双旋流含油污水处理技术研究 79页

'—Ｉ■分类号：ＴＥ８６ＨＮｏ＂ｈｅａＳｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓＵｙ工程硕±专业学位论文．＇墨纖ｍｐｉ■．＾一ｆＷ论文题目：双旋流含油污水处理技术研究？，．．■，＇？，＇；工稍领域：石油与天然气工程ｍ培养类别：非全日制论文麵：应麵究硕壬生：刘锋校内导师：赞凤方教授￣：缀工程师校外导师３Ｅ．ＪＩ．髙入学时间；２０Ｕ年９月论文完成时间：２０１５年４月曲■ 学位论文独创性声明本人所呈交的学位论文是我在指导教师的指导下进行的研究Ｘ作及取得的研究成果，Ｌ。据我所知除文中己经注明引用的内韓外，本论文不包含其他个人ｌ经发表或撰写过的研究成果。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均己巧文中作了明确说明并表示谢意。ｖＴ作者签名ｊ；円期；＾学位论文使用授权声巧本人完全了解东北石油大学巧义保酌、使用学位论文的规定。学校有权保留学位论文并向困家击管部口或其指定机构送交论文的电子版和纸质版，允许论文被査阅和借阅，可采用影印，、缩印或扫描等實制手段保存、汇编学位论文可Ｗ公布论文的全部或部分内容。东北石油大学有权将本人的学位论文加入《中国优秀硕±学位论文全义数－入据库》、《中固博丄学位论文全文数据库》和编《中図知识资源总库》。保密的学位论义在解密后适用本规定。学位论义作機托＾论文巧导教师签名：嘴Ａｉ＼指导小组成员豁名：＼参旅樂赛 ThesisfortheGraduateCandidateTestAstudyonthetechnologyofoilywastewatertreatmentofdoubleswirlCandidate:LiuFengTutor:HeFengyunField:PetroleumandnaturalgasengineeringTrainingcategory：part-timeType：ApplicationResearchDateoforalexamination:April24，2015University:NortheastPetroleumUniversity 东北石油大学工程硕士论文双旋流含油污水处理技术研究摘要针对大庆油田传统含油污水处理工艺即“自然沉降→混凝沉降→压力过滤”处理流程进行处理。该工艺存在处理流程长，占地面积大，一次性投资高，细菌滋生繁殖严重、污泥处理不完善等问题，因此通过开展现场试验，力争探索出一条含聚含油污水处理的新路，优选出一套精简、高效的含聚含油污水处理工艺。通过现场开展双旋流组合除油装置试验，选取深度污水来水、污水站滤后水、污水站原水、反冲洗水等4种水质开展工艺试验，同时开展加药、杀菌、污泥处理等辅助系统试验，冲击考核试验，确定现场运行参数。经过一段时间的生产运行，使滤后水之达到油田低渗透层水质标准。通过双旋流含油污水高效处理工艺现场试验，开拓出一条含聚污水处理的新路子，为油田含油污水处理技术提供了可借鉴性。为处理含油污水，提高滤后水质提供了有力保障。关键词：含油污水处理,双旋流,旋流除油,精细过滤 东北石油大学工程硕士论文AStudyOnTheTechnologyOfOilyWasteWaterTreatmentOfDoubleSwirlABSTRACTInDaqingoilfieldoilywastewatertreatmentprocessisthetraditional"naturalsedimentation,coagulationandsedimentation,filtrationpressure"processforprocessing.Theprocesstherearetreatmentprocessislong,coversanareaoflarge,one-timeinvestmentishigh,breedingbacteria,sludgetreatmentisnotperfectwaitforseriousproblem，Therefore,throughthedevelopmentofthefieldtest,andstrivetoexploreanewwayofthetreatmentofoilcontainingsewagecontainingpolymer,preferablyastreamlined,efficientpolymercontainingoilywastewatertreatmentprocess.Throughthesitetocarryoutdoubleswirlflowcombinedoilremovingdevicetest,selectthedepthofsewagewater,sewagestationfilteredwater,rawwater,sewagetreatmentstationofbackwashingwaterandother4kindsofwaterqualitytocarryouttechnicaltests,carriedoutatthesametimedosing,sterilization,sludgetreatmentandotherauxiliarysystemtest,impacttestandfieldoperationparametersdetermination.Afteraperiodofproductionoperation,thefilteredwatertooillayeroflowpermeabilityreservoirwaterqualitystandard.ThroughtheefficienttreatmentprocessforfieldtestofDoubleSwirloilysewage,openupanewpathforpolymercontainingsewagetreatment,whichcanprovidereferenceforoilywastewatertreatmenttechnologyofoilfield.Foroilysewagetreatment,improvethefilteredwaterqualitytoprovideastrongguarantee.Keywords：Oilywastewatertreatment,Doublevortex,Cycloneoil；Finefiltration 东北石油大学工程硕士论文目录学位论文独创性声明.................................................................................................................I学位论文使用授权声明.............................................................................................................I指导小组成员签名：.................................................................................................................I摘要..........................................................................................................................................IIABSTRACT..............................................................................................................................III目录.........................................................................................................................................1第一章概述...............................................................................................................................11.1技术研究现状...................................................................................................................11.2现有处理工艺主要存在问题...........................................................................................21.3技术发展趋势...................................................................................................................21.4试验系统水源种类...........................................................................................................41.5系统工艺流程...................................................................................................................41.6主要设备技术原理...........................................................................................................41.7本文研究内容...................................................................................................................8第二章工艺系统试验...............................................................................................................92.1水驱来水系统试验...........................................................................................................92.2原水系统试验.................................................................................................................252.3滤后水系统试验............................................................................................................372.4反冲洗水系统试验.........................................................................................................39第三章水处理药剂现场试验.................................................................................................413.1药剂的筛选、复配.........................................................................................................413.2现场试验.........................................................................................................................43第四章污泥离心脱水现场试验.............................................................................................504.1技术原理及运行参数.....................................................................................................504.2现场试验情况.................................................................................................................50第五章杀菌系统试验.............................................................................................................535.1细菌分布规律研究.........................................................................................................535.2化学杀菌剂室内试验.....................................................................................................555.3杀菌剂效果记录.............................................................................................................565.4SGOT工艺与传统工艺各单元细菌变化.......................................................................575.5杀菌剂应用效果分析.....................................................................................................59第六章应用情况及社会经济效益.........................................................................................626.1双旋流含油污水系统应用情况.....................................................................................62 