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【摘要】该联合站水质自2006年至今经历了非常复杂治理过程，面对来液含聚以及各类其他因素的影响，为了保证注入水质合格，该站总结出“严控前端、规范后端、加强监测、平稳控制、保证药剂、适时提温”一体化管理模式，依据这一管理模式，为水质的合格回注提供了可靠的保证。本文详细介绍了一体化管理模式的具体内容及经验做法，为水质治理工作提供一些经验借鉴。
【关键词】水质 温度 药剂
1 联合站污水处理工艺概况及现况
目前某联合站污水处理工艺主要是2009年改造建立的处理普通污水且满足“8.3.2”标准的全压溶气式气浮选除油装置，并配套一、二级石英砂滤罐过滤工艺，该工艺设备设计能力为8000m3/d，目前日处理水量5300 m3/d。目前由于受含聚、降温集输、提捞井恢复、干线冲洗水回收等因素影响，悬浮物指标开始超标。
2 水质管理工作经验做法
该联合站水质自2006年至今经历了非常复杂治理过程，结合近几年在水质管理工作中的一些经验，面对联合站如今复杂的来液成分，在强化日常“节点法”管理的同时，我们摸索出适合该油田水质管理的一体化模式，即“严控前端、规范后端；加强监测、平稳控制；保证药剂，适时提温”依据这一管理模式，为水质的达标回注提供了可靠的保证。
2.1 “严控前端”既控制原水质量
为了能够确保原水质量，减轻后续的深度处理处理负担，在油系统放水及站外来液控制上，开展大量针对性工作：
2.1.1 严控来液质量，实施站外提前加药
在联合站外系统加药，保证了高一联游离水脱除器的沉降分离和电脱水器的平稳运行。
2.1.2 严控一段两点加药，进一步提高油水分离效果
除在中转站投加破乳剂延长来液油水分离时间外，在联合站将破乳剂及净水剂添加点前移，在药剂的添加上，日常我们结合对游离水及原水的化验监控情况，及时合理的动态调整两种药剂的添加量，并适时联系厂家重新配伍药剂，确保油水分离效果。
2.1.3 严控容器储罐液位及收油，及时做好清淤工作
在对游离水、电脱水器及1000m3污水罐的液位及收油控制上，严格按照“看窗放水监控油水界面”，“油厚液位提示收油操作”执行，并及时采取连续小排量的收油方式，避免大排量收油对水质产生冲击。
通过针对原水治理开展的多项技术管理措施，联合站在气浮选设备处理不佳的状态下，将原水质量控制在35mg/l以下，为后续污水深度处理提供了有力的保证。
2.2 “规范后端”既规范污水全程管理
根据污水现状及时并合理的进行调整及完善，使污水在后端污水站、深处理站的逐级处理中更加规范和高效。
2.2.1 规范对气浮选的收油排泥。
针对气浮选目前去除效率低这一问题，我们将对气浮选控制的重心放在设备的收油及排泥上，在日常控制中，增加收油及排泥次数，以降低污泥对水质的影响。
2.2.2 规范对滤罐反冲洗的操作程序，提高反冲洗质量
为了保证滤罐反冲洗效果，规范日常操作程序，采用多人联动配合操作，即在反冲洗前小排量的对滤罐进行前期5-8分钟排油操作，同时延长放冲洗时间，保证滤料反冲洗效果。
2.2.3 及时做好滤罐的开罐检查工作
一方面执行每年（3、7、9月）3次的开罐检查制度，查找是否有损坏或变形造成跑料、漏料的情况，另一方面做好滤料的取样分析，确定滤料的污染情况，以便为进一步加强管理提供准确的依据。
2.3 “加强监控”既加强对污水处理监控
在污水治理过程中，关键监控点的取样化验值是污水处理效果最直接的反映，因此在日常水质监控上，我们进行了两个方面的工作：
（1）在监控点的选择上，我们在把气浮选进出口、一次滤罐进出口、二次滤罐进出口及注水700m3罐出口做为监控点的同时，把一段游离水出口也纳入监控点，使污水全程7个监控点提升至8个。
（2）在日常化验频次上，为了及时掌握污水运行状况，我们将原来一日一次的取样次数提升至一日三次，并要求对深度处理站12座滤罐进行每周1次的单罐取样化验，以掌握滤料状态；
2.4 “平稳控制”既保证污水系统平稳运行
在污水处理过程中，要求各项操作保证平稳，减少系统的波动对水质的影响。
（1）在1000立罐收油时采取连续小排量的收油方式，避免大排量收油对水质产生冲击。
