中国石化报

技术人员和操作人员探讨膜处理设备运行工况。胡志勇 孙大杰 摄影报道

    □孙 岩 王佳妮 胡志勇 孙大杰

    川渝地区处于长江上游，河网密集，水系丰富。同时，作为国内天然气最丰富、勘探开发潜力最大的区域，川渝地区年采气产水量巨大。2022年，仅川西区域采气产水量就超百万立方米。在我国人均水资源量约为世界平均水平1/4的情况下，采气废水实现高效处理、达到零排放标准，对推动洁净能源绿色发展意义重大。

    采气废水从何而来？“天然气开发过程中，气井产水具有普遍性。除存在多种类型的地层水外，为提高气藏采收率，近年来大力推行排水采气工艺，使采气废水产出量剧增。”西南石油工程油田环保专家罗平凯介绍。

    随着排水采气技术的快速发展，采气废水成分更趋复杂，除了高氯化物、氨氮、悬浮物，还含有大量难以处理的表面活性剂类有机污染物。“采气废水处理的最大难点，就是高氯环境下的难降解有机物治理。”罗平凯说，“因为在高氯环境下微生物活性受到抑制，常规生化工艺很难对起泡有机物进行高效降解。”

    据了解，国内外处理采气废水主要采用回注技术和常规氧化处理外排两种方式。回注技术是将废水注入采气枯竭井或废弃井，但受限于回注前预处理工艺水平，还会产生地层被堵塞等新问题，效果不甚理想。而采用芬顿氧化加消泡剂的氧化消泡组合工艺成本高、效率低，效果不稳定。这些因素都促使西南石油工程油田工程服务分公司环保攻关团队开始积极探索研发新的处理工艺。

    当时，从设计到设备都没有现成的作业可以抄，创新成了唯一的出路。大家只能“摸着石头过河”，不断实验比较，定期交流讨论，拓展优化思路。2019年，经过3年努力，该团队通过自主研发“混凝除硬预处理—生化处理—膜减量装置”工艺，终于攻克了这一难题，成果显著：从指标来看，排水特征污染物氯化物浓度、COD（化学需氧量）、氨氮含量都显著优于现行排放标准，全面实现末端可控；从运行效率来看，连续平稳运行1550天，有效提高了膜工艺产水率，年处理量超9万余平方米；从处理成本来看，较常规氧化处理工艺节约成本20%以上，实现经济环保双赢；从技术成果来看，成功解决区域含泡排剂采气地层水达标处理的难题，“一种钻采废水末端达标处理装置”获国家知识产权局实用新型专利授权。

    跟所有工业发展一样，环保技术的突破始终离不开基础研究。

    2021年，西南环保中心攻关团队按照“生化+近零排放”的思路，加强耐盐及高效降解表面活性剂生物菌的培养驯化研究，成功研发构建了耐盐率超过3%的高效生物处理系统。在此基础上，他们确定了以“高效生物处理+膜减量+节能蒸馏”为核心的工艺改造思路，进一步优化工艺装置，并利用低温多效蒸馏技术建立了一套适合高盐、高有机物废水处理的工艺，形成了独特的“治水”模式，同时实现了废水产盐创效。

    “成果是惊人的，也让我们对今后攻克更大的难题越来越有信心。”罗平凯介绍，该项工艺革新不仅使装置运行更稳定高效，成本也较前期处理工艺降低了15%，优势突出，而且出水质量再次取得新突破，关键指标COD远远优于地表水一级排放标准，申报的相关技术“一种泡排水的综合生化处理方法”也获得国家发明专利授权，在中浅层气藏废水处理方面有广阔应用前景。

    近年来，随着川渝千亿立方米天然气基地建设提速和中国石化“深地工程·川渝天然气基地”揭牌，油田工程服务分公司的采气废水处理量逐年增加，这也对处理能效和处理效果提出了更高要求。面对新形势，该公司加快废水处理设施建设，进一步优化工艺流程，有效提升污水治理体系和治理能力，同时积极进行管理创新、技术创新，通过开发智能管理平台，对废水治理全过程进行实时监控、精准把控，努力为油气田高质量发展提供更有力的环保技术支撑。