东北石油大学工程硕士论文6.2经济效益分析.................................................................................................................636.3社会效益.........................................................................................................................65结论.........................................................................................................................................66参考文献...................................................................................................................................67作者简介、发表文章及研究成果目录...................................................................................69致谢.....................................................................................................................................70 东北石油大学工程硕士论文第一章概述随着油田开采时间的延长，大庆油田目前主要采用水驱、聚合物驱及三元（由聚合物、表面活性剂和碱组成）复合驱开采等开发形式，不同的区块、不同采油方式以及油水分离工艺的不同产生的污水特性差异较大，但污水处理工艺仍采用传统的“老三套”工艺，即“自然沉降→混凝沉降→压力过滤”处理流程进行处理。该工艺存在处理流程长，占地面积大，一次性投资高，细菌滋生繁殖严重、污泥处理不完善等问题。由于大庆油田现有的污水处理工艺，无法满足节约成本、精简工艺和保证水质的要求，因此通过开展现场试验，力争探索出一条含聚含油污水处理的新路，优选出一套精简、高效的含聚含油污水处理工艺。为了进一步验证组合式双旋流污水处理技术对于含聚污水的适应性和系统运行的稳定性，在第三采油厂开展规模为2000m3/d双旋流含油污水高效处理工艺现场试验，试验区与新建北Ⅲ～1深度污水处理站合建，整体布局。该项试验成功可实现污水处理系统总体工艺优化，提高污水处理效率，达到系统完善、流程简化、降低投资、节约成本、改善水质的目的。1.1技术研究现状目前典型的含油污水处理工艺流程有两种：一种是两级沉降、二次压力过滤的处理工艺；另一种是两级沉降、一次压力过滤的处理工艺。另外，针对聚合物采出水的特点研究高效的油水分离工艺。大庆油田现有的主要工艺有：1.1.1改进沉降设备提高油水分离效率将润湿聚结技术引进沉降处理，提高沉降效率润湿聚结技术是让污水通过装有润湿聚结材料的装置，在污水流经润湿聚结材料时，由于它们之间的润湿、吸附和聚结等作用，使水中油珠粒径变大，最终聚结成大油滴，使之容易分离去除。1 第一章概述1.1.2气浮工艺气浮分离用于从液相中分离固体或液体颗粒的单元操作，靠溶解于水中的空气突然减压释放，形成微气泡，并慢慢自下而上地上升，上升过程中使呈表面活性的待分离物质（离子、分子、胶体、固体颗粒等）吸附和/或粘附气泡的表面，从而形成比重小于水的气水结合物，形成泡沫形式的气浮分离物。乳化油经化学破乳后，经常用气浮法代替重力沉降法来分离油和水。1.1.3水力旋流工艺水力旋流分离装置在大庆油田从1990年开始研究投入使用的，在试验研究阶段，研究人员发现由于结构特点，使其存在着许多局限性，主要表现在以下几个方面：处理能力变化范围小，混合液体的浓度变化不宜过大，需要足够的入口压力1997年大庆石油学院在静态水力旋流器研究的基础上，针对大庆油田聚合物驱采采出液处理难度大这一新问题开始提出对动态水力旋流器的研究工作，它与静态水力旋流器相比有两个突出的优点：分离效果更高，比一般静态的水力旋流器可高出10%以上，并且可分离更细小的油滴，如15µm以下的油滴。所需工作压力较小，即水力旋流器本身的压力损失较小，能耗少。1.2现有处理工艺主要存在问题横向流聚结工艺：在处理含聚采出水中，以提高水力停留时间来获得处理效果，这极大地提高了设备的设计容量，增加基建投资，增大占地。气浮工艺：气浮工艺处理含油污水电耗大，产生污泥量大，且气浮池具有曝气作用，提高水体中溶解氧含量，从而加速了硫酸盐还原菌的滋生繁殖，导致后续设备管道的腐蚀结垢，另外气浮系统的配件设计不完善，如溶气释放器容易堵塞，刮渣机设计不能彻底地将顶部泥渣清除，气浮池占地面积大等。水力旋流器工艺：静态水力旋流器的处理能力变化范围小、混合液体的浓度变化不宜过大及入口压力要足够高，这在很大程度上限制了该类设备的实际应用。动态水里旋流器克服了静态水力旋流器的缺点，但同时又存在结构复杂，制造、维护困难，旋转栅对液体有进一步乳化的作用，影响分离效果。综上所述，由于三次采油污水特殊性，现有的气浮和常规水力旋流处理工艺存在一定的局限性。处理含聚处理技术的改进和革新要从油田生产和水处理技术等多方面入手，选择高效的油水分离设备、配套高精度的过滤设备，再辅以针对水体而研发的药剂，才能有效提高油田含油污水处理的整体水平。1.3技术发展趋势对于国内外油田来说，含油污水处理方面的研究从流程的研究发展到高效污水处理单体设备的研究，并应用到油田含油污水处理流程中，其目的是提高处理效率、降低含2 东北石油大学工程硕士论文油污水处理投资。另一方面，由于油田采出液含水率越来越高，采出污水也越来越多，除用于回注地层的污水外，还有相当大的一部分污水需排放到环境中，这也提出了污水达标外排处理的要求。随着国内各油田开采方式的不断提高，由注水驱采、注聚驱采到三元复合驱采，油田采出液的处理要求和处理难度越来越高。由于各油田所处的环境不同，油田地层渗透率差别较大，对回注水水质要求不同，目前国内各油田多数采用“隔油除油（自然沉降或电脱水）→混凝沉降（或气浮）→压力过滤”三段处理工艺，再辅以阻垢、缓蚀、杀菌、膜处理或生化法处理等，但在技术、经济等方面存在一定的问题。如隔油池只能去除大粒径的油珠，不能去除水中乳化油和溶解油，电脱水可以去除部分乳化油，但是对于溶解油去除率则很低；气浮法需要添破乳剂，且油不能回收，运行能耗大；活性炭吸附法成本高，活性炭不易再生；膜法处理投资成本和运行成本高，且膜法处理对预处理要求高；生物法周期长等，致使大多数油田采出水处理后无法满足回注水质要求而只能外排或回灌，这样增加清水资源的消耗和采出水处理成本的急剧攀升，加剧资源浪费。针对目前的技术现状及存在问题，以后有关油田采出液的发展趋势如下：1.3.1新工艺针对不同油田的特点，对处理后水质要求的不同，对各单元过程进行性能匹配和优化研究，开发出多种组合工艺及多功能集成的一体化设备。集高效、精简、简单易用等特点于一体的采油污水处理工艺：游离水脱除器出水→双旋流除油器→速沉器→全自动精细过滤器→出水（去净化水罐）1.3.2处理方法化学法：研究开发新型高效环保的水处理药剂；采用已有的药剂复配出性能优越的增效复配药剂，提高药剂的使用效率同时降低加药量。旋流法：改进水力旋流器结构，采用具有双锥、双入口型立式液～液分离复合水力旋流器，解决旋流分离效率低、处理量小的问题。该旋流器改变常规的卧式旋流结构为立式，旋流分离过程大大减小乱流对分离流场的影响，提高油水分离速度，且旋流分离段固定不动，大大降低了结构产生的振动对旋流场的影响，同时，也保持了动态水力旋流器旋流强度高、压力损失小的特点。过滤法：主要是过滤材料的抗油性能和过滤精度要求，采用全自动精细过滤器保证过滤介质的抗油性能并能实时进行更新，螺旋流道与底部回流形成的垂直错流，冲刷滤筒表面，内嵌式超声波清洗装置，根据时间或压差启动，利用空化效应清除滤筒上的污染物，保证过滤通量；过滤设备底部回流使得过滤器属于活端过滤不产生过滤死角，避免污染物在过滤器内的累积残留；进口316L材质，5层烧结结构，1μm过滤精度，精细拦截水体中的细小污染物，保证出水水质满足回注要求。3 第一章概述1.4试验系统水源种类为了现场试验双旋流含油污水处理系统的可靠性、稳定性、抗冲击性，在来水为四种不同水质情况下，采用双旋流处理工艺，使出水水质达到项目要求的技术指标。来水为水驱来水、聚北Ⅲ～1污水站原水、聚北Ⅲ～1反冲洗水，聚北Ⅲ～1污水站滤后水，处理后污水进入聚北Ⅲ～1污水站缓冲罐或新建北Ⅲ～1深度污水处理净化水罐。1.5系统工艺流程为了满足试验中全方位的考察需求，系统流程通过管道连接满足多种切换模式，具体如下。图1-1系统工艺原理图污水站来水直接进入双旋流除油器进行油水分离，分离出的油外排至水站污水系统，污水进入缓冲罐，经污水泵平稳地提升进入速沉器，在管道混合器内加入药剂，进行混凝沉降及粗滤处理；粗滤后的污水进入全自动精细过滤单元进行精细过滤，精细过滤器中回流污水进入前端缓冲罐，滤后水进入北Ⅲ～1污水净化水罐。速沉器排出污泥进入污泥池，污泥池中底部污泥经污泥泵输送给离心脱水机进行泥水分离，离心机脱出水进入污水池，泥饼外运。1.6主要设备技术原理1．双旋流除油器双旋流除油技术利用旋流离心原理，采用双向双速旋流离心分离，待分离的油水混合液从旋流器顶上部对切向进入旋流器内后，产生强烈的涡流，旋流器的锥形分离段随轴承内圈旋转，而轴承外圈则与旋流管外部的筒体相固定。这样，在高速涡流的作用下，混合介质进入锥段以后，在旋转的锥筒带动下完成油水间的分离过程。双旋流管完全没有传统旋流管的短路流及循环流对轻相物料流态的影响，在离心分4 东北石油大学工程硕士论文离的同时充分利用油水密度和黏度的物性差异，从而使油水分离效果大大增强。来液进入双旋流除油器进水口，在离心力作用下，经过双向富集、收缩加速实现油上水下分布，集油从上汇集管中排出，集水进入下一个单元流程，设备结构图见图2、图3。双旋流除油器不添任何加药剂，自动化程度高,在来液工况不稳定的情况下,运行稳定。双旋流除油器解决了长期困扰油田由于大罐除油沉降时间长造成的曝氧腐蚀、细菌滋生腐蚀的问题，并且可减少现有油田水处理工艺产生的大量落地油，减少了油泥对环境的污染并节约大量原油。图1-2现场设备实物图图1-3设备结构图图1-4双旋流工作流态图5 第一章概述2．速沉器集深床过滤及混凝沉降为一体的新型水处理设备，从流程上分二个功能区块：一级化学方法除油和除积杂，用药量小；二级滤床过滤，保证出水水质达到设计要求。速沉器还可根据污泥在水中的悬浮状态自由选择不同的排泥方式。速沉器带压全封闭，其巧妙的流场设计及封闭带压作用下的泥水分线打破传统重力静态沉降方式，提高分离效率。沉降速度快、沉降效果好，完全避免了水体的曝氧，从而解决了溶解氧引起的腐蚀问题，为油田水处理工艺节约用地、减少系统停留时间等方面提供了先进的技术保障。整体设备无耗能器材，真正实现零耗能。图1-5速沉器结构图图1-6速沉器结构原理图及现场实物图6 东北石油大学工程硕士论文3．精细过滤器全自动精细过滤装置是一种采用不锈钢精密滤芯的机械过滤技术，过滤精度可达1μm，其中包括超声波清洗、自动反清洗技术，并设有底部回流设计，突破了传统过滤器的禁锢，在过滤的同时自清洗，很大程度上减少了微滤网上杂质附着的几率。全自动精细过滤装置结构为螺旋流道设计，能够形成离心分离，旋流作用产生的离心力使固体悬浮物远离滤网表面；优化的螺旋流道尺寸形成双涡流流场，流体形成双旋流时时横向冲刷滤网表面，降低污染物附着几率；A、B组并联使用，互洗式反洗，减少反洗用水及能耗；滤桶内部嵌入的超声波，保障滤桶表面附着物彻底有效去除，同时超声波还有杀菌灭藻的效果。设备结构图见图7、8。图1-7现场实物图7 第一章概述图1-8精细过滤器结构图1.7研究内容1．通过开展双旋流除油器、速沉器设备单体工艺考核试验，确定排油量、污泥排放时间频率、反洗周期等现场运行参数；2．通过开展全自动精细过滤器单体工艺考核试验，确定超声波运行周期时间、互洗周期和时间、回流量等现场运行参数；3．通过开展污泥处理工艺系统考核试验，确定污泥浓缩工艺现场运行参数；4．对双旋流组合除油器工艺系统进行冲击试验以确定其稳定性。