1、油田采出水回注技术内容1、油田采出水的特征、油田采出水的特征 1.1 油田含油污水来源、特性 1.2 油田采出水回注标准2、油田采出水回注处理工艺、油田采出水回注处理工艺 2.1 油田含油污水回注处理工艺 2.2 含聚合物污水回注处理工艺3、药剂处理技术、药剂处理技术 3.1 油田采注水的净化处理 3.2 油田采注水的防垢技术 3.3 油田采注水的除铁技术 3.4 油田采注水的防膨技术 3.5 油田采注水的杀菌技术 3.6 注水采注水的缓蚀技术1 油田采出水的特征 1.1 油田含油污水来源、特性 注水是补充地层能量，保持油层能量平衡，维持油田长期高产、稳产的有效方法。是油田开发的一种十分重要的
2、开采方式，是低渗透油藏开发技术的主要方式。 注入水的水源主要是地面淡水、地下浅层水及采出原油的同时采出的油层水。目前注入油层的水大部分来自从开采原油中脱出的水，大体已经占了全国注水总量的80%左右。污水未经处理时含有大量的悬浮固体、乳化原油、细菌等有害物质。油层注入了未经处理的污水，油层也会受到伤害。这种伤害主要体现在大量繁殖的细菌、机械杂质以及铁的沉淀物堵塞油层，引起注水压力上升，注水量下降，影响水驱替原油的效率。因此,采出水经处理后回注成为减少环境污染,保障油田可持续开发,提高油田经济效益的一个重要途径。油田含油污水一般具有以下特点: 含油量高。一般采油污水含有 10002000mg/L的
3、原油,有些含油量可达 5000mg/L以上。其中 90%以上为悬浮态油,漂浮在污水表面,或以微小油珠形态悬浮于水中,油珠粒径在 10150m,另有 5%8%油为乳化态油,以极小微粒油珠状态稳定地形成乳化液,最后有 120mg/L的油在水中是以溶解态存在的; 含有悬浮固体颗粒。颗粒粒径一般为 1100m,主要包括粘土颗粒、粉砂和细砂等; 有机难降解物质的含量高,含细菌较多; 矿化度高,含有重金属物质; 水温高(4080),易受酸碱污水的影响,pH值变化大。 目前,由于各油田或区块采出水的物理和化学性质差异较大,油藏空隙结构和喉道直径不同,相应的渗透率也不同,因此对注水水质的要求也不相同。1.2
4、油田采出水回注标准 油田回注水水质标准根据油层性质不同， 应有不同的注水水质标准， 但概括起来注水水质应满足以下几点: 注入水中应尽量少含悬浮杂质，其含量和颗粒粒径应不对注水井渗透端面和油层产生堵塞。 注入水质不因温度 压力等的改变而产生结垢、沉淀现象 也不能因地层水或地表水相混合时产生结垢或沉淀。 注入水质对注水设备不产生腐蚀。 注入水中的细菌繁殖不能产生新的悬浮杂质更不能影响注水系统正常工作 注入水质应防止油层粘土膨胀。 目前各油田所执行的低渗透油田回注水水质标准为1995年中国石油天然气总公司颁布的行业标准碎屑岩油藏注水水质推荐指标(SY/T53291994)，其中规定渗透率0.10m2
5、为低渗透油藏，回注水水质要求满足A级指标。 油田回注水水质控制指标见表 1。2、油田采出水回注处理工艺 油田含油污水回注处理工艺与油田含油污水中所含杂质的种类及性质、油层性质、原油性质等有密切的关系,根据油田含油污水的粘稠性质可将油田含油污水回注处理工艺大体分为常规含油污水回注处理工艺、含聚合物驱污水回注处理工艺,并介绍目前它们在油田中广泛应用的工艺流程。2.1 油田含油污水回注处理工艺2.1.1 油田常规含油污水回注处理工艺 国内各油田最初大部分都采用“自然除油 混凝除油 过滤除油的“三段式”常规处理流程。该流程适应性强,在污水含油量变化幅度较大时,一般都能满足回注所需的水质要求,但是这种处
