控制，但2天以后，SRB菌又开始大量滋生。
四、对策与建议
4.1 采用先进的污水处理工艺与技术，以保证污水水质达标
1）混凝沉淀法。混凝沉淀法是借助混凝剂对胶体离子的静电中和、吸附、架桥等作用使胶体粒子脱稳，发生絮凝沉淀以除去污水中的悬浮物和可溶性污染物质。 2）电化学法。这种方法对处理某些性质的油田废水也是很奏效的。还有膜分离法等新型的污水处理方法也是很有研究价值的。
4.2 应针对产出液变化情况，及时调整破乳剂加药量。将原油破乳剂由固定加药量，改成由自动化控制装置根据来液量的变化随时调整加药量。同时，根据区块油水井措施情况，严密监视脱出污水，必要时，及时加大药剂投加量。
4.3 研究适用新型的杀菌剂，采用合适的药剂投加工艺。油田使用的杀菌剂多为非氧化型，主要有季铵盐类、醛类、含硫化合物及其复配物、酮类等。二氧化氯是一种强氧化剂，对微生物有较强的杀灭作用，被广泛用于饮用水和循环冷却水的消毒杀菌。与氯气比，二氧化氯具有杀菌效果好、用量少、作用快、适用pH范围广、持续时间长、与无机物和有机物反应具有很强的选择性等优点，越来越受到水处理工作者的重视。建议研究采用一种适合孤东联合站的新型加药工艺，这样才能达到最好的杀菌效果。
五、结论
1）孤东联合站目前的处理工艺是传统的“两段”式，随着孤东油田污水性质的复杂化和多样化，再加上污水量的增加，目前的工艺和技术已经不能很好的适应其要求，必须借鉴国内外其它油田的先进经验，研究或引进新的先进的油田污水处理工艺如生化处理法、混凝沉淀法、电气浮法、膜分离法等，以保证出水达标，适应现在以及将来油田污水水质变化的要求。2）孤东联合站目前所加杀菌剂以及加药方法的不合适也是造成水质不稳定或不合格的原因之一，建议研究并采用新型的更为有效的杀菌剂，并改进加药工艺，以保证药剂浓度达到100ppm，达到最好的处理效果。3）孤东联合站目前过滤罐没有使用，在一定程度上影响了污水处理的效果，建议将其换上适应的滤料后，可以考虑让其重新投入生产运行，并将过滤灌的反冲洗系统改成自动装置，相信这将使目前的污水处理状况得到一定程度的改进。
参考文献
[1] 邓述波，等.油田采出水的特性及处理技术[J].工业水处理，2000，20（7）： 10～12.