变化来水水质、来水量，监测各取样点污水的各项指标，以确定该工艺运行稳定性；5．针对特定水质进行药剂的筛选、复配，优化组合，进而降低运行成本；6．全系统联合运行工艺考核试验及越冬考核试验。8 东北石油大学工程硕士论文第二章工艺系统试验2.1水驱来水系统试验2.1.1水质情况1．来水水质研究表2-1水质指标分析序号检验项目水驱来水1pH7.88.017.697.652氯离子，mg/L730.5739.2765.2765.2碳酸根离子，30.000.000.000.00mg/L碳酸氢根离42662.62691.32719.92719.9子，mg/L氢氧根离子，50.000.000.000.00mg/L6钙离子，mg/L33.4132.0130.4130.017镁离子，mg/L5.226.316.674.85硫酸根离子，811.809.8610.5016.80mg/L钠＋钾离子，91435.01450.01479.21486.1mg/L总矿化度，104878.54928.65011.95022.9mg/L（1）采用苏林分类对采油污水进行分析苏林分类法是一种被广泛应用的油田水水型分类方法，苏林分类是根据地表水、海+～洋水的化学成分特征，把天然水体中的Na和Cl的物质的量比值，作为水的分类基础。+～)/C2～苏林分类根据：(CNa～CCl1/2SO4＞1为NaHCO3型；+～2～(CNa～CCl)/C1/2SO4＜1为Na2SO4型；(C～+2～Cl～CNa)/C1/2SO4＞1为CaCl2型；～+2～(CCl～CNa)/C1/2SO4＜1为MgCl2型；+～)/C2～经计算可以得出(CNa～CCl1/2SO4=139.4＞1,由此可以判定大庆油田采油三厂北Ⅲ～1来水属于NaHCO3型（NaHCO3存在并形成于大陆环境），混合后回注水的水型最好应为这一类型。（2）根据氯含量判定水型采用氯离子含量作为分类标准，主要是因为氯的含量变化不受氧化～还原作用的影9 第二章工艺系统试验响，在阴离子中是独立变量，其含量相对比较稳定，在油水形成过程中趋向于富集、浓缩，同时地层水的氯与矿化度的相关性比较好，所以采用氯离子和总矿化度之间的变化，一般能反映不同成因类型的油田水的水化学特征。表2-2氯含量判定水型对照表水型氯离子含量（mmol/L）矿化度（mg/L）微氯水＜5698.63～3012.54低氯水5～201046.37～4540.3中氯水20～1301746.278～11026.80强氯水130～308.758555.91～18929.09经计算北Ⅲ～1来水中氯离子含量为21.55mmol/L，对照表2可以看出：北Ⅲ～1来水地下水属于中氯水型。结论：北Ⅲ～1来水属于重碳酸钠、中氯型水体。2．聚合物含量变化表2-3聚合物含量检测表序号单元聚合物含量mg/L1新建北Ⅲ～1深度污水来水74.22新建北Ⅲ～1深度污水来水86.33新建北Ⅲ～1深度污水来水91.14新建北Ⅲ～1深度污水来水81.65新建北Ⅲ～1深度污水来水83.46北三一滤后水84.37新建北Ⅲ～1深度污水来水88.18新建北Ⅲ～1深度污水来水799新建北Ⅲ～1深度污水来水85.6平均值——83.7图2-1聚合物含量变化图10 东北石油大学工程硕士论文从上图可以看出：进水为新建北Ⅲ～1来水时，来水聚合物含量没有太大变化，波动较小，范围为74.2mg/L～91.1mg/L之间，平均值为83.7mg/L。3．启用工艺流程情况（1）实际运行参数处理水量：1920～2640m³/d；来水水质：36.7mg/L<含油量<469mg/L，平均含油量148mg/L；31mg/L<悬浮物<338mg/L，平均悬浮物含量108mg/L；70mg/L<聚合物<100mg/L，平均聚合物含量84mg/L。分段出水水质：速沉器后端出水水质：含油≤20mg/L、固体悬浮物≤20mg/L精滤器出水水质：含油≤5mg/L、固体悬浮物≤5mg/L、粒径中值≤2μm。表2-4设备运行参数表项目运行值/运行状态设备运行参数来水流量/m3/h80～110来水压力/MPa0.2～0.6离心泵出水压力/MPa0.42～0.58速沉器出水压力/MPa0.22～0.30精滤进出水压差/MPa0.1～0.15超声波运行周期（间隔）min120精滤回流比%8～10加药泵出口压力/MPa0.1～0.2排污阀工作频率/次/h2～4～1加药量/mg.L10～50（2）实际启用工艺流程情况来水先进入速沉器，速沉器出水再进入精细过滤器进行处理。实际运行工艺流程图见图10。11 第二章工艺系统试验反洗水线回流管加药系统进水出水缓冲罐速沉器污泥池离心脱水机泥饼去污水系统水线泥线药线图2-2实际工艺流程图流程说明：新建北Ⅲ～1来水进入缓冲罐，经污水泵平稳地提升进入速沉器，在管道混合器内加入药剂，进行混凝沉降及粗滤处理；粗滤后的污水进入双旋流全自动精细过滤单元进行精细过滤，精细过滤器中回流污水进入前端缓冲罐，滤后水进入北Ⅲ～1污水净化罐。速沉器沉降污泥进入污泥池，污泥池中底部污泥经污泥泵输送给离心脱水机进行泥水分离。离心机脱出水进入污水回收系统，泥饼外运。4．单元设备运行（1）速沉器现场试验①设计参数单台处理量：40～55m3/h进水压力P<0.4MPa工作压降△P：0.1MPa～0.2MPa单台尺寸：φ2800×7500mm来水指标：含油<300mg/L，悬浮物<500mg/L出水指标：含油≤20mg/L，悬浮物≤20mg/L整机荷重：约40000kg②实际运行参数研究a．污泥排放方式的确定速沉器污泥排放方式分为：顶排式、底排式、顶排与底排同时进行三种方式。根据絮体在水中的悬浮状态选用不同的排泥方式有利于污泥的排除保证污水处理效果。当絮体在水中呈漂浮状态时，宜选用顶排式排泥方式；当絮体在水中沉淀至底部时，采用底排式排泥方式；当絮体在水中漂浮状态和沉淀状态均有时，采用顶排和底排同时运用的处理方式。12 东北石油大学工程硕士论文现场试验中新建北Ⅲ～1深污来水加入药剂后，絮体基本上呈漂浮状态，所以采用顶排式排泥方式，从试验的效果可以看出，采用此种排泥方式能较好的排尽速沉器中产生的污泥，从而保证了污水的处理效果。试验中，切换污泥排放方式，采用底排式排泥方式。排出液中含有少量污泥絮体，运行一段时间后，速沉器出水开始出现细小絮体，继续运行，出水中絮体量开始增多。因此，不宜选用底排式排泥方式。b．排放量与排放频率污泥排放量与排放频率的设定主要依靠来水固体悬浮物含量及含油量的指标为参考依据，设定排泥时间、排泥频率，观察速沉器出水情况。表2-5试验记录表来水水质排放时间(s/排放频率出水情况含油(mg/L)悬浮物(mg/L)次)(次/h)1793383达标965162达标24864104达标325118124达标22996103达标1676783达标22573103达标983762达标1052762达标993862达标24755104达标211132104达标221162104达标1325483达标1382983达标1395483达标1877783达标19876104达标21967104达标13 第二章工艺系统试验图2-3排放频率对比图根据实际运行经验和设备处理能力总结出，污泥每小时排放次数为2～4次效果较好。因此试验中固定其数值改变每次污泥排放时间来达到污泥排放运行要求。从表5和图11中可以看出，随着来水的变差，污泥产生量也随着增大，因此应延长每次污泥排放时间以达到运行要求。当来水含油<100mg/L时，每次污泥排放时间设定为6s左右；当来水含油为100mg/L～200mg/L时，每次污泥排放时间设定为8s左右；当来水含油为300mg/L～400mg/L时，每次污泥排放时间设定为10s左右；当来水含油为大于400mg/L时，调整污泥排放频率来应对污泥量增加的过程。实际运行过程中，当来水含油为>300mg/L时，不建议污水直接进入速沉器进行处理，以免造成大量的原油及药剂浪费，避免系统滤料被污染。c．反冲洗频率速沉器反冲洗主要目的是排除滤料中所截留的污泥絮体，保证过滤层的过滤效果。由于速沉器内滤料呈环形布置，水体横向滤流经过滤料，且滤料密度比水小，水流易将污染物冲洗出。因此，速沉器的反洗不要求如传统滤料式过滤器反洗时反洗水需达到一定的反冲洗强度才行，速沉器反洗时，污水能够进入即可进行反冲洗，且能达到反洗效果。具体反洗频率根据速沉器进水水质情况调整，当速沉器出水中出现细小絮体时，即需要对滤料进行反冲洗，以保证速沉器的出水效果。试验过程中，速沉器约每月反洗一次，现场反洗数据记录见表6。14 东北石油大学工程硕士论文表2-6速沉器反冲洗试验数据表日期反洗水量m³反洗时间min反洗频率8.173.349.184510.1945实际运行中，由于采用横向流过滤方式，污泥很少能进入滤料层，因此短时间内难总结出其反洗参数，以上参数仅作参考。③速沉器运行效果分析处理水质：水驱来水含油量：36.7mg/L～419mg/L，平均值150mg/L；悬浮物含量：8mg/L～215mg/L,平均值99mg/L；聚合物含量：70mg/L～100mg/L，平均值84mg/L。加药量：絮凝剂20～35mg/L，助凝剂1mg/L。工艺流程选取：因来水含油≤300mg/L，选择跨越除油器流程：来水→缓冲罐→速沉器→精细过滤器。表2-7速沉器运行数据表系统进水(mg/L)速沉器出水(mg/L)去除率（％）序号含油悬浮物含油悬浮物含油量悬浮物含量166806.41990.376.321271195.52095.783.231391255.11796.386.441731004.71897.382.051911713.71298.193.062231883.81598.392.071028631197.187.2887672.11797.674.6916810221598.885.3101391131.91698.685.8111861563.41098.293.61297863.61096.388.413686631295.681.814113864996.589.5151411173697.994.9162001653.71698.290.3171681863.21798.190.9181561252.71198.391.21986732.11097.686.315 第二章工艺系统试验系统进水(mg/L)速沉器出水(mg/L)去除率（％）序号含油悬浮物含油悬浮物含油量悬浮物含量2065682896.988.22187571.5898.386.02211511031297.489.12396682.11297.882.42469972.51596.484.52599642.61097.484.426108762.4997.888.227856641195.383.328104863.1797.091.92965723.31394.981.93077663.61195.383.33159892.31596.183.13262544.1993.483.33398633.1996.885.734106782.21597.980.835114851.81398.484.73682644.81094.184.43776556.91790.969.138673587.788.178.039795061792.466.04063313.71294.161.34142.2532.671493.773.642524921296.275.54336.7355.31485.660.04456392.61595.461.54587.981.331098.5(25.0)46331.16521299.481.547108640.97999.185.948172411.36699.285.4491315431097.781.5501981662.9698.596.4511051303.111.897.090.9522181462.81898.787.75320814336.798.695.354274.71884.61398.393.155406.91313.7899.193.956272942.228.399.291.2572381102.9998.891.8581271084.11396.888.05916768.13.3998.086.8602561413.41198.792.2612481582.81598.990.516 东北石油大学工程硕士论文系统进水(mg/L)速沉器出水(mg/L)去除率（％）序号含油悬浮物含油悬浮物含油量悬浮物含量621681002.11698.884.0633061873999.095.264130902.7897.991.165144953.81897.481.1661361054.22096.981.067128.9684.41.411698.981.068114894.61996.078.76988783.31696.379.5701571583.71497.691.1711681142.21098.791.272174501.1999.482.0732991713.49.298.994.6744191284.751198.991.475245862.9998.889.57627517731598.991.5771791254.21397.789.6782391321.91799.287.17975.6983.81795.082.78020067.15.61097.285.181771764.2794.596.0821089831597.284.7832302153.61898.491.684419663.41899.272.7平均值150.399.13.312.597.083.8达标率————100%100%图2-4速沉器处理效果图速沉器整体运行达到了预期设计的要求，进水较差时，通过调整加药量能达到出17 第二章工艺系统试验水标准，抗冲击负荷能力强，运行稳定。④试验小结水驱来水系统试验，出水水质较好，平均含油量3.3mg/L，悬浮固体含量12.5mg/L，去除率较高，除油率达到97％，除杂率达到83.8％。能够稳定达到高渗透水质指标，含油量、悬浮物含量达标率均为100％。2.1.2精滤器现场试验1．