6、理流程所需要的构筑物比较多。例如大庆杏十六污水站、大港羊一污水站、华北霸一联等均采用此种处理工艺。2.1.2 用于回注中、低渗透层油层的工艺流程 (1)混凝除油 -精细过滤流程 当采出水中油珠粒径较小时,可采用混凝除油加精细过滤段流程,见下图。目前大庆的龙联污水站,大港马西污水站、华北岔北联、中原文东油田等均采用这种工艺流程。自然除油罐混凝除油罐 核桃壳过滤器双滤料过滤器或改性纤维球（束）过滤器油区来水回注水 (2)水力旋流 - 精细过滤流程 当油水密度差大于0.05g/cm、乳化程度较低时可采用水力旋流加精细过滤段流程，见下图。该工艺已运用于大港南三站、塔中四联合站、吉林新北采油厂联合站、新
7、木采油厂联合站、彩南污水站、新疆东河塘联合站等。自然除油罐水力旋流器 压力除油罐核桃壳过滤器双滤料过滤器或改性纤维素球过滤器来水回注水 精细过滤段三段常规流程(3) 气浮浮选 -精细过滤流程 当油水密度差较小、乳化程度严重时,一般选用气浮浮选处理加精细过滤段流程,见下图。采用这种工艺流程的有辽河油田曙一联、洼一联、曙五联、欢三联、欢四联、兴一联、锦一联、新疆油田红浅联合站、大庆油田中七联、中十六联、南六联、温米污水站、大港南一污水站、冀东油田柳一联合站等。 三段常规流程自然除油罐 气浮选机核桃壳过滤器 改性纤维球过滤器或双滤料过滤器来水 回注水 精细过滤段 通过对三种工艺流程的对比与分析,可知
8、： 这三种工艺的最大区别在于三段常规流程中所采用的个别处理技术不同，后续的精细过滤段几乎没有大的区别。 混凝除油-精细过滤流程采用混凝除油，该法在许多油田被广泛采用，其处理效果好坏受絮凝剂种类、水力条件等因素的影响。 水力旋流-精细过滤流程采用了水力旋流器,该设备去除最小油滴尺寸在 510m,含油废水处理后其出水油的质量浓度一般在 1540mg/L,该流程的优点是技术可靠、占地少,缺点是设备昂贵且压降大,通常与下游的脱气器一起使用。 气浮浮选 -精细过滤流程采用气浮选，气浮选去除的最小油滴尺寸在 210m，气浮后出水油的质量浓度一般在 20mg/L，悬浮固体的质量浓度在 20mg/L左右，该流
9、程优点在于其有效且相对简单，停留时间长，能有效去除小油滴，缺点是设备大且重，运行需要稳定的条件，运行易受冲击，一般用于一级处理的下游。 过滤器对进水水质有较高的要求,如果预处理达不到要求,过滤器将很难发挥其应有的作用 精细过滤前的预处理技术是精细过滤器能否充分发挥其作用的关键。 2.1.3 含聚合物污水回注处理工艺 当前聚合物驱采油技术已经大规模推广，但是随着聚合物驱溶液的加入，导致油、水分离和含油废水处理的难度加大；而且利用常规水驱含油污水处理工艺难以达到回注原地层的水质要求，因而开发含聚合物污水回注处理工艺目前是各大油田研究的热点。据文献报道，中科院大连化物所承担的大港油田含聚污水回注项目
10、已成功验收。同样，在大庆油田，目前成功地开发了以“水力旋流器加双向过滤器为主体”的水处理工艺，有效解决了含聚污水的处理问题，目前已经实现产业化并得到推广应用 。2.2 膜分离技术 膜分离技术是近20年迅速发展起来的一种高新技术，它是利用膜的选择透过性进行分离和提纯的技术，过程的推动力主要是膜两侧的压差。膜从溶液中分离溶解的成分是依据溶质的尺寸、荷电、形状及与膜表面间的分子相互作用而决定的。用于油水分离的膜有反渗透膜、钠滤膜、超滤膜、微滤膜和电渗析膜。 用膜分离技术处理含油污水，关键在于膜的选择： （1）若油水体系中的油是以浮油和分散油为主，则一般选择孔径在10100m之间的微滤膜。 （2）若油
