1、大庆油田建设设计研究院大庆油田建设设计研究院二一三年十一月二一三年十一月1、油田采出水处理站工艺技术2、处理工艺面临的主要问题3、提高主要设备效率的技术措施4、应用效果 大庆油田已经进入特高含水精细挖潜阶段，随着三次采油技术不断推广应用，油田采出水水质特性发生很大变化，水处理难度逐渐加大，部分水处理设施处理效率下降，为此，大庆油田开发应用了提高沉降分离效率、改善过滤效果和反冲洗质量等方面的多项技术措施满足了油藏开发生产需要喇萨杏油田动用地质储量占85.43%，可采储量占91.46%投产油水井10337口采出井：63382口注入井：36955口综合含水92.42%年注水64606万方油田采油工艺
2、 注水井 采油井储层注入站采出水处理站油水分离装置原油处理 污水 油田生产总流程图油田生产总流程图 油井计量间(集油间)转油站脱水站原油稳定厂原油库油田气处理站轻烃库炼油厂化工厂收集处理用户含油污水处理站地下水处理站地面污水处理站地下水源地面水源注水站配水间注水井油气系统水系统返输干气油井间)油田气处理站轻烃库炼油厂化工厂化工厂收集处理用户注水井油气系统水系统返输干气序号检测项目注入层渗透率，m20.020.020.10.10.30.30.60.61悬浮固体含量，mgL1.03.05.05.010.02悬浮颗粒直径中值，m1.02.02.03.03.03含油量，mgL5.08.010.015.
3、020.04腐生菌（TGB），个/mLnlO2nlO2nlO3nlO3nlO45 铁细菌，个mLnlO2nlO2nlO3nlO3nlO46硫酸盐还原菌（SRB），个/mL25252525257平均腐蚀率，mm/a0.076注：表中 0n10。序号检测项目注入层渗透率，m20.10.10.30.30.60.61悬浮固体含量，mgL5.010.015.020.02悬浮颗粒直径中值，m2.03.03.05.03含油量，mgL5.010.015.020.04腐生菌（TGB），个/mLnlO2nlO2nlO3nlO45 铁细菌，个mLnlO2nlO2nlO3nlO46硫酸盐还原菌（SRB），个/mLlO
4、2lO2lO2lO27平均腐蚀率，mm/a0.0768污水含聚最低界限聚合物含量20 mgL注：表中 0n10；三元复合驱含油污水注水指标暂时执行表2所列指标。不含聚合物注入水水质控制指标不含聚合物注入水水质控制指标 含聚合物注入水水质控制指标含聚合物注入水水质控制指标大庆油田注水水指标准1、油田采出水处理站工艺技术序号采用的工艺流程数量1自然沉降混凝沉降压力过滤352自然沉降混凝沉降重力过滤13混凝沉降压力过滤24混凝沉降气浮选机压力过滤65横向流聚结除油器压力过滤66气浮选压力过滤2合 计521.1 采出水常规处理工艺流程两级沉降与压力过滤三段处理流程为主，共计35座站，占全部采出水常规处
5、理站的67.3%采出水深度处理工艺流程序号采用的工艺流程数量备 注1常规处理后来水双层滤料过滤双层滤料过滤312常规处理后来水单层石英砂单层石英砂83常规处理后来水核桃壳过滤双层滤料过滤84常规处理后来水双向过滤双向过滤35常规处理后来水压力颗粒滤料过滤改性纤维球过滤46常规处理后来水双层滤料过滤罐27常规处理后来水核桃壳滤罐核桃壳滤罐28油系统来水自然沉降混凝沉降一次压力过滤二次压力过滤13外围8座9油系统来水横向流聚结除油器一次压力过滤二次压力过滤6外围6座10油系统来水混凝沉降/曝气沉降气浮选一次压力过滤二次压力过滤2外围2座11其它7合 计861.2 采出水深度处理工艺流程目前已建的水
6、驱采出水深度处理站有两种工艺流程:两级沉降、两级过滤流程，主要用于外围油田，该流程为普通水处理和深度处理合一流程两级过滤流程，主要应用于老区油田，该流程占所有采出水深度处理站的36.0%老区两级过滤深度处理流程 高渗水处理站来水高渗水处理站来水一次过滤一次过滤二次过滤二次过滤 至注水站至注水站序号采用的工艺流程数量1自然沉降混凝沉降压力过滤232横向流聚结除油器压力过滤43一级沉降二级沉降三级沉降压力过滤1合 计28聚驱采出水处理工艺流程 随着聚合物驱油技术的大面积推广，目前全油田已建成28座聚驱采出水处理站，其中23座为二级沉降与一级压力过滤流程，占全部聚驱采出水处理站的82.1%。1.3
7、聚驱采出水处理工艺流程序号采用的工艺流程数量1曝气沉降高效油水分离双滤料过滤双滤料过滤52曝气沉降横向流聚结气浮双滤料过滤双滤料过滤13曝气沉降气浮双滤料过滤双滤料过滤14序批式沉降双滤料过滤双滤料过滤3合 计10三元复合驱采出水处理站工艺流程 目前全油田已建成10座三元复合驱采出水处理试验站。该工艺在低三元含量的情况下，处理后水质能够达标；含量高时需投加水质稳定剂或净水剂方可达标。1.4 三元复合驱采出水处理工艺流程2、目前处理工艺面临的主要问题 目前大庆油田采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂水驱采出水处理站处理液全部见聚。见聚后水质特性发生了如下变化：增加了污水粘度：0.600.65mPa.