（2）控制气浮选装置流量平稳，避免水量大幅波动造成水质变化。
（3）调整回收水罐的运行模式，延长污水沉降时间。
2.5 “保证药剂”既加强药剂的使用与管理，发挥药剂的最佳效果
在水质处理过程中，合理的使用好各类药剂是水质达标合格的重点，在药剂的使用和管理上，我们在坚持合理添加及时调配，在保证药剂是使用效果的同时，规范了药剂的日常管理。
在对破乳剂、净水剂、絮凝剂的使用中，我们结合水质化验情况，掌握水质变化趋势，调整加药浓度； 2012年联合站共对破乳剂进行配方调整2次，絮凝剂4次，通过及时调整药剂配伍和动态加药，使水系统保持平稳。
2.6 “适时提温”既确定温度影响界限，合理提高反冲洗温度
通过近年来的试验摸索，温度对水质的影响是很明显的，从试验效果看，高温水反冲洗对滤料有很好的恢复作用，低温反冲洗滤料成浓黑色粘稠块状，滤料中含油较高，见不到明显的细沙颗粒；高温反冲洗时滤料成黑褐色散状颗粒，并在样品中能看出一些黄色细沙颗粒，滤料中含油明显降低。
为了明确温度对水质滤料的影响程度，以及准确掌握温度影响界限，开展升温试验。
当来液温度升至36℃时，水质含油及悬浮物达标率逐渐成上升趋势，随着温度上升，水质双项达标率均逐步升高，38℃以上时，逐步平稳，目前初步认定38℃为该站水质与温度的临界点。
3 取得一些认识
（1）对原液中混杂着含聚液、提捞老化油、洗井水回收液及新井投产初期的完井液等水质，通过控制原水质量，实行站外加药，站内提前加药，严控容器储罐液位及收油，及时对容器储罐清淤，达到提高油水分离的效果。
（2）增强深处理处理水质效果，避免水质二次污染，规范气浮选收油排泥，增加精细滤罐反冲洗水量，延长反冲洗时间，及时开罐检查。
（3）污水系统波动对水质有很大的影响，要求各项操作要保证平稳，避免系统的波动；结合水质化验情况，掌握水质变化趋势，调整加药浓度，进行对药剂的重新配伍。
（4）目前来液温度对油水分离影响效果不明显，主要对滤料再生影响较大，由于含油污水处理水质受到低温集输影响，滤料污染到一定程度后，滤料被污油、杂质等黏结堵塞，污水进入滤罐经过滤料布水不再均匀而形成水线，污水出现短路使杂质等穿透，造成出水水质超标。因此，通过温度试验，确定合理温度界限，通过试验，温度在38℃以上时，污水处理效果较好。
参考文献
[1] 周扬.油田注水水质处理技术[M].内蒙古石油化工出版，2012：6
【关键词】水质 温度 药剂
1 联合站污水处理工艺概况及现况
目前某联合站污水处理工艺主要是2009年改造建立的处理普通污水且满足“8.3.2”标准的全压溶气式气浮选除油装置，并配套一、二级石英砂滤罐过滤工艺，该工艺设备设计能力为8000m3/d，目前日处理水量5300 m3/d。目前由于受含聚、降温集输、提捞井恢复、干线冲洗水回收等因素影响，悬浮物指标开始超标。
2 水质管理工作经验做法
该联合站水质自2006年至今经历了非常复杂治理过程，结合近几年在水质管理工作中的一些经验，面对联合站如今复杂的来液成分，在强化日常“节点法”管理的同时，我们摸索出适合该油田水质管理的一体化模式，即“严控前端、规范后端；加强监测、平稳控制；保证药剂，适时提温”依据这一管理模式，为水质的达标回注提供了可靠的保证。
2.1 “严控前端”既控制原水质量
为了能够确保原水质量，减轻后续的深度处理处理负担，在油系统放水及站外来液控制上，开展大量针对性工作：
2.1.1 严控来液质量，实施站外提前加药
在联合站外系统加药，保证了高一联游离水脱除器的沉降分离和电脱水器的平稳运行。
2.1.2 严控一段两点加药，进一步提高油水分离效果
除在中转站投加破乳剂延长来液油水分离时间外，在联合站将破乳剂及净水剂添加点前移，在药剂的添加上，日常我们结合对游离水及原水的化验监控情况，及时合理的动态调整两种药剂的添加量，并适时联系厂家重新配伍药剂，确保油水分离效果。
2.1.3 严控容器储罐液位及收油，及时做好清淤工作
在对游离水、电脱水器及1000m3污水罐的液位及收油控制上，严格按照“看窗放水监控油水界面”，“油厚液位提示收油操作”执行，并及时采取连续小排量的收油方式，避免大排量收油对水质产生冲击。
