运用QC方法提高集输系统采出水水质
发布人：刘玉梅
提高采出水水质QC小组
第一采油厂集输大队
二00六年十一月
利用QC方法提高集输系统采出水水质
前言
集输大队六座集中处理站共有采出水处理系统七套，负责全厂70％采出水的处理任务。目前我厂采油方式为注水开采，加之安塞油田为特低渗透油田,对回注水质要求极高，根据长庆油田公司采出水处理及回注暂行标准（2001年颁布），我厂采出水回注指标为：含油≤10mg/l,悬浮物≤2mg/l。
今年是我厂精细注水年，我大队在厂领导和相关部门的大力支持下，通过不断完善工艺、检（维）修设施设备、不断建立健全管理制度，采出水达标率不断提高。
一、QC小组概况
二、选题理由
目前我大队日产采出水4400m3,达标率几乎为零，不合格的采出水回注地层将堵塞地层，降低单井产量，将加快老油田产量递减的速度，同时，采出水中含有少量原油，且矿化度高，具有较大危害性，若一经排放，将对环境造成极大的污染。为此，集输大队特成立QC
小组，以“提高认识强化过程控制，精益求精确保回注达标”为主题，通过QC方法，分析原因制定措施，合理利用资源，加强管理，以确保采出水处理水质达标率80%以上。
三、现状调查及分析
集输大队共有采出水处理系统7套，各站工艺、设施设备均不同程度存在一些问题，为了确保采出水达标回注，我们先从王窑集中处理站开始展开工作，然后辐射到其余6套系统。王窑集中处理站采出水主要设施有溢流沉降罐1具、除油罐2具、调节水罐1具、过滤器4具、清水罐2具，具体情况见下表。
王窑站采出水处理设施统计表
该站采出水处理工艺为含水原油经沉降罐沉降分离后，采出水从水箱脱至除油罐，经斜板除油、沉降分离后进入调节水罐，经过滤系统过滤后进入清水罐，为了保证水质达标，在处理的同时加入了杀菌剂、缓蚀剂、絮凝剂、助凝剂等化学药剂进行进一步的处理。
王窑集中处理站5月1日至5月10日水质统计表
从上表中，可以看出经处理后含有在18-30mg/l，达标率极低，悬浮物在8-29 mg/l，远远高于回注指标。
四、设定目标值并对其进行可行性分析
1、目标
（1）有利因素
实施前实施后
（2）不利因素
五、明确主要问题和原因
影响采出水水质达标率低的因果图
六、确定主要因素并对其进行验证
采出水处理系统环环相套，每个环节出现问题都将影响下一级设施的处理效果，最后影响处理效果。
要因确认表1。
从上表可以看出，影响采出水处理水质的主要因素为：沉降罐运行情况、除油罐运行情况、过滤器运行情况、化学助剂、领导干部的重视程度。
七、制定对策
根据因果图分析出各级设施出口水质不达标的原因，制定对策表，见下表2。
对策一经制定，QC小组成员就严格按照对策深入现场实施。
八、对策实施及取得的效果
1、提高沉降罐出水水质措施实施：
（1）将沉降罐明水保持在4.0-5.0米。不在该范围及时查找原因，可能的原因为：作业区含水原油含水增大；下游不需水；站内管线或设施故障，不能正常脱水、供水。对于第一个原因通过厂调度协调，要求作业区平稳输油；对于第二个原因要求工艺所注水室加大配注量；对于第三个原因，通过各种手段尽快恢复站内管线及设施，经过一个月的努力，沉降罐明水基本保持在4.0-5.0米。
（2）通过工艺所要求厂家前来做破乳剂试验，现场选择与之匹配的破乳剂，要求其浓度低，破乳效果好，10月中旬，长庆巨力化工有限责任公司进入现场做破乳剂试验，最终选择了与之匹配的破乳剂，提高其破乳效果。
（3）通过厂调度室协调提高作业区含水原油温度，使进站温度在28℃以上，同时通过站内换热器或者沉降罐的加热盘管提高沉降罐温度至35-40℃，以提高破乳剂的破乳效果。
通过以上的努力，沉降罐出口水质有了较大的提高，具体情况见下表。
6月10日-6月19日沉降罐出口水质统计表
从上表及折线图可以看出，采取措施后效果分常明显。
2、提高除油罐除油效率
该站两具除油罐罐底淤泥聚集，填料漏失致使其除油效率低，6
月20日，经过近3小时的排泥（包括中心反映筒），出口水质得到改善之后，坚持每天进行一次排泥，这样以来水质有了较大的提高，具体情况见下表。
6月20日-6月30日除油罐出口水质统计表
因为进入除油罐的水质提高，同时排除罐内淤泥，因此水质较好。
3、提高过虑器过滤效率。
过滤器对我大队来说属于较新设备，引进时间短，管理难度大，针对过滤器容易结垢的问题，我们在采出水中加入型号为AD51-101型阻垢剂，浓度为40ppm；同时要求厂家对分水器进行改进，将分水器空隙度增大；并严格按照过滤器操作规程，每天至少进行一次反冲洗，在水质较差或过滤器压差增大的情况下，加强反冲洗频次，同时严格控制进入过滤器水质。
通过以上措施，过滤器出口水质有了极大的改观，第四级过滤器
出口水质达到回注标准，具体情况见下表。
7月1日-7月10日过滤器水质统计表
从上表中可以看出，经处理后大部分含油小于10mg/l，达标率为90％，悬浮物小于2mg/l，达标率70％。
4、提高清水罐/调节水罐水质措施实施
按要求2年清理一次清水罐/调节水罐，但由于生产实际情况，本次没有来得及清理清水罐/调节水管，而是进行了长达2天的排泥措施，经排泥，除油罐来水及四级过滤器来水水质没有变差，说明罐内淤泥基本没有。
5、完善加药制度
根据现场实际情况，我们对该站加药浓度进行了调整，将杀菌剂浓度由原来的80ppm提高至120ppm，并严格按照油田公司制定的加药制定加药。由于岗位员工责任心不强，不按要求加药，在每人进行加药的时候，直接加入清水，针对此种情况，我们专门印发了《加药填写记录》，要求员工详细填写加药情况，并每3天对其进行一次检查，这样以来，员工就不得不按要求进行加药。
上表中化学助剂的加药浓度按照《长庆油田公司油田开发处关于油田集输系统原油脱水及污水管理制度》要求进行。
6、11月4日-9日，清理除油罐，彻底清理罐内淤泥，其出口水质就更加明显。
11月10日-11月19日除油罐出口水质统计表
同前期相比，水质又是一个较大的提高。
7、水质分析
（1）以前水质分析均采用比色法，此方法非常粗造，误差大，基本失去分析的价值，为此，我们于6月从测试大队借来精确度较高的红外测油仪、浊度仪，9月中旬，我们配置了新的分光光度计和激光浊度仪，并及时组织了现场培训，为生产的分析提供了可靠的数据