11、是稳定的乳化油和溶解油，则须采用亲水或亲油的超滤膜分离，一则是因为超滤膜孔径远小于10m，二则是超细的膜孔有利于破乳或有利于油滴聚结. 优点：分离过程是一种纯物理过程，无相变化，节能、体积小、透过流量和水质较稳定，不随进水中油分浓度波动而变化， 作为一种有效的分离手段，结果都可以达到油田的各种特殊要求。 问题：初期投资成本高，膜易污染，清洗再生工作困难，成功地解决了这些问题，膜分离技术在含油污水处理中的应用将会越发广泛。 当然单一的膜分离技术还难以解决油田含油污 水处理过程中形形色色的问题，在应用过程中我们要将膜分离技术与其他处理技术相结合，充分发挥各自优势和协同效应，才能达到最佳处理效果和最
12、佳经济效益。 3、药剂处理技术 油田含油污水的水质处理包括分离和净化，要达到回注地层时还必须采取缓蚀、阻垢、杀菌、除铁、防膨等手段，以保护注水设备和管线的运行安全及避免对地层造成的伤害。自然除油罐混凝除油过 滤 器采出水回注水除氧剂 阻垢剂 回注缓蚀剂 粘土稳定剂 除油剂 混凝剂 除铁剂 杀菌剂 油田污水常规处理工艺流程如下图： 3.1油田采注水的净化处理 对于不易沉降的悬浮物固体颗粒、少量的油，借助混凝剂对采出水中胶体粒子静电中和、吸附、 架桥等作用使胶体粒子脱稳而发生混凝沉降的化学方法是油田缩短分离时间、提高分离效果的一个重要途径。目前应用较为广泛的混凝剂主要有无机高分子絮凝剂和有机高分子
13、絮凝剂。 (1)无机高分子絮凝剂主要有聚铝类高分子絮凝剂，如聚合氯化铝、聚合硫酸铝、聚合磷酸铝等；聚铁类高分子絮凝剂，如聚合氯化铁、聚合硫酸铁、聚合磷酸铁等；聚硅酸金属盐类。这类絮凝剂具有沉降速度快，适用范围广等特点，其中聚铝类高分子絮凝剂是目前应用最广泛的絮凝剂。 (2)有机高分子絮凝剂包括人工合成类和天然改性聚合物类 。 人工合成类目前研究和应用最广泛的是聚丙烯酰胺及改性产品，我国聚丙烯酰胺的用量占人工合成高分子絮凝剂总量的86%。 天然改性聚合物类絮凝剂由于可生物降解，发展前景较好，但目前市场应用较少。 (3)微生物絮凝剂可称为第三代絮凝剂。它是利用生物技术，从微生物或其分泌物提取、纯化
14、而获得的一种安全、高效、能自然降解的新型水处理剂，它克服无机高分子和合成有机高分子絮凝剂本身固有的缺陷，最终实现无污染排放。微生物絮凝剂具有高效、安全、不污染环境的优点。NOC-1是利用红平红球菌研制成功的生物絮凝剂，它是目前发现的最佳微生物絮凝剂，我国微生物絮凝剂的制品尚未见报导。 由于油田各区块采出水含油和机械杂质种类与量差异较大，现场絮凝剂的选型应采取取用现场污水通过絮凝搅拌实验装置对絮凝剂进行筛选，选择出最佳的絮凝剂类型并确定最经济的用量。3.2 油田采注水的防垢技术 油田采注水矿化度较高，易造成采油过程中注水在地面的集输管线及注水井井底的结垢问题，严重影响了油田的正常生产。 压力变化
15、、温度的升高、水的PH值以及水中溶解气体的变化等因素都可能导致结垢。 结垢的类型主要有CaCO3垢、CaSO4垢、BaSO4和SrSO4垢等。 控制油田水结垢的方法是控制水中的成垢离子、调整油田水的酸碱度以及降低引起结垢的溶解气体的含量，最常用也是最有效的方法是采取化学的方法通过投加阻垢剂来控制油田水的结垢。 阻垢剂的作用机理主要是阻垢剂把能产生沉淀的金属离子变成可溶性的螯合物或络合物离子，从而抑制阳离子与阴离子的结合产生沉淀；在形成晶体垢的过程中，高分子聚合物进入晶体结构，破坏晶体的正常增长。 目前油田所采用的阻垢剂主要有无机磷酸盐、有机磷酸盐、聚羧酸盐及一些共聚物，这些阻垢剂单剂或复配后的
