啃下油田废液处理硬骨头

——大庆油田水务公司绿色发展纪实

今年前8个月，大庆油田水务公司共处理油田废液中的压裂返排液382940立方米，处理水质全部达到“双20”以下的合格水质标准，实现收入2800万元。

水务公司副经理孟凡军说：“7年来，水务公司业务范围由处理废液中的压裂返排液一项延伸拓展到含油污泥处理、深度注入等10余项环保业务，处理作业点从3个增加到25个，年处理各类含油固废从4.6万立方米增加到85万立方米。”

强强联合 协同作战

含油污泥、压裂返排液、钻井泥浆等污染物的无害化处理和利用，达到生态环保要求，是油田开发建设绕不开的障碍和难题。

水务公司废液处理项目部经理于道明介绍说，大庆油田废液的研究处理是从2014年开始的，最初只有水务研究设计院组建的一个科研团队负责。但到中后期的运维、管理阶段发现涉及设备、运维等一系列难题。

“因此，我们把水务研究设计院、水务技术开发公司、水务工程公司3家基层单位联合到一起，分别负责技术攻关研发、设备研制集成和运维管理。”孟凡军说。

3家配合的联合机制由水务研究设计院进行先期的原液取样，实验室进行水质分析，药剂选型，确保压裂返排液的处理技术研发。技术开发公司负责压裂返排液处理设备工艺的研发和更新换代集成制作，水务工程公司负责现场运维。

“通过强强联合，从技术服务的保证、设备的集成供应到生产处理的运维，变被动为主动，后期处理出现难题可由3方提供技术支持，共同提出整改措施，进行设备改造更新，不断完善，形成战略联动，打造完整的环保产业链。”于道明说。

破解难题 技术发力

压裂作业是油井增产的一项主要方式。压裂液是压裂作业中不可缺少的组成部分，具有高聚物含量高、油含量高、悬浮物含量高且成分复杂等特点，属于处理难度大的废水。正因为它的复杂性决定了压裂返排液处理的难度。

“油田废液处理难度很大，难就难在每一个区块的废液成分不一样，即便是同一区块的废液成分也非常复杂，里面包含洗井液、压裂液、含聚液等，不同种类、不同容量的液体掺杂在一起，废液处理需要的药剂要经常更换。”于道明说。

2018年采油九厂龙西项目部开发致密油开采项目，新井开采量多，压裂规模大，随之带来的压裂返排液量急增，不能及时外运处理。

针对这种情况，他们在采油九厂废液处理点首次实现与压裂联动，将处理后的合格水质用作复配压裂液，不但有效解决环境污染问题，而且解决了复配压裂液问题，特别在水资源缺乏的开采区具有非常重要的经济和社会意义。同时，在采油九厂2#井4处理点将压裂返排液处理后实现同时回注，节约大量的地表资源，避免地下水位下降过快，降低油田开发对生态环境的影响。

采油三厂三元复合液采出液矿化度高、黏度大、含油乳化程度高、小油滴含量高、油水分离困难， 他们在采油三厂首次试验性使用电催化氧化技术，提高了污水的过滤性能，减少了处理药剂用量，降低了后需设备处理难度。

年初，采油九厂废液池新投进的废液成分异常，造成出水水质不稳。水务研究设计院、水务技术开发公司、水务工程公司3家单位立即组织项目人员取出废液样品开展技术攻关。他们吃住在现场，一次次地对样品成分分析、对药剂筛选、调试设备运行、投加后再试验。由于无缝衔接配合，很快解决了出水水质难题，恢复处理运行。

借助优势 开辟市场

水务公司通过技术发力，不仅在大庆油田内部遍地开展业务，而且不断进军新市场，以技术优势扩大市场，以服务优势稳定市场。

2019年6月，水务研究设计院技术团队“留守”海南福山油田1个月，帮助其废液处理项目做一些后续的调试工作。该公司利用这一时间，依托废液处理技术优势，签订了《海南福山油田试油压裂污水处理系统设计与建造总承包项(EPC)》，又承揽了海南福山油田朝四试油压裂污水和花场油气处理中心采出水处理系统设计与建造总承包项目，创造产值1200余万元。

海拉尔油田地处内蒙古呼伦贝尔地区，由于该地区系统处理能力小，压裂返排液严重影响原油脱水和污水处理效果。通过前期取样实验室数据分析，后期设备选型，他们在海拉尔贝中作业区新建一座处理点，基本解决其处理压力。并根据当地地层回注的特性，提高了水质标准，全部控制在“双10”标准之内。