设计参数处理能力：45m3h（A组）+45m3h（B组）工作压力：<0.4MPa过滤精度：2µm超声波震子技术参数：工作电压220V单支功率3600W清洗方式：超声波清洗和互洗式反洗重量：950kg（单个过滤装置，不含管件、底座）2．实际运行参数(1)超声波运行参数研究表2-8超声波运行周期及运行时间表运行周期T0.5～2h单罐运行时间t8～12s运行效果开启前压差△P10.28～0.32MPa超声波后压差△P20.08～0.1MPa超声波后压差运行周期T单罐运行时间t开启前压差△P1运行效果△P26s0.28MPa0.152MPa7s0.30MPa0.131MPa8s0.29MPa0.102MPa9s0.30MPa0.094MPa1h10s0.28MPa0.083MPa11s0.29MPa0.089MPa12s0.29MPa0.087MPa13s0.30MPa0.086MPa14s0.29MPa0.083MPa18 东北石油大学工程硕士论文图2-5压差随单罐超声波运行时间变化图表2-9压差随超声波运行周期变化表单罐运行时间t运行周期T开启前压差△P1超声波后压力△P230min0.28MPa0.138MPa40min0.30MPa0.126MPa50min0.29MPa0.119MPa60min0.30MPa0.112MPa70min0.28MPa0.105MPa10s80min0.30MPa0.101MPa90min0.29MPa0.100MPa100min0.28MPa0.098MPa110min0.29MPa0.098MPa120min0.30MPa0.099MPa图2-6压差随超声波运行周期变化图根据速沉器出水悬浮物含量及状态设定一个运行初始值，再根据实际运行情况，修改运行参数。从以上图表及现场的运行情况总结出，随着单罐过滤器超声波的运行时间19 第二章工艺系统试验和精滤系统超声波运行周期的变化，超声波前后精滤单元的压差有一定的变化。由于超声波的最佳运行时间应保持在8s～20s之间，试验过程中，根据其他联合站的运行经验选定超声波运行周期为60min，单罐超声波运行时间为10s来进行研究。首先，固定超声波的运行周期改变单罐超声波的运行时间，中可以看出随着单罐超声波运行时间的增加，精滤系统前后压差随着降低，当单罐超声波运行时间增加至10s后，系统压差基本无变化，因此超声波单罐最佳运行时间为9s～10s；然后，固定单罐超声波的运行时间为10s，改变超声波系统的运行周期，从运行中可以看出随着运行周期时间的延长，当运行周期小于90min时，压差没有明显变化，当运行周期大于100min时，压差随着超声波运行周期时间的延长而增大，因此，当单罐超声波运行时间为10s时，超声波系统运行周期最佳为。通过以上研究分析得出，双旋流全自动精细过滤系统超声波最佳运行参数为：单罐超声波运行时间为9s～10s，超声波系统运行周期为90min～100min。(2)互洗式反洗运行研究互洗式反洗是根据设备特点及现场运行经验总结出的一种高效、节水的反洗运行方式，取代传统的外源用水反洗方式，不但节约大量外源用水，而且反洗时间短，已在其他油田得到成功应用。系统互洗时，出水阀门关闭，开启排污阀门。表2-10互洗时间与压差变化表互洗周期T互洗时间t互洗前压差△P1互洗后压力△P24s0.28MPa0.144MPa6s0.26MPa0.126MPa7s0.27MPa0.112MPa8s0.28MPa0.101MPa75min9s0.28MPa0.100MPa10s0.26MPa0.101MPa12s0.27MPa0.101MPa15s0.26MPa0.100MPa图2-7互洗时间与压差变化图20 东北石油大学工程硕士论文表2-11互洗周期与压差变化表互洗时间t互洗周期T互洗前压差△P1互洗后压力△P240min0.28MPa0.144MPa50min0.26MPa0.126MPa60min0.27MPa0.112MPa8s70min0.28MPa0.104MPa80min0.28MPa0.100MPa90min0.26MPa0.101MPa100min0.27MPa0.100MPa图2-8互洗周期与压差变化图从现场实际运行中可以看出，随着互洗运行时间和互洗周期的变化，精滤系统压差有一定的变化。双旋流全自动精细过滤系统互洗运行参数为：单次互洗运行时间为8s～10s，互洗系统运行周期为80min～90min。(3)回流比率研究精滤回流比率是指精滤回流水量占污水处理量的比值。精滤运行过程中，颗粒物质甩至桶壁并沿桶壁流至桶底，此部分污水经回流管道回流至处理前端再次进行处理。回流水量的大小会直接影响精细过滤器的出水水质。因此，监测污水回流情况对于改善精滤出水具有重要作用。表2-12精滤器试验数据表运行周期数值运行时间数值超声波运行周期T90min单罐运行时间t10s互洗运行周期T80min互洗时间t8s21 第二章工艺系统试验表2-13精滤器运行数据表回流比率5%6%7%8%9%10%15%出水浊度(NTU)7.46.25.14.23.93.83.8图2-9出水浊度随回流率变化图根据现场运行总结，出水水质随着回流量的增加慢慢变好，回流率在8%～10%左右时，出水水质达到较好水平，继续提高回流率，出水水质并无改善。3．精细过滤器运行效果分析进水水质：速沉器出水（水驱）；含聚浓度范围：70～100mg/L；选取工艺流程：来水→双旋流除油器→速沉器→精细过滤器。水驱来水水质较差，无法直接进入精滤器，所以工艺流程选择经速沉器处理后进精滤器。从运行效果看，精滤器出水含油量、悬浮物含量均值均低于5mg/L，悬浮物达标率为96.5％，粒径中值≤2μm，达标率100％，能够达到低渗透层水质指标。试验数据见表14、图18。表2-14精滤器试验数据表精细过滤进水(mg/L)精细过滤出水(mg/L)日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm16.4194.441.93325.5204.550.9335.1174.151.62644.7182.630.92853.7121.23——63.8152.240.94573111.74——82.1172.120.91522 东北石油大学工程硕士论文精细过滤进水(mg/L)精细过滤出水(mg/L)日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm92152.12——101.9161.311.551113.4101.911.479123.6102.731.471133121.931.4861449241.44815360.931.325163.7162.441173.2171.531.396182.7111.551.404192.1101.621.44420280.551.292211.58未检出41.356223121.131.502232.1121.231.356242.5152.221.405252.6101.641.113262.491.411.796274112.111.587283.171.721.468293.2212.612.013.071.37303.3130.821.109313.6111.221.257322.315151.364334.193.541.97343.192.651.154352.2152.431.151361.8131.131.467374.810221.352386.9170.731.2683987.71.141.697406171.851.95523 第二章工艺系统试验精细过滤进水(mg/L)精细过滤出水(mg/L)日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm413.7121.351.545422.67141.841.532432120.841.238445.3142.421.374452.6152.511.745461.33100.55420.93472121.3330.945480.979未检出31.568491.3660.631.57503103.131.24512.963.541.347523.111.82.121.571532.8181.551.5845436.71.441.563554.6133.221.642563.782.2311.687572.228.31.741.691582.990.551.614594.113141.635603.3511.481.713.301.46613.390.951.287623.4112.441.45632.8152.141.142642.1160.431.53465391.331.233662.781.531.345673.8181.921.231684.2200.951.244691.41167.25231.886704.6192.151.321713.3162.231.249723.7142.731.87424 东北石油大学工程硕士论文精细过滤进水(mg/L)精细过滤出水(mg/L)日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm732.2102.441.968741.190.1431.459753.49.21.721.946764.75113.341.171772.991.241.189783150.831.253794.2130.5841.459801.9171.0581.551813.8171.131.047825.6100.3191.517834.271.251.574843150.731.412853.6181.431.534863.418未检出2.51.471平均3.2812.451.803.631.42图2-10新建北Ⅲ～1来水精细过滤系统出水图4．试验小结精细过滤系统处理新水驱来水时，设备运行稳定，精滤器出水含油量、悬浮物含量均值均低于5mg/L，粒径中值≤2μm，均达到了低渗透层水质指标；超声波清洗、互25 第二章工艺系统试验洗式反洗及污水回流效果明显。2.2原水系统试验2.2.1系统概述系统进水：聚北Ⅲ～1污水站来水；系统出水：聚北Ⅲ～1污水站缓冲罐或净化水罐；来水水质：62.9mg/L<含油量<2977mg/L，平均含油量461.4mg/L；16mg/L<悬浮物<3920mg/L，平均悬浮物含量305.8mg/L；聚合物含量为120.3～241.9mg/L，平均值为176.9mg/L。分段出水水质：除油器出水：含油≤200mg/L速沉器后端出水水质：含油≤20mg/L、固体悬浮物≤20mg/L精滤器出水水质：含油≤5mg/L、固体悬浮物≤5mg/L、粒径中值≤2μm。2.2.2来水水质情况表2-15水质指标分析序号检验项目聚驱来水1pH7.637.637.892氯离子，mg/L713.1713.06695.673碳酸根离子，mg/L0.00004碳酸氢根离子，mg/L2748.52748.542785.765氢氧根离子，mg/L0.00006钙离子，mg/L28.0128.0130.017镁离子，mg/L9.719.717.288硫酸根离子，mg/L23.2023.210.99钠＋钾离子，mg/L1459.21459.221458.3710总矿化度，mg/L4981.74981.744987.99北Ⅲ～1来水属于重碳酸钠、中氯型水体。聚合物含量变化表2-16聚合物含量检测表序号单元聚合物含量mg/L1聚北Ⅲ～1污水站来水120.32聚北Ⅲ～1污水站来水163.533聚北Ⅲ～1污水站来水239.826 东北石油大学工程硕士论文4聚北Ⅲ～1污水站来水188.445聚北Ⅲ～1污水站来水224.046聚北Ⅲ～1污水站来水123.17聚北Ⅲ～1污水站来水127.878聚北Ⅲ～1污水站来水241.99聚北Ⅲ～1污水站来水162.8平均值——176.9从上图可以看出：进水为新建北Ⅲ～1来水时，来水聚合物含量范围为120.3mg/L～241.9mg/L之间，平均值为176.9mg/L。实际运行工艺流程反洗水线回流管线加药系统进水双旋流除油缓冲罐速沉器SGOT全自动精细过滤器排污排油出水污泥池水线泥线离心脱水机油线药线泥饼图2-11实际运行工艺流程图流程说明：污水站来水直接进入双旋流除油器进行油水分离，分离出的油外排至水站污水系统，污水进入缓冲罐，经污水泵平稳地提升进入速沉器，在管道混合器内加入药剂，进行混凝沉降及粗滤处理；粗滤后的污水进入双旋流全自动精细过滤单元进行精细过滤，精细过滤器中回流污水进入前端缓冲罐，滤后水进入北Ⅲ～1污水净化水罐。速沉器沉降污泥进入污泥池，污泥池中底部污泥经污泥泵输送给离心脱水机进行泥水分离。离心机脱出水进入污水池，泥饼外运。27 第二章工艺系统试验2.2.3单元设备运行试验1．双旋流除油器现场试验(1)设计参数双旋流除油器进水压力<0.4Mpa，工作压降0.1Mpa；单台尺寸：φ1800×4500mm；处理量：45～50m3/h；来水指标：含油<8000mg/L，悬浮物<500mg/L，油水密度差：≥50Kg/m3；出水指标：含油<200mg/L；除油率：>90％；电机功率：0.75kW；整机荷重：约35000kg。(2)双旋流除油器运行效果分析试验期间，双旋流除油器连续运行3个月，系统进水含油及悬浮物变化较大，最大数值是最小数值的几十倍，随着进水含油量的增大，出水含油量也随之增大，去除率变化较大，偶尔出现反值，平均去除率为68.8％。旋流除油器出水含油大多数小于200m/L，能够满足进速沉器的水质要求（含油量≤300mg/L），出油口含油量为进口含油量的12.6倍，出油含水率为99.5％。现场试验数据见表17。