16、混合药剂在油田注水防止结垢方面发挥着极其重要的作用，近年来由于环保的要求，开发具有无毒的和良好的生物降解的高效阻垢剂等已成为阻垢剂发展的一大方向。这主要集中在聚合物和共聚物上。由于油田水水量大、水质差，不同区块的水质差异大，同一区块不同开采时期也有差异，应通过实验对防垢剂进行性能评价，筛选出针对不同结垢区块的高效防垢剂。 目前在阻垢剂方面存在以下问题： (1)阻垢剂的评价方法较多，有中石油的油田用防垢剂性能评定方法SY/T5673-93以及各个生产厂商自己的评价方法，采用不同的方法评价，阻垢剂的阻垢率是不一样的，因此说谈论阻垢率高低的绝对值是没有意义的，阻垢剂的评价必须建立在统一标准的基础上，
17、阻垢率才有可比性。 (2)阻垢剂的选择缺乏针对性，没有考虑具体的水质情况，同样是结的是CaCO3垢，但差异也很大，可能钙镁离子浓度很高、碱度较小，酸碱度的轻微变化都有可能导致沉淀的产生；也有可能钙镁离子浓度不高，但碱度比较高，这两种水的处理是有区别的，需要充分考虑现场的水质现状,通过实验室的强化配水与现场水相结合的方式来优选适合于某一区块的阻垢剂。3.3 油田采注水的除铁技术 注入水中铁含量过高，会加剧注水管线的腐蚀；降低阻垢剂的阻垢性能；Fe2+还会与水中的S2-结合产生FeS沉淀，堵塞地层。因此油田注水水质对铁离子有严格的控制。油田一般采用的除铁方法为氧化沉淀法除铁，即用氧化剂将水中的Fe
18、2+氧化成Fe3+，而Fe3+在注水所处的酸碱度下会发生沉淀Fe(OH)3,再通过絮凝过滤从而达到除铁的目的。 目前油田所用的除铁剂主要是次氯酸钠，这种氧化沉淀的处理方法存在以下弊端：氧化剂不足，会产生上述的危害；氧化剂过剩，会对后续的注水管线产生腐蚀的隐患。 为了消除铁离子的危害，又不引起氧化剂过多的隐患，我们提出以下方法：（1）、寻找或合成一种螯合剂，它与铁离子能结合成一种比较稳定的螯合物，它在地层条件下比较好的稳定性而不沉淀，不与注水中的其他阳离子离子作用，即对铁离子具有选择性。（2）、利用膜分离技术对铁离子进行选择性的分离。可借助在线检测仪对铁离子进行检测。3.4 油田采注水的防膨技术
19、 由于岩石油气层敏感性矿物含量较高，表现出强的水敏、酸敏特征，遇水后就会出现水化膨胀和颗粒的运移，堵塞油气层，降低了油气层的渗透率，对储层造成极大的伤害。在注水前加入粘土稳定剂可以减轻或消除这种伤害。 粘土稳定剂的作用机理是通过粘土稳定剂中和粘土晶片表面的电荷，压缩粘土晶层间的双电层电位来抑制粘土的水化膨胀，通过在粘土颗粒表面上的多点吸附和桥接作用来阻止粘土颗粒的运移。 注水防膨中使用的粘土稳定剂主要有两大类：一类是无机盐如CaCl2、KCl等，KCl是目前最常用的粘土稳定剂，这类产品一般不会堵塞空隙空间通道，适用性强，但有效期短，缺乏稳定的持久性。另一类是有机阳离子高分子聚合物如TDC-15
