摘 要：随着南堡油田开发的持续，注水水质能否持续达标是实现油田可持续发展的关键因素。南堡油田污水处理系统自2010年投产以来，水质不达标，出现悬浮物含量超标、加药费用高的问题。为解决此问题，针对南堡油田污水处理站工艺特点，通过对处理工艺各节点出水水质进行跟踪监测和原因分析，不断摸索实验，优化药剂注入浓度，最终确定破乳剂浓度28ppm、反相破乳剂浓度67ppm时效果最佳，可以满足外输水质B1级的要求。
　　关键词：污水处理；技术研究；油田污水；南堡油田；效果
　　引 言
　　我国常用的污水处理技术有物理法、化学法、物理化学和生物法四大类[1]。南堡油田污水处理系统采用了物理法、化学法和物理化学法，设计外输水质为油藏注水水质推荐指标B1级[2]。该污水系统自投产以来运行效果不理想，悬浮物含量超标，加药费用高。由于化学药剂在污水处理中起着关键性作用，因此，通过注入不同浓度的化学药剂，分别检测水质的各项指标，寻找最佳的药剂注入浓度，提高污水处理效果，降低加药成本。
　　1 南堡油田污水处理工艺及现状
　　1.1 污水处理工艺
　　1.2 南堡油田污水处理现状
　　南堡油田污水处理系统自2010年投产以来，各节点水质含油指标符合设计要求，但粒径中值和悬浮物含量波动较大，且经常出现超出指标的情况，2013年1-6月份化验结果如表1：
　　从2013年1-6月份外输水质化验结果（见表1）可知：含油量符合标准、固体悬浮物达标率16.7%、粒径中值达标率33.3%。
　　2 原因分析及解决对策
　　2.1 原因分析
　　通过对污水处理各出水节点悬浮物进行化验，结果见表2：
　　化验结果与设计值进行比较，三相分离器出口水含油值远小于设计值，自接收水罐开始，各节点悬浮物含量均高于设计值。根据破乳剂和反相破乳剂的化学作用初步分析，各节点不达标的原因可能是由于反相破乳剂注入浓度不合适造成的。因此，通过实验改变反相破乳剂的浓度来监测水质变化。
　　2013年反相破乳剂注入浓度为55ppm，破乳剂加药浓度为75ppm，在破乳剂浓度为75ppm不变的情况下，通过实验提高反相破乳剂的浓度，监测悬浮物含量与反相破乳剂浓度的变化曲线，见图2
　　通过曲线可知：随着反相破乳剂浓度的增加，固体悬浮物含量逐渐减少。
　　2.2 解决对策
　　为检验试验的可靠性，在其它药剂浓度不变的情况下将反相破乳剂浓度由原来的55ppm提升至70ppm，并对各出水节点悬浮物进行化验，结果见表3：
　　结果显示，反相破乳剂浓度提高后，接收水罐后各节点出水水质明显好转，且均在设计目标范围之内，但由于反相破乳剂用药量增加，生产成本随之增加。为此，在破乳剂注入浓度为70ppm不变的情况下，通过实验改变破乳剂的浓度，监测悬浮物含量与破乳剂浓度的变化曲线，见图3
　　通过曲线可知，破乳剂浓度在30ppm时，水质能够达到接收水罐出口水质设计值。将改进结果运用到生产实际中检验效果，对各出水节点悬浮物进行化验，结果见表4：
　　破乳剂浓度降低至30ppm，反相破乳剂浓度提高至70ppm后，水质化验结果全部优于设计值。
　　综合考虑加药成本和水质处理达标率，通过不断改变破乳剂和反相破乳剂的浓度进行实验，最终优选破乳剂浓度28ppm、反相破乳剂浓度67ppm，水质化验符合设计要求。
　　3 現场应用及效果评价
　　采用优化后的药剂配方进行污水处理，取样监测2014年1-6月份外输水的水质化验结果（见表5），固体含量、含油、粒径中值三项主要指标均达标，处理效果比较明显。
　　2014年上半年，南堡油田污水处理站来液量156万方，污水处理量120万方，外输水各项指标合格率100%，通过优化，破乳剂加药费减少87.9万元，反相破乳剂加药费增加12.5万元，实际共节省加药费75.4万元，取得了较好的经济效益。
　　4 结论
　　（1）污水处理过程中的问题查找与分析需按照处理工艺顺序，逐个工序、节点进行排查。
　　（2）反相破乳剂在污水处理中起着非常重要的作用，在确定注入浓度前必须与其他药剂做水处理效果对比试验，以确定最佳注入浓度。
　　（3）破乳剂在污水处理过程中的作用是一系列复杂的化学过程，有必要通过其他试验手段进行确认。
　　参考文献：
　　[1] 刘敬敏，刘广丽，卢宇.油田污水处理方法分析[J].油气田地面工程，2010，29（8）：63.
　　[2]《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-94）中国石油天然气总公司 1998：2.