通过针对原水治理开展的多项技术管理措施，联合站在气浮选设备处理不佳的状态下，将原水质量控制在35mg/l以下，为后续污水深度处理提供了有力的保证。
2.2 “规范后端”既规范污水全程管理
根据污水现状及时并合理的进行调整及完善，使污水在后端污水站、深处理站的逐级处理中更加规范和高效。
2.2.1 规范对气浮选的收油排泥。
针对气浮选目前去除效率低这一问题，我们将对气浮选控制的重心放在设备的收油及排泥上，在日常控制中，增加收油及排泥次数，以降低污泥对水质的影响。
2.2.2 规范对滤罐反冲洗的操作程序，提高反冲洗质量
为了保证滤罐反冲洗效果，规范日常操作程序，采用多人联动配合操作，即在反冲洗前小排量的对滤罐进行前期5-8分钟排油操作，同时延长放冲洗时间，保证滤料反冲洗效果。
2.2.3 及时做好滤罐的开罐检查工作
一方面执行每年（3、7、9月）3次的开罐检查制度，查找是否有损坏或变形造成跑料、漏料的情况，另一方面做好滤料的取样分析，确定滤料的污染情况，以便为进一步加强管理提供准确的依据。
2.3 “加强监控”既加强对污水处理监控
在污水治理过程中，关键监控点的取样化验值是污水处理效果最直接的反映，因此在日常水质监控上，我们进行了两个方面的工作：
（1）在监控点的选择上，我们在把气浮选进出口、一次滤罐进出口、二次滤罐进出口及注水700m3罐出口做为监控点的同时，把一段游离水出口也纳入监控点，使污水全程7个监控点提升至8个。
（2）在日常化验频次上，为了及时掌握污水运行状况，我们将原来一日一次的取样次数提升至一日三次，并要求对深度处理站12座滤罐进行每周1次的单罐取样化验，以掌握滤料状态；
2.4 “平稳控制”既保证污水系统平稳运行
在污水处理过程中，要求各项操作保证平稳，减少系统的波动对水质的影响。
（1）在1000立罐收油时采取连续小排量的收油方式，避免大排量收油对水质产生冲击。
（2）控制气浮选装置流量平稳，避免水量大幅波动造成水质变化。
（3）调整回收水罐的运行模式，延长污水沉降时间。
2.5 “保证药剂”既加强药剂的使用与管理，发挥药剂的最佳效果
在水质处理过程中，合理的使用好各类药剂是水质达标合格的重点，在药剂的使用和管理上，我们在坚持合理添加及时调配，在保证药剂是使用效果的同时，规范了药剂的日常管理。
在对破乳剂、净水剂、絮凝剂的使用中，我们结合水质化验情况，掌握水质变化趋势，调整加药浓度； 2012年联合站共对破乳剂进行配方调整2次，絮凝剂4次，通过及时调整药剂配伍和动态加药，使水系统保持平稳。
2.6 “适时提温”既确定温度影响界限，合理提高反冲洗温度
通过近年来的试验摸索，温度对水质的影响是很明显的，从试验效果看，高温水反冲洗对滤料有很好的恢复作用，低温反冲洗滤料成浓黑色粘稠块状，滤料中含油较高，见不到明显的细沙颗粒；高温反冲洗时滤料成黑褐色散状颗粒，并在样品中能看出一些黄色细沙颗粒，滤料中含油明显降低。
为了明确温度对水质滤料的影响程度，以及准确掌握温度影响界限，开展升温试验。
当来液温度升至36℃时，水质含油及悬浮物达标率逐渐成上升趋势，随着温度上升，水质双项达标率均逐步升高，38℃以上时，逐步平稳，目前初步认定38℃为该站水质与温度的临界点。
3 取得一些认识
（1）对原液中混杂着含聚液、提捞老化油、洗井水回收液及新井投产初期的完井液等水质，通过控制原水质量，实行站外加药，站内提前加药，严控容器储罐液位及收油，及时对容器储罐清淤，达到提高油水分离的效果。
（2）增强深处理处理水质效果，避免水质二次污染，规范气浮选收油排泥，增加精细滤罐反冲洗水量，延长反冲洗时间，及时开罐检查。
（3）污水系统波动对水质有很大的影响，要求各项操作要保证平稳，避免系统的波动；结合水质化验情况，掌握水质变化趋势，调整加药浓度，进行对药剂的重新配伍。
（4）目前来液温度对油水分离影响效果不明显，主要对滤料再生影响较大，由于含油污水处理水质受到低温集输影响，滤料污染到一定程度后，滤料被污油、杂质等黏结堵塞，污水进入滤罐经过滤料布水不再均匀而形成水线，污水出现短路使杂质等穿透，造成出水水质超标。因此，通过温度试验，确定合理温度界限，通过试验，温度在38℃以上时，污水处理效果较好。
参考文献
[1] 周扬.油田注水水质处理技术[M].内蒙古石油化工出版，2012：6