表2-17双旋流除油器运行效果数据表系统进水mg/L旋流器mg/L取样日期含油SS出水含油1179402132767451663145011330.2427525046.35317517526371168627183108628192.6177.59186.7128167.41095122.311992899.91238460279.413430.82551418174511518529611677.5352617185.129203.618185.6230.71977.53576.7207869.821266.552.73822251.8102149.128 东北石油大学工程硕士论文系统进水mg/L旋流器mg/L取样日期含油SS出水含油23100115392462.942.923251051632.22662.92754.52764.154281051789.52912085.13065.627.579.63167.885.13221420.71353318515534801163735141783136124.467.33637141313.4938124.467.3122.7139106.9120.2940167.474.53.6741168.682121.542162149.9433983148944297786994524116668462977862057471374042.148178.489.3123.0949169.5133.5250532.186178.85120810773522872247553331172845468037176551571105384562600150609957108805258465.678353593391715576044839205761324322364622277.6686.71440.463165.28761644431108929 第二章工艺系统试验系统进水mg/L旋流器mg/L取样日期含油SS出水含油65255946466372104736721310143681465744691535243701446435711831026572141924773163873974114443354475343138907627419371772721016778114835279278697980823454173811027264821442263.833183268733084306158.3166853101978636.611517.58712310043882457566891561135190124604891232.945.7130.992165.172.49381.47563.694139293795962248968556249776532298254.793.818599213.7360108.4100112.448108.4101151.352132.810266.23733.710311468311048872201051266428平均值382.09395.95127.0430 东北石油大学工程硕士论文图2-12双旋流除油器运行效果图从以上图表中首先可以看出，对于聚驱原水水质，在聚合浓度118.24~241.7mg/L之间，不投加任何水处理药剂的情况下，出水水质相对稳定，在停留时间仅为常规工艺（一次沉降罐）3％的情况下，除油效率略好于常规工艺。(3)影响因素分析目前双旋流除油器除油效率偏低为60%～70%。分析原因：双旋流除油器是基于长庆、胜利、冀东的现场应用而设计，但是大庆油田的水质与这几个油田的水质有着极大的差别，主要表现为水体的聚合物含量高、乳化严重，在设计初期没有充分考虑，主要表现在除油效果不够理想，下步将充分考虑到含聚高，乳化严重对除油效率的影响，对除油器的设计参数进行调整，对双旋流设备做一系列技术改进，确保在以后高含聚水体的应用中除油效率达到90%以上。(4)试验小结一是双旋流除油器对低含聚浓度的含聚污水的处理效果能够达到自然沉降罐的处理效果，其对于浮油去除效果较好，对于乳化油作用较差，平均去除率为68.8％，未达到预期效果。二是双旋流除油器实现污油连续回收，含水率偏高，但可避免老化油的产生。三是系统停留时间短，占地面积小，出水水质可满足速沉器进水要求，可替代传统大罐工艺。2．速沉器现场试验(1)实际运行参数处理量：45～50m3/h进水压力P：0.2～0.5MPa工作压降△P：0.1MPa～0.2MPa来水指标：0<含油量<1450mg/L，0<悬浮物<517mg/L31 第二章工艺系统试验出水指标：含油≤20mg/L，悬浮物≤20mg/L(2)实际运行效果当系统来水调整为聚驱原水，含聚浓度增加了100mg/L，对速沉器处理效果没有影响。出水水质平均含油量4.03mg/L，悬浮固体含量10.09mg/L，去除率较高，除油率达到95.1％，除杂率达到89.4％。能够稳定达到高渗透水质指标，含油量、悬浮物含量达标率均为100％。表2-18速沉器运行数据表速沉器进水mg/L速沉器出水mg/L取样日期含油悬浮物含油悬浮物1621681.182621082.2133167.41281.918499.928085279.4601.44651741.311761290682635039203.629未检出61076.735未检出3113852.74.2312149.11021.27913391151.98142342.91.691532.2160.9871654.5273.087.331789.5177.572.671879.627.58.74.51913520.72.64420371163.2132131781.79223667.3314233.49313.83424122.7167.31.524253.6774.50.312.826121.5820.568.327893144.9152899863.71429681662.91530205.7869.8283142.1402.756.6732123.0989.31.543.532 东北石油大学工程硕士论文速沉器进水mg/L速沉器出水mg/L取样日期含油悬浮物含油悬浮物33178.8861.61834731073.71735752243.11436841724.61937763712.39388410534.920399915064.3194052802.21041537831.2112425717154.216435739202.711446432232.312452.8238752.44671686.73.813.334761870.3762.3348891103174964942.71650731042.91951431013.7205244574.1185343521.9125435642.21555651021.7135647922.7185739873.11158314334.15359503633.242.5609013831461711933.310最大值279.439207520最小值2.81602.33平均值75.13305.804.0310.09达标率————100%100.0%33 第二章工艺系统试验图2-13速沉器处理效果图(3)试验小结一是速沉器对水驱来水及低含聚浓度的含聚污水的处理效果均能够达到高渗透层水质指标，出水水质稳定，含聚浓度对出水水质无影响，加药量增加了5mg/L左右。二是速沉器处理效率较高，水力停留时间小于20min，可替代传统“混凝沉降+一级过滤”工艺。3．精滤器现场试验(1)实际运行参数处理能力：45m3h（A组）+45m3h（B组）工作压力：0.2～0.3MPa过滤精度：1µm(2)精滤运行效果双旋流全自动精细过滤系统超声波最佳运行参数为：单罐超声波运行时间为9s～10s，超声波系统运行周期为90min～100min；互洗运行参数为：单次互洗运行时间为8s～10s，互洗系统运行周期为80min～90min；回流水率控制在8%～10%之间较为合理。表2-19精滤器试验数据表精细过滤进水mg/L精细过滤器出水mg/L取样日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm11.180.321.36822.2131.4981.39631.9183.6551.4444080.651.35651.44081.50234 东北石油大学工程硕士论文精细过滤进水mg/L精细过滤器出水mg/L取样日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm61.3110.6721.405706051.502803031.4919未检出6未检出51.39810未检出30.97101.39114.230.2141.296121.2793.1811.51.461131.981.841.39141.691.631.471150.9870.8741.553163.087.334.496.51.492177.572.673.451.881.236188.74.58.0741.327192.6448.6721.51203.2131.641.492211.791.241.377223140.731.327233.8343.686.671.455241.5242.1871.289250.312.80.1621.286260.568.31.3651.437274.9152.141.51283.7144.24.71.593292.9151.841.305309.8283.571.879312.756.670.41未检出1.879321.543.51.543.51.391331.6182.386.41.414343.7171.284.81.292353.1140.9331.356364.6191.151.045372.39031.348384.9201.7841.546394.3192.151.579402.2100.9831.297411.2112081.694424.2162.231.543432.7111.721.391442.312241.384457.52.42.4181.576463.813.332.8611.265470.3762.330.3011.711.26535 第二章工艺系统试验精细过滤进水mg/L精细过滤器出水mg/L取样日期含油悬浮物含油悬浮物粒径中值μm483171.331.32492.7161.231.593502.919241.244513.7201.541.582524.1181.431.376531.9120.821.461542.2151.231.587551.7130.941.524562.7181.331.539573.1111.721.325584.153未检出2.671.362593.242.50.762.51.342603141.841.633613.3100.841.612623.0712.571.393.991.43632.48151.843642170.931.692653.7100.621.91661.664.121.271.761.32867未检出2.14未检出21.278680.514.40.281.561.36469未检出3.4未检出21.539701.7181.6641.387713.1140.5821.546722.5101.331.349730.08405.451.248742.3122.632.671.326753.4120.92.671.278764.6163.021.741.385773.4202.141.329783.4101.631.32793.4171.621.245802.6113.751.325811.991.6821.287822.811041.332830.6360.1541.426843.28131.336853.4141.341.28986281.121.387平均2.7810.201.624.011.4336 东北石油大学工程硕士论文图2-14新建北Ⅲ～1来水精细过滤系统出水图从运行效果看，精滤器出水含油量、悬浮物含量均值均低于5mg/L，悬浮物达标率偏低为86％，粒径中值≤2μm，达标率100％，能够达到低渗透层水质指标。(3)精滤器影响因素分析针对精滤器悬浮物达标率偏低的情况，分析其主要原因为：含聚污水中主要的悬浮物是胶状颗粒和软性颗粒，其中软性颗粒的含量占到85%以上，这种软性颗粒试验室过滤压力为0.05MPa时过滤效果明显，精细过滤器属于压力过滤，现在运行的过滤压差为0.1MPa，这样有可能使得部分的软性颗粒被挤压而通过滤网，导致出水悬浮物含量超标。因此，要保证这部分软性悬浮物的过滤效果，需将现有的过滤面积需提高2~2.5倍，过滤压力调整为0.05MPa。(4)试验小结精细过滤系统处理聚北Ⅲ～1原水来水时，设备运行稳定，精滤器出水含油量、悬浮物含量均值均低于5mg/L，粒径中值≤2μm，均达到了低渗透层水质指标；超声波清洗、互洗式反洗及污水回流效果明显。4．系统整体运行效果分析针对聚污滤后水选用的：来水→除油器→速沉器→缓冲罐→精滤→出水流程在实际运行中，来水变化较大情况下，系统运行稳定，出水水质达标率高，主要表现在：速沉器出水达标率：含油100%，悬浮物100%；速沉器采用顶排泥方式，排泥频率及排泥周期根据前期运行经验进行；全自动精细过滤器出水达标率：含油100%，悬浮物86%，粒径中值100%；双旋流全自动精细过滤系统超声波最佳运行参数为：单罐超声波运行时间为9s～10s，超声波系统运行周期为90min～100min；互洗运行参数为：单次互洗运行时间为37 第二章工艺系统试验8s～10s，互洗系统运行周期为80min～90min；实际运行过程中，回流水率控制在8%～10%之间较为合理；5．系统该改进措施针对含聚污水中污泥漂浮现象，采用顶排方式可有效解决污泥沉沉积问题，但是部分污泥漂浮后很快下沉，这种工况下需要及时观察启动速沉器顶排和底部排同时运行操作方式，需要对来水进行及时、有效的监测；全自动精细过滤器的过滤通量通过超声波和互洗式反洗完全得到保证，但高含聚污水添加药剂后水体粘度急剧增加，滤膜容易堵塞，因此系统停运后必需对全自动精细过滤器进行清理。2.3滤后水系统试验2.3.1水质情况1．来水水质：0mg/L<含油量<1mg/L，平均含油量0.2mg/L；5.56mg/L<悬浮物<91mg/L，平均悬浮物含量25.26mg/L；2．