20、，PAF-1，DS-151等，这类产品能牢固地吸附在粘土颗粒表面，阻止它们进行任何的膨胀和运移，作用具有保护的持久性。有机阳离子聚合物是目前应用最广泛的粘土稳定剂。3.5 油田采注水的杀菌技术 在适宜的环境条件下，大多数细菌都可以在油田污水中生长繁殖,对油田危害最大的是硫酸还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和铁细菌(FB)。 硫酸盐还原菌、铁细菌和腐生菌在生长、繁殖、代谢过程中可引起注水管线及其他金属材料的严重腐蚀，并堵塞管道，损害油层，引起注水量、石油产量、油气质量的下降，造成极大的经济损失。世界各国都致力于细菌处理的研究，有清洗注水管线、改变注水流程、紫外线照射及化学处理的方式，由于化学处
21、理方式具有经济、方便、见效快等特点，已成为油田处理细菌的主要处理手段。 我国注水杀菌剂的研究起步于60年代，广泛使用从80年代初期开始。目前用于含油注水的杀菌剂主要有1227、1231、SQ8、WC-85等，其中最多的是1227及其复配物，根据我国大多数油田所使用杀菌剂的杀菌作用基团和机理，杀菌剂可分为：（1）季胺盐类，这类杀菌剂具有高效、低毒、不易受PH值变化的影响、化学性能稳定、使用方便，还对杀菌活性组分具有增效作用，对粘泥具有很强的剥离作用，可以杀死生长在粘泥下方的硫酸盐还原菌，但缺点是长期使用易产生抗药性。尽管国内的许多主要研究机构对新型杀菌剂进行了进一步的研究开发，但面对油田水复杂的
22、处理环境，这方面的研究还没有大的突破，国内使用的杀菌剂主要还是以季胺盐为主； (2)、季膦盐是国外80年代后期推出的一种新型杀菌剂，更是一种高效、广谱、低药量、低发泡、低毒、强污泥剥离作用的杀菌剂，季膦盐类杀菌剂的开发和研制被称为近十年来杀菌剂研究的最新进展之一，但目前国内还没有具体的应用； (3)、有机醛类，苯甲醛、甲醛、丙烯醛； (4)、 含氰类化合物，这类杀菌剂杀菌效果高，但毒性大，水溶性差，使用时需加入一些表面活性剂以增加溶解性能； (5)、杂环化合物 这类杀菌剂主要包括咪唑类衍生物（如甲硝唑）、吡啶类衍生物、异噻唑啉酮等、 (6)、复合型杀菌剂：将两种或两种以上的杀菌剂与助剂复配使用
23、，通过各组分之间的协同效应提高杀菌效果，降低杀菌成本。这些复合型杀菌剂在油田应用中取得了较好的应用效果。 3.6 油田采注水的缓蚀技术 随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的顽症，所造成的严重损失令人触目惊心。 影响油田注水水质腐蚀的因素主要有：溶解氧、PH值、H2S、CO2、溶解盐、温度及细菌。除在注水管线及设备上采用耐腐蚀性材料来防腐或采取涂层保护外：再就是用添加缓蚀剂的化学方法进行减缓腐蚀。 注水缓蚀剂按组成目前大致可分为两大类：无机盐类和有机化合物类，在注水油田缓蚀剂中应用最早的为一些除
24、氧剂，近年来许多无机缓蚀剂如亚硝酸盐、铬酸盐、磷酸盐及砷代物等由于其毒性及污染问题而得到了严格的限制，目前使用的除氧剂为亚硫酸钠及共属该体系的亚硫酸氢胺、亚硫酸氢钠等。 有机缓蚀剂应用最广泛的是含磷酸酯类和含氮咪唑啉及其衍生物类。目前在国内外油气田及石化行业所使用的缓蚀剂主要是丙炔醇、有机胺、咪唑啉类、季胺盐等有机化合物，由于丙炔醇和芳香胺类毒性大，现场较多使用的油气田缓蚀剂主要是低毒、环保型的咪唑啉类缓蚀剂。 以上介绍的是油田回注水过程中普遍采取的工艺及药剂，由于延长油田大部分属于特低渗透油田，水处理的要求较高；各区快地层条件有所差异，回注水的水质不同，在处理工艺上各有侧重，在药剂的选择上要有针对性。以上就是今天要介绍的主要内容，不妥之处，还望各位专家多多指正，目的是为采油厂注水过程中所遇问题的解决提供一些帮助，共同做好集团公司水处理方面的工作。