8、s 0.8mPa.s以上 油珠颗粒细小：粒径中值35m 10m；污水Zeta电位增大：-10mv 20.0mv以上；降低了油珠浮升速度：速度变成了水驱的十分之一左右；悬浮固体粒径变细：粒径中值 14m左右 2.1 由于注聚合物采油，造成油田采出水沉降分离困难乳化严重，沉降分离困难！2.2 采出水中硫酸盐还原菌、硫化物的含量普遍增高 由于采出水中大量硫酸盐还原菌的存在，将污水中的SO42-中的S6+还原成S2-，S2-造成设备容器腐蚀，同时产生大量的硫化物。硫化物的颗粒比较细小，一般集中在110m之间00.511.522.533.540.010.1110100粒径,m分布密度,%/m造成现有沉降
9、、过滤工艺很难与之适应2.3 颗粒明显变细，相互聚并及沉降分离困难悬浮固体颗粒粒径与数量变化情况 随着油田开发的不断深入，油田采出水中悬浮固体颗粒粒径明显变细、颗粒总数增多，这种颗粒细小的悬浮固体，稳定性好，沉降特性差，在水中呈悬浮状态。同时有少量的悬浮固体随着油珠浮升，而被带到沉降罐的顶部，造成沉降罐下部的悬浮固体少于顶部的悬浮固体含量的现象年代颗粒总数个/50l2.0m的体积占总体积百分数1995年0.81.010550%60%1999年1.22.010550%62%2000年1.93.110555%89%2002年后4.5105以上60%96%3、提高主要设备效率的技术措施3.1 提高沉
10、降罐分离效率的技术措施 通过增设管式反应器、穿孔管、溶气泵，使原有沉降罐增加了气浮选功能改造后，含油去除率提高25%以上，悬浮固体去除率提高20%以上该技术是在现有沉降罐基础上进行的技术改造，结构简单、耐冲击负荷，解决了现有沉降罐处理效率低的问题3.1.1 污水沉降罐加气浮技术提高效率25%出水含油量对比加气浮不加气浮3.1.2.1 连续收油技术通过沉降罐罐群收油调节堰的控制和联动，实现了污油回收泵对沉降罐的连续收油，解决了沉降罐顶部油层厚度大、收油困难的问题，确保了沉降罐的有效沉降时间，进而提高了沉降罐分离效果3.1.2 沉降罐连续收油和排泥技术3.1.2.2 静压穿孔管排泥技术静压穿孔静压
11、穿孔管处理工管处理工艺流程示艺流程示意图意图静压穿孔管静压穿孔管 静压穿孔管排泥主要特点3.2 改善过滤效果和反冲洗质量技术措施3.2.1 微絮凝过滤技术微絮凝过滤技术是将混凝和过滤过程在滤罐内同步完成的一种新型接触式絮凝过滤工艺技术：滤前加药可以明显改善水质 在总加药量不变的情况下，滤前加药为原来混凝沉降罐加药量的1/3左右，没有增加处理成本 微絮凝法产生的絮体矾花，不堵塞滤层，不使过滤压力明显升高 3.2.2 气水反冲洗技术 进入高含水后期开发以后，随着聚合物驱、三元复合驱逐步推广，过滤器反冲洗出现再生效果差、过滤效果不好和频繁跑料等问题，为此，开发了气水反冲洗技术该技术利用原有过滤器的大
12、阻力布水系统实现了气水反冲洗的布气、布水功能3.3 提高杀菌效果技术措施 紫外线杀菌技术工艺特点 紫外线杀菌技术与化学剂杀菌相比，可以减少运行成本80以上 杀菌率高达99%以上，与化学杀菌联合使用，可保证杀菌效果持续到井口紫外线对硫酸盐还原菌的杀灭效果图紫外线对硫酸盐还原菌的杀灭效果图 应用效果 大庆油田从2002年开始通过采取以上述技术为主的措施和加强管理，使油田采出水处理设施效率显著提高，满足了油藏开发生产的需要目前90%以上2002年水质达标率60%结 语 大庆油田已建油田采出水处理站，数量众多、设施庞大，如何对已建的处理设施，通过局部技术改造，以较少的工程投资，使其处理效率发挥到最大，是当前面临的主要问题，今后将针对这个问题开展技术攻关，满足油田生产需要!