启用工艺情况反洗水线系统进水出水缓冲罐SGOT全自动精细过滤器回流加药速沉器排污水线泥饼泥线污泥池离心脱水药线去污水系统图2-15工艺流程图表2-20全自动精细过滤器运行记录表系统进水mg/L精细过滤器mg/L取样日期含油SS含油SS粒径中值μm0.3100.021.001.22211.100.3213.80.033.201.3500.06902.001.23411.110.0791.00.004.001.40311.120.3616.00.064.001.38138 东北石油大学工程硕士论文0.1612.30.004.171.3400.159.090.003.331.37811.130.2214.00.002.501.3620.1633.00.004.001.34511.140.226.000.061.501.4290.370.032.51.34711.150.245.560.111.001.3620.0791041.40311.160.1336.00.023.001.470最大值0.36910.114.171.47最小值0.065.56011.222平均值0.2025.260.022.871.36达标率————100%100%100%图2-16精滤运行效果图由以上图表可以看出，出水含油100%、悬浮物100%达标，粒径中值100%达标，系统稳定运行。2.4反冲洗水系统试验2.4.1水质情况系统来水为聚北Ⅲ～1反冲洗水时，启动流程同聚北Ⅲ～1污水站来水，反冲洗水由于现场条件，每天是间断运行，每天上午和下午分别运行2小时。系统运行效果见表21。39 第二章工艺系统试验表2-21反冲洗水运行记录表反冲洗来水(mg/L)旋流器出水速沉器(mg/L)精滤(mg/L)日期含油悬浮物含油(mg/L)含油悬浮物含油悬浮物8572447123.24.1215649610317194.44.7174042197141733.911月17日6211388512102.13.813581047710123.13.8124485886.8142.24.45411025714.191.72.719072418418.2124.54.417541558310.5103.24.111月18日7411009711.2132.73.813541017912.4154.73.714471089210.5734.584779859.810.54.22.919541257013.2123.94.418441278916.710.84.73.211月19日10201047512.411.445.1244513510417.412.34.14.7255415710717.713.74.94.9450808012112.13.411月20日380907914142.53.64211109113162.43.911月21日260488510131.74.1335967691034.211月22日210677318112.43.7502786914172.84.211月23日490548412162.74.6440499117183.44.711月24日3511088011153.7415094599173.9311月25日7041618192.43.8最大值255449610718.2194.74.9最小值7041446.871.72.7平均值989125.581.512.613.33.33.9达标率——————100%100%100%100%40 东北石油大学工程硕士论文图2-17反冲洗系统运行效果图试验小结：聚北Ⅲ～1反冲洗水含油量波动较大，最高值为2554mg/L，最低值为70mg/L，除油器、速沉器、精滤器出水水质稳定，均能达到技术指标要求，说明该系统运行稳定，抗冲击能力较强。41 第三章水处理药剂现场试验第三章水处理药剂现场试验3.1药剂的筛选、复配药剂：SGOTFLOCW101、SGOTFLOCWY102、SGOTFLOCW103、SGOTFLOCW104、SGOTFLOCWY105、SGOTFLOCWY106、1．FLOC～W101絮凝剂表3-1FLOC～W101絮凝剂实验结果G加药量搅拌时间停留时间上清液药剂～（S）（ppm）（t）（t）Oil悬浮物粒径中值名称30105159.1323.0340155157.4282.989FLOC～50205155.3242.867W10160255153.4222.612原水数值7820096.32由以上表看出，悬浮物的去除率接近95%，油含量的去除率完全达到标准，粒径分布也已达标，絮凝剂FLOC～W101可以作为优先选择的对象。2．FLOC～WY102絮凝剂表3-2FLOC～WY102絮凝剂实验结果G加药量搅拌时间停留时间上清液药剂～（S）（ppm）（t’）（t）OIL悬浮物粒径中值名称30851510.3294.03401051515.5273.989FLOC～501551516.8223.867102602051514.3213.612原水数值7820096.32由以上表可以看出，悬浮物的去除率在90%以上，油含量去除一般，絮凝剂FLOC～WY102可作为一般选择对象，可以考虑将FLOC～WY102跟活性组分A或、活性组分1、2进行复配使用，可在后续的实验中反复比较。3．FLOC～W103絮凝剂表3-3FLOC～W103絮凝剂实验结果药剂G加药量搅拌时间停留时间上清液～名称（S）（ppm）（t’）（t）OIL悬浮物粒径中值3010515223010.242 东北石油大学工程硕士论文FLOC～402051518289.5103503051517268.7604051515278.12原水数值7820096.32由以上图表可以看出，悬浮物的去除率较好，油含量的去除率一般，粒径中值依然居高，此絮凝剂FLOC～W103可作为一般选择的对象，有待后续的实验反复进行。4．FLOC～W104絮凝剂表3-4FLOC～W104絮凝剂实验结果G加药量搅拌时间停留时间上清液药剂～（S）（ppm）（t’）（t）Oil悬浮物粒径中值名称3010515223810.03402051518359.9FLOC～503051515298.967104604051515267.312原水数值7820096.32由以上图表可以看出，悬浮物的去除率不理想，油含量的去除率较差，因此絮凝剂FLOC～104只能作为将来的复配的对象，可以考虑将跟其他复配使用。5．FLOC～WY105絮凝剂表3-5FLOC～WY105絮凝剂实验结果药剂G加药量搅拌时间停留时间上清液～名称（S）（ppm）（t’）（t）Oil悬浮物粒径中值305515433611.034010515403510.9FLOC～502051539338.967105604051537339.312原水数值7820096.32由以上图表可以看出，FLOC～WY105比FLOC～W104更差，悬浮物的去除率较差，油含量去除率、粒径中值的降低程度都很差，因此絮凝剂FLOC～WY105在本次实验中基本被否决。6．FLOC～WY106絮凝剂43 第三章水处理药剂现场试验表3-6FLOC～WY106絮凝剂实验结果药剂名称G加药量搅拌时间停留时间上清液～（S）（ppm）（t’）（t）粒径中值含油量悬浮物30551515.13334FLOC～6401051513.42930502051512.7252660405159.02525原水数值96.3278200由以上图表可以看出，FLOC～WY106的悬浮物的去除率较差，油含量的去除率也不理想，因此絮凝剂FLOC～WY106在本次实验中基本被否决。絮凝剂助凝剂筛选小结：从实验室试验看出：FLOC～W101、FLOC～WY102两种在降低油含量上都能达到95%以上，同时在去除悬浮物上也能达到95%以上，作为絮凝剂及优选对象。3.2现场试验3.2.1水驱来水系统药剂试验试验水质：62.9mg/L<含油量<2977mg/L，平均含油量461.4mg/L；16mg/L<悬浮物<3920mg/L，平均悬浮物含量305.8mg/L；聚合物含量为74.2mg/L～91.1mg/L之间，平均值为83.7mg/L。表3-7絮凝剂效果记录药剂名称加药量悬浮颗粒聚药剂名称加药量悬浮颗粒聚药剂名称加药量（ppm）结率（%）（ppm）结率（%）（ppm）W1011093.8WY102-21093.6WY2020.5W1011094.1WY102-21093.8WY2021W1011094.3WY102-21093.9WY2021.5W1011295.8WY102-21294.8WY2020.5W1011295.9WY102-21295WY2021W1011295.9WY102-21295.6WY2021.5W1011595.8WY102-21595.8WY2020.5W1011596.1WY102-21595.9WY2021W1011596.2WY102-21595.8WY2021.5W1011896.2WY102-21895.9WY2020.5W1011896.3WY102-21896.1WY202144 东北石油大学工程硕士论文药剂名称加药量悬浮颗粒聚药剂名称加药量悬浮颗粒聚药剂名称加药量（ppm）结率（%）（ppm）结率（%）（ppm）W1011896.8WY102-21896.5WY2021.5W1012097.4WY102-22097.1WY2020.5W1012097.3WY102-22097.2WY2021W1012096.9WY102-22096.7WY2021.5W1012597.2WY102-22596.7WY2020.5W1012596.8WY102-22596.1WY2021W1012597.4WY102-22596.8WY2021.5W1013097.6WY102-23097WY2020.5W1013096.8WY102-23096.9WY2021W1013097.5WY102-23096.8WY2021.5W1013596.8WY102-23596.8WY2020.5W1013596.9WY102-23596.5WY2021W1013596.7WY102-23596.1WY2021.5W1014096.4WY102-24095.8WY2020.5W1014096.4WY102-24095.8WY2021W1014095.8WY102-24095.4WY2021.5图3-1絮凝效果图从现场试验看：对水驱来水絮凝剂FLOCW101悬浮颗粒物聚集率稍微好于WY102-2，加药量在25～35ppm时悬浮颗粒聚结率最高。助凝剂WY202加药量在1.0ppm左右，矾花增大明显，聚集增速。45 第三章水处理药剂现场试验3.2.2聚北Ⅲ～1污水站原水系统药剂试验来水水质：62.9mg/L<含油量<2977mg/L，平均含油量461.4mg/L；16mg/L<悬浮物<3920mg/L，平均悬浮物含量305.8mg/L；聚合物含量为120.3～242mg/L，平均值为1176.9mg/L。表3-8絮凝剂效果加药量悬浮颗粒聚结加药量悬浮颗粒聚加药量药剂名称药剂名称药剂名称（ppm）率（%）（ppm）结率（%）（ppm）W1011094.5WY102-21093.8WY2020.5W1011094.8WY102-21093.7WY2021W1011094.6WY102-21093.9WY2021.5W1011295.6WY102-21294.5WY2020.5W1011295.8WY102-21294.6WY2021W1011295.9WY102-21294.9WY2021.5W1011595.8WY102-21595.4WY2020.5W1011595.9WY102-21595.7WY2021W1011596.1WY102-21595.9WY2021.5W1011896.3WY102-21896.2WY2020.5W1011896.5WY102-21896.1WY2021W1011896.8WY102-21896.3WY2021.5W1012096.8WY102-22096.1WY2020.5W1012096.8WY102-22096.4WY2021W1012096.9WY102-22096.7WY2021.5W1012596.8WY102-22596.2WY2020.5W1012596.9WY102-22596.4WY2021W1012596.8WY102-22596.2WY2021.5W1013096.5WY102-23096WY2020.5W1013096.8WY102-23096.2WY2021W1013096.8WY102-23096WY2021.5W1013596.9WY102-23596.6WY2020.5W1013597WY102-23596.8WY2021W1013597.1WY102-23596.9WY2021.5W1014096.9WY102-24097WY2020.5W1014096.4WY102-24096.4WY2021W1014096.5WY102-24096.5WY2021.546 东北石油大学工程硕士论文图3-2絮凝效果图从试验效果看：对聚北Ⅲ-1污水站来水絮凝剂FLOCW101絮凝效果较优于WY102-2加药量在30~40ppm时悬浮颗粒聚结率最高，助凝剂WY202加药量1.0ppm。3.2.3聚北Ⅲ-1反冲洗水表3-9絮凝剂效果试验记录药剂加药量悬浮颗粒聚药剂加药量悬浮颗粒聚药剂加药量名称（ppm）结率（%）名称（ppm）结率（%）名称（ppm）W1011090.2WY102-21089.1WY2020.5W1011090.3WY102-21089.4WY2021W1011090.4WY102-21089.6WY2021.5W1011290.8WY102-21289.8WY2020.5W1011290.8WY102-21290.1WY2021W1011290.9WY102-21290.3WY2021.5W1011591.3WY102-21590.3WY2020.5W1011591.4WY102-21590.6WY2021W1011591.7WY102-21590.8WY2021.5W1011891.9WY102-21890.9WY2020.5W1011891.9WY102-21891.2WY2021W1011892.1WY102-21891.6WY2021.5W1012092.4WY102-22091.7WY2020.5W1012092.3WY102-22091.8WY2021W1012092.5WY102-22091.9WY2021.5W1012592.8WY102-22592.1WY2020.5W1012592.9WY102-22592.5WY2021W1012592.8WY102-22592.7WY2021.547 第三章水处理药剂现场试验药剂加药量悬浮颗粒聚药剂加药量悬浮颗粒聚药剂加药量名称（ppm）结率（%）名称（ppm）结率（%）名称（ppm）W1013093.3WY102-23092.9WY2020.5W1013093.5WY102-23093.1WY2021W1013093.6WY102-23093.4WY2021.5W1013593.9WY102-23593.7WY2020.5W1013594.2WY102-23593.8WY2021W1013594.3WY102-23594.1WY2021.5W1014094.9WY102-24094.3WY2020.5W1014095.3WY102-24094.5WY2021W1014095.4WY102-24094.8WY2021.5W1014595.8WY102-24594.9WY2020.5W1014596.4WY102-24595.2WY2021W1014596.5WY102-24595.6WY2021.5W1015096.8WY102-25095.8WY2020.5W1015096.9WY102-25095.8WY2021W1015096.7WY102-25095.7WY2021.5图3-3絮凝效果图絮凝试验现象表明：絮凝剂W101絮体形成矾花大，加药量在40ppm~50ppm时悬浮物颗粒聚集效率最高，助凝剂WY202添加1.5ppm，絮体增大明显，下沉速度增加，絮体密实。3.2.4聚北Ⅲ-1滤后水48 东北石油大学工程硕士论文表3-10絮凝剂效果记录表加药量悬浮颗粒聚加药量悬浮颗粒聚加药量药剂名称药剂名称药剂名称（ppm）结率（%）（ppm）结率（%）（ppm）W1011093.1WY102-21092.1WY2020.5W1011093.2WY102-21092.4WY2021W1011093.5WY102-21092.5WY2021.5W1011293.8WY102-21292.8WY2020.5W1011293.9WY102-21292.9WY2021W1011294.1WY102-21293.1WY2021.5W1011594.3WY102-21593.4WY2020.5W1011594.6WY102-21593.7WY2021W1011594.7WY102-21593.9WY2021.5W1011894.9WY102-21894WY2020.5W1011895WY102-21894.3WY2021W1011895.2WY102-21894.5WY2021.5W1012095.4WY102-22094.9WY2020.5W1012095.7WY102-22095.1WY2021W1012095.8WY102-22095.3WY2021.5W1012596WY102-22595.7WY2020.5W1012596.4WY102-22595.8WY2021W1012596.8WY102-22596WY2021.5W1013096.9WY102-23096.4WY2020.5W1013097.1WY102-23096.7WY2021W1013097WY102-23096.9WY2021.5W1013596.9WY102-23596.7WY2020.5W1013597.1WY102-23596.7WY2021W1013597WY102-23596.8WY2021.549 第三章水处理药剂现场试验图3-4絮凝剂聚结效果从以上图表看出，针对聚北Ⅲ-1滤后水，絮凝剂FLOCW101絮凝效果好，加药量在20ppm～25ppm时悬浮颗粒聚结率高，助凝剂加药量1.0ppm矾花增大明显。通过实验室反复实验和现场四种水体的烧杯试验，絮凝剂FLOCW101、助凝剂COAGULWY202针对不同水体，出水水质满足回注要求的前提下，添加量如下：表3-11各种水体加药量表水体W101（ppm）助凝剂(ppm)水驱来水25～351.0聚北Ⅲ-1原水30～401.0聚北Ⅲ-1反洗水40～501.5聚北Ⅲ-1滤后水30～401.050 东北石油大学工程硕士论文第四章污泥离心脱水现场试验4.1技术原理及运行参数卧螺式污泥离心脱水机通过变频器逐步升速，在主、副带轮的带动下，转鼓与差速器的输入轴达到额定转速n1，n2，由于差速器的作用，使螺旋产生一个超前转鼓的额定差转速△n，以实现螺旋卸料功能，机器转速稳定后悬浮液由进料管进入离心机，经螺旋加速斗加速再进转鼓内，在强大的离心力场作用下，比重大的固相粒子被甩在沉降壁面上，并很快沉积到转鼓的内壁上，经螺旋的推动，沉渣不断地被推向转鼓小端由排渣口排出。分离后的清液由转鼓溢流孔、液相收集罩壳排出。在整个分离过程中悬浮液不断地输入，澄清的液相与沉渣不断地排出，因此是连续自动分离。设计参数：转鼓大端内直径：350mm；转鼓的有效工作长度：1550mm；转鼓型式：圆柱─圆锥型；螺旋型式：单头、左旋、超前；锥角：2×8°；转鼓转速：0～4200r/min无级可调；最大分离因素:3000g；转鼓与螺旋差转速：根据工艺要求，物料性能，通过更换带轮，调速范围5r/min、10r/min、15r/min；溢流板直径：φ135、φ140、φ145、φ150四档可调；处理能力：以悬浮液计，3～8m3/h。由于物料性能不同，在相同条件下，处理能力可有较大的差异；电机功率：15kW；电机型号：Y160M2B～2；整机重量：约1400kg；外形尺寸：2470×1230×850mm(长×宽×高)。4.2现场试验情况4.2.1药剂试验污泥中水分的存在形式一般分为三种：一是存在于污泥颗粒间隙中的游离水和间隙水，这部分水约占污泥水分的70%；二是存在于颗粒间毛细管中的毛细水，这部分水约占20%；三是存在于污泥颗粒内部(包括细胞内)的水和黏附在颗粒表面的附着水，这部分水约占10%。助凝剂主要是通过静电吸附、电中和脱稳、双电层压缩、架桥、网捕等多种作用形式将细小松散的污泥微粒聚集成密集的大颗粒，然后在重力的作用下沉降下来,使污泥颗粒间隙中的游离水和间隙水得以从污泥中析出，从而达到污泥脱水之目的。但絮凝剂投加过多时,会导致全部胶粒的吸附面被相同电荷所覆盖,从而阻止胶粒间的相互结合聚沉,使脱水率下降。助凝剂的加入量均比较下，一般约在2mg/L～10mg/L之间。药剂试验记录见表33。51 第四章污泥离心脱水现场试验表4-1污泥脱水加药试验数据表。。。加药量mg/L12345678910污泥含水率%88.076.271.570.365.166.465.766.967.268.0图4-1污泥脱水加药试验数据图通过现场试验双旋流FLOCW～102～2效果较佳，其药剂优化如以上图表所示，从图中可以看出，随着加药量的增大，脱出污泥的含水率也逐步降低，当加药量加至5mg/L时污泥含水率降至最低65.1%，继续加大药剂的加药量后，污泥含水率基本无太大变化，加至10mg/L时，污泥含水率还略有上升，这主要是由于多余药剂的存在使得部分污水卷入药剂与污泥之间不易被脱出。4.2.2污泥脱水现场试验在污泥中加入药剂后，在进入离心脱水机进行污泥脱水。试验过程中在离心机的来液槽内、设备出水口、出泥口分别取样，化验结果如下：表4-2加药量5mg/L化验数据表进液出水出泥日期含固量含油量含固量(%)含油量(%)含水率(%)含水率(%)(mg/L)(mg/L)8.242.50.3097.204312.367.28.251.80.2797.93582269.48.262.10.4297.483527.463.78.271.70.1898.12621761.68.282.20.2297.581838.165.98.291.80.1998.017519.560.58.301.40.3698.24242266.08.312.60.2797.13194168.352 东北石油大学工程硕士论文进液出水出泥日期含固量含油量含固量(%)含油量(%)含水率(%)含水率(%)(mg/L)(mg/L)9.12.30.4197.29531868.49.21.50.3598.15543764.9图4-2污泥脱水含水率变化图从表中可以看出，速沉器排出污泥的含水率为97%～99%，现场试验中加入双旋流FLOCW～102～2污泥脱水药剂具有较好的脱水效果，经离心脱水机脱水后，污泥含水率可降至70%以下，大大减小了污泥的容积，方便运输。4.2.3试验小结从现场的污泥脱水试验中可知，加入双旋流FLOCW～102～2药剂有助于离心机进一步降低污泥的含水率，大大减少污泥的运输负荷及运输成本；脱水剂FLOCW～102～2药剂的最佳加药量为5mg/L；离心脱水机具有较好的脱水效果，脱出污泥的含水率能降至70%，且脱出污水清澈透亮，进入前端系统不影响污水处理系统。53 第五章杀菌系统试验第五章杀菌系统试验5.1细菌分布规律研究双旋流系统细菌数量变化研究：表5-1双旋流系统细菌数量变化表序号时间样品名称SRB(个/mL)TGB(个/mL)FB(个/mL)系统进水2.0×1036.0×1015.0×10018.10精滤出水1.3×1032.5×1013.0×100系统进水2.5×1031.3×1023.0×10028.17精滤出水9.0×1026.0×1012.0×100系统进水2.5×1032.5×1026.0×10038.24精滤出水2.5×1032.0×1022.5×100系统进水2.5×1031.3×1026.0×10048.30系统出水1.2×1036.0×1022.0×101系统进水2.5×1022.5×1026.0×10058.31精滤出水6.0×1021.3×1026.0×100系统进水3.0×1021.3×1022.5×10069.10精滤出水2.5×1019.0×1006.0×100系统进水2.5×1032.0×1022.5×10079.14精滤出水6.0×1025.0×1011.3×100系统进水3.0×1031.3×1035.0×10099.28精滤出水6.0×1029.0×1012.5×100图5-1SRB变化图54 东北石油大学工程硕士论文图5-2TGB变化图图5-3FB变化图从以上图表中可以看出双旋流系统对硫酸盐还原细菌、腐生菌、铁细菌具有一定的作用，在不加杀菌剂的情况下可以减少细菌的数量。但是细菌的生长繁殖机理比较复杂，含聚污水中存在的聚合物能够成为细菌成长的营养物质；所以，虽然减少了细菌生长的时间和空间，但聚合物的存在对其生长的机理还不太明确，因此单依靠物理方法较难达到污水处理标准，还应加入杀菌剂辅助杀菌以达到水体回注要求。55 第五章杀菌系统试验5.2化学杀菌剂室内试验635/ml)/ml)个来水细菌数出水细菌数30103525菌数（个菌数（4细细2031521015005月4日5月14日5月24日6月4日6月14日6月24日日期图5-4水驱来水杀菌剂试验图图5-5聚北Ⅲ～1原水杀菌剂试验图图5-6聚北Ⅲ～1滤后水杀菌剂试验图56 东北石油大学工程硕士论文图5-7聚北Ⅲ～1反冲洗水杀菌剂实验图新建北Ⅲ～1来水、聚北Ⅲ～1来水、聚北Ⅲ～1滤后水和聚北Ⅲ～1反冲洗水使用杀菌剂双旋流De～BacWY401可以使水体中的硫酸盐还原菌、铁细菌和腐生菌数量得到有效控制，细菌无滋生繁殖。5.3杀菌剂效果记录使用Y401:A=1：2，加药量为30ppm，试验记录如下：表5-2杀菌效果统计表时间进水SRB（103个/ml）出水SRB（103个/ml）8月10日21.38月20日2.50.98月30日2.529月10日2.51.29月20日2.50.69月30日30.02510月10日2.50.610月20日30.657 第五章杀菌系统试验图5-8杀菌效果统计图使用杀菌剂SGOTDe～BacWY401：A比为1:2时，可以使水体中的硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌数量得到有效控制，细菌无滋生繁殖。5.4SGOT工艺与传统工艺各单元细菌变化表5-3各单元细菌检测记录表聚北Ⅲ～1联合站SGOT含油污水系统工艺流程：三次沉降+一级过滤工艺流程：双旋流除油+速沉器+精细过滤日期2010.11.9日期2010.11.9SRBTGBFBSRBTGBFB序号工艺单元工艺单元(个/mL)(个/mL)(个/mL)(个/mL)(个/mL)(个/mL)1进水5.0×1031.3×1030.6×100进水6.0×1032.5×1020.6×1002一沉出水2.5×1032.5×1020.6×100旋流出水1.3×1032.0×1020.5×1003二沉出水2.0×1033.0×1020.6×100速沉出水6.0×1021.3×1021.2×1014三沉出水5.0×1031.2×1030.6×100精滤出水2.5×1013.0×1020.0×1005过滤出水6.0×1021.3×1011.3×100序号日期2010.11.10日期2010.11.101进水3.0×1039.0×1020.6×100进水2.5×1039.0×1020.6×1002一沉出水1.3×1031.2×1030.6×100旋流出水6.0×1026.0×1020.6×1003二沉出水6.0×1032.5×1030.6×100速沉出水2.5×1023.5×1020.6×1004三沉出水2.5×1032.0×1020.6×100精滤出水6.0×1023.0×1020.6×1005过滤出水5.0×1026.0×1011.3×10058 东北石油大学工程硕士论文图5-9SRB变化图从上图表总可以看出，在传统的三次沉降+一级过滤工艺中，SRB的数量随着工艺的变化有较大变化，在三次沉降出水后，数值比进水高出几倍，这说明沉降工艺时间长、空间大，为细菌的滋生繁殖提供了充分的保障，导致细菌大量繁殖；进入过滤单元，细菌含量降低，主要是由于部分细菌随着污泥被过滤去除。SGOT工艺流程中，SRB的数量随着处理单元的延长而下降，这主要是由于SGOT工艺整体停留时间小于1个小时，且系统全封闭，从源头上切断了细菌滋生繁殖的时间和空间，因此，SGOT工艺不会造成细菌滋生繁殖，还能减少细菌的数量，在不加入杀菌剂的情况下，能有效的抑制细菌的增长。图5-10TGB变化图从上图表总可以看出，TGB的在传统工艺与SGOT工艺中生长的情况类似，在重力沉降单元大量增长，经过滤后，细菌含量降低；SGOT工艺不会造成细菌滋生繁殖。59 第五章杀菌系统试验图5-11FB变化图从上图表总可以看出，出水腐生菌(FB)完全能够达到回注水标准。传统工艺中，沉降除油单元FB基本上没有增长，到过滤单元后，过滤器出水中FB数量略有上升。5.5杀菌剂应用效果分析针对现场杀菌剂应用效果，着重考察SRB（硫酸盐还原菌）、TGB（腐生菌）、FB（铁细菌）的杀菌效果，列表分析如下：表5-4杀菌剂效果记录表SRB(个/mL)TGB(个/mL)FB(个/mL)编号水源种类生长指生长指标细菌数量细菌数量生长指标细菌数量标加药前3222.0×1035013.0×1015036.0×1001加药后1000.2×1023000.8×1015013.0×100加药前3301.7×1032401.4×1025047.5×1002加药后1010.4×1020110.4×1015002.5×100新建北加药前4122.5×1033412.5×1025036.0×1003Ⅲ-1深加药后2100.7×1013000.8×1015002.5×100污来水加药前4313.0×1033132.0×1025036.0×1004加药后2031.2×1012301.2×1014202.0×100加药前5002.5×1024403.5×1025036.0×1005加药后1200.6×1012221.4×1014101.7×100加药前5036.0×1034414.9×10253317.5×1006聚北加药后4515.0×1003132.0×1004515.0×100Ⅲ-1原加药前5047.5×1034504.0×10252415×1007水加药后4324.0×1004001.3×1015036.0×10060 东北石油大学工程硕士论文加药前5103.5×1034324.0×10353214×1008加药后4112.0×1013201.4×1015013.0×100加药前5114.5×1035024.0×10254013.0×1009加药后4313.0×1013121.7×1004414.9×100加药前4414.9×1035013.0×10254117.0×10010加药后4101.7×1015002.5×1015024.0×100加药前5217.0×1025114.5×10253214.0×10011加药后5205.0×1005002.0×1015308.0×100加药前5138.5×1025126.0×10253111.0×10012加药后5013.0×1004403.5×1015036.0×100聚北加药前5103.5×1034324.0×1025114.5×10113Ⅲ-1滤加药后5002.5×1014001.3×1015013.0×100后水加药前5114.5×1034403.5×1025103.5×10014加药后5013.0×1014101.7×1015002.5×100加药前5024.0×1034223.0×10252415.0×10015加药后5002.5×1014032.5×1015014.0×100加药前5138.5×1035114.5×1025308.0×10116加药后5002.5×1015002.5×1005103.5×100加药前5229.5×1035217.0×1025229.5×10117加药后53420.0×1004515.0×1015047.5×100聚北加药前5024.0×1055024.0×1035217.0×10118Ⅲ-1反加药后53525.0×1004313.0×1015114.5×100冲洗水加药前5114.5×1045207.0×1025138.5×10119加药后5013.0×1015047.5×1004515.0×100加药前5126.0×1045036.0×10254013.0×10020加药后5036.0×1005002.5×1015024.0×100图5-12SRB变化图61 第五章杀菌系统试验由以上图表可以看出；来水硫酸盐还原菌基本集中在103~104之间，出现105以上几率相对较小，同时，经过杀菌剂进行杀菌之后硫酸盐还原菌的指标基本上都较低至25以下。合格率100%图5-13TGB变化图由以上图表可以看出；来水腐生菌基本集中在102之间，出现102以上几率相对较小，同时，经过杀菌剂进行杀菌之后腐生菌的指标基本上都低至10个以下，合格率100%。图5-14FB变化图由以上图表可以看出；来水铁细菌基本集中在102之间，出现102以上几率相对较小，同时，经过杀菌剂进行杀菌之后铁细菌的指标基本上都低至10个以下，合格率100%。62 东北石油大学工程硕士论文第六章应用情况及社会经济效益6.1双旋流含油污水系统应用情况双旋流含油污水处理系统是一套精简、高效的含油污水处理工艺流程。通过采用双旋流除油技术，解决含油污水油水分离难、停留时间长的问题，避免乳化油层增厚；通过采用不锈钢烧结网过滤器，解决过滤器的过滤精度、过滤通量、高精度过滤器稳定运行等问题；同时配套杀菌、加药、污泥处理、污油回收等系统，形成一套完备的含油污水处理工艺。可实现污水处理系统总体工艺优化，提高污水处理效率、达到系统完善、流程简化、降低投资、节约成本、改善水质的目的。6.1.1单体设备应用情况双旋流含油污水处理系统应用的单体设备：双旋流除油器、动力速沉器、全自动精细过滤器和污泥离心脱水机，配套联合加药装置和优化复配的高效药剂。双旋流除油器：采用立式圆锥形旋流管，使油水分离同时借助离心力和重力，增加分离速度，提高分离效果。动力速沉器：全封闭运行，隔绝氧气，杜绝因水体曝氧而造成的细菌滋生，腐蚀加剧等问题，同时带压泥水分离，提高了分离速度，减小水力停留时间。全自动精细过滤器：采用先进的Dean－flow流场形成双涡流，横向冲刷滤桶表面，底部回流与双涡流在滤网表面形成的垂直于过滤方向的错流，错流形成的剪切力使污染物不易挂壁，增强横流滤清的过滤效果，再加上巧妙的螺旋流道结构使得进水在过滤的同时冲刷滤桶表面，达到过滤与清洁同时进行。联合加药装置集溶药、加药于一体，可同时添加一种或多种药剂。加药泵采用隔膜计量泵，有自动控制和现场手动控制两种选择，该装置设计科学合理，进出口管线设有备用管线，每台泵和单体罐互为备用。污泥离心脱水机：悬浮液由进料管进入离心机后，经螺旋加速斗加速再进转鼓内，在强大的离心力场作用下，比重大的固相粒子被甩在沉降壁面上，并很快沉积到转鼓的内壁上，经螺旋的推动，沉渣不断地被推向转鼓小端由排渣口排出。分离后的清液由转鼓溢流孔、液相收集罩壳排出。在整个分离过程中悬浮液不断地输入，澄清的液相与沉渣不断地排出。优化复配高效药剂，大庆油田采出水含聚合物，一般絮凝剂难以将水体中的细小的悬浮状态的颗粒物聚结，通过现场大量、反复试验，将现有药剂和专利药剂进行复配，优选出效果好、加药量小的高效药剂系列，用来处理不同聚合物含量的采出水。63 第六章应用情况及社会经济效益6.1.2系统应用情况双旋流含油污水处理系统采用的主流程为：图6-1系统工艺流程图工艺设计系统化体现在：1．双旋流除油器高效油水分离，不添加任何药剂实现高品质原油的回收、同时减少了后续系统药剂添加量；2．动力速沉器全封闭运行，杜绝了水体曝氧问题，避免细菌滋生繁殖，降低水体腐蚀速率，延长设备使用寿命；3．全自动精细过滤器采用5层烧结滤网，绝对拦截1微米颗粒物，保证过滤效果，出水的达标回注提高原油采收率；4．联合加药装置结合高效复配药剂，实时精准加药，药剂投加量小。污泥量少，药剂与地层配伍型好，降低对地层的损害，有助于油层保护；5．污泥离心脱水机，实现污泥减量化处理，污泥脱水后含水小于70%，可作为燃料或建筑材料，节约资源的同时减少环境危害；6．系统运行时间小于2.5小时，且各单元间的结合紧密、抗冲击能力强，运行稳定，出水水质达标率高。6.2经济效益分析双旋流含油污水处理工艺系统与传统含油污水处理系统的投资、运行、占地对比（以处理量2000m3/d）为例：64 东北石油大学工程硕士论文3表6-12000m/d传统工艺与双旋流工艺系统各功能单元投资对比单位：万元工艺功能除油粗滤精滤主体合价一处理单元除油二沉一滤二滤三滤沉传统工况要求来水含油8000mg/L//1425.72工艺出水水质//10、10、35、5、2价格178110110177.3354.6354.6小计398177.3709.2工况要求来水含油小于8000//双旋出水水质含油、悬浮物均小于100悬浮物小于205、5、2流工875.7处理单元除油器速沉器精细过滤艺价格280.7142453同等效果相比同等效果相比节省价格偏差同等效果相比节省117.3万550.02节省35.3万256.2万节省投资比例29.47%19.9%36%38.58%由以上列表可以看出，造价方面，双旋流工艺比传统工艺节省投资550万元，从投资角度上看，双旋流处理工艺具有一定的优势。3表6-22000m/d传统工艺与双旋流工艺系统各功能单元占地对比传统工艺：除油+二级沉降+一滤+二滤+双旋流工艺；双旋流除油器+速沉器+全自动工艺流程三滤（金刚砂或膜过滤）精细过滤器占地处理单元规格/尺寸数量处理单元规格/尺寸数量占地m2m2除油300m31座70除油器D24002台13二级沉淀300m32座140速沉器D24002台37主体设备占地一滤D30002具30精滤器D5002组36.4二滤D30002具30三滤过滤D30002台30主体设备占地：300m2，系统占地1000m2主体设备占地：86.4m2，系统占地300m22由以上列表可以看出，占地方面，双旋流工艺比传统工艺节约占地约700m，具有明显优势。65 第六章应用情况及社会经济效益表6-3传统工艺与双旋流工艺系统运行费用对比传统工艺双旋流工艺项目药剂种类吨水成本药剂种类吨水成本类别及浓度（元/吨）及浓度（元/吨）絮凝剂40mg/L普污0.74絮凝剂20～40mg/L杀菌剂80mg/L药剂费用助凝剂1mg/L1.27絮凝剂20mg/L深污0.69杀菌剂10mg/L杀菌剂80mg/L电耗（元/吨水）0.75元0.54合计2.18元/吨水1.81元/吨水由上表可以看出，双旋流工艺在运行维护方面比传统工艺节省0.37元/吨水，降低效果很明显。另外，双旋流组合式双旋流除油器水力停留时间短，小于20min，不到传统工艺的5%。系统停留时间的缩短，大大抑制了细菌滋生繁殖造成的设备管道腐蚀，从而极大的节省了由于更换管线、洗井、投加杀菌剂等产生的大量生产成本附加费用。综上所述，双旋流含油污水处理工艺与传统含油污水处理工艺相比，在投资、运行、占地方面均有一定的优势，具有推广应用前景。6.3社会效益“双旋流含油污水高效处理工艺现场试验”，针对常规污水处理工艺流程长、占地面积大、一次性投资高等问题，通过开展规模为2000m3/d的现场试验优选出了一套精简、高效的含油污水处理工艺流程，实现了污水处理系统总体工艺优化，流程简化、降低投资，节约成本，改善水质的目的。该技术是油田含油污水处理的创新技术，可替代传统的沉降过滤工艺，实现了简化污水处理工艺，减小占地面积约71.2%，降低基建投资近40%，达到了含油污水处理水质，改善油田开发效果，提高原油采收率的目的，具有良好的经济和社会效益。该项目通过开展双旋流含油污水高效处理工艺现场试验，开拓出一条高含聚污水处理的新路子，解决了常规污水处理工艺处理流程长，占地面积大，一次性投资高等问题。同时配套精细过滤、杀菌、加药、污泥处理、污油回收等系统，形成一套完备的污水处理工艺。该技术在大庆油田首次应用，具有创新性。66 东北石油大学工程硕士论文结论1．双旋流处理工艺设备应根据来水水质情况分段选用，也可以与常规工艺联合应用，以提高系统的适应性。2．双旋流除油器对低含聚浓度的含聚污水的处理效果能够达到自然沉降罐的处理效果，其对于浮油去除效果较好，对于乳化油作用较差。3．速沉器处理效率较高，工艺简化，对水驱来水及低含聚浓度的含聚污水的处理效果均能够达到高渗透层水质指标，并且出水水质稳定，可替代传统“混凝沉降+一级过滤”工艺。4．精细过滤器出水对于低含聚浓度水、聚驱污水出水含油量平均1.34mg/L，出水悬浮物含量3.77mg/L，粒径中值≤2μm，达到大庆油田低渗透层水质标准，但其悬浮物达标率偏低，处理量较小，适合在外围处理规模较小的分散站点应用。5．双旋流系统对硫酸盐还原细菌、腐生菌、铁细菌在不加杀菌剂的情况下均有一定的去除作用，，投加10～15mg/L杀菌剂能够实现硫酸盐还原菌指标达标。6．卧螺式离心脱水机与系统配套应用，实现了污泥浓缩处理，离心脱水机出泥含水率≤70%。7．筛选、复配、组合了适合四种水质的污水处理药剂，药剂成本控制在1.5元/m3以内。67 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东北石油大学工程硕士论文致谢本文是在贺凤云老师的精心指导下完成的。在我进行本论文的研究期间，贺老师从开题论证、方案设计到论文的完成都给予了我相当大的帮助，每一个环节都倾注了任老师大量的心血和精力。在论文的完成过程中，贺老师渊博的学识、丰富的实践经验和严谨的治学态度使我受益非浅。在此谨向他表示深深的敬意，并对他为学生所付出的大量心血表示衷心地感谢。同时，在科研中得到教授以及教授给予我的耐心指导和热情帮助，他们在工作中的严格要求和严谨认真的治学态度永远是我学习的榜样。在此对老师和老师致以由衷地感谢！同时，我还要感谢课题组的同学们在科研中给予的热情帮助，她们认真、努力的工作态度和对我的支持帮助鼓励着我，使我不断的学习、进步。最后再次对关心、帮助、支持和鼓励我的所有领导、老师和同学表示诚挚的谢意。71 ＾ＨｌｉＶＩＰ，＇ｊ．ｆｅ￣講呵１１姻招生办；０４５９６５０３７２１－培养办：０４５９６５０４７９２０４５９－６５０３９３８学位办：麵ＨＵ学校网址：化１：ｐ：／／ｗｗｗ．ｎｅｐｕ．ｅｄｕ．ｃｎ'