油田脫水及采出水處理工藝技術講課人:郭發(fā)榮中國二○○九年六月采油工藝專業(yè)技術人員培訓教材目錄一、長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀二、長慶油田水處理工藝流程發(fā)展歷程三、采出水過濾設備的工作原理四、采出水工藝管理要求五、面臨的困難及存在的問題六、下一步的發(fā)展方向長慶油田經過30多年的發(fā)展，成功開發(fā)了馬嶺、安塞、靖安及西峰等油田。伴隨油田的不斷發(fā)展和配套建設，長慶油田的脫水及采出水處理工藝歷經多次變化和完善，保證了油田不同發(fā)展階段的開發(fā)需要。幾年來，通過不斷攻關、研究，形成了具有低滲油田特征的脫水及采出水處理工藝技術，確保了油田持續(xù)有效快速發(fā)展。截止2009年3月底，全油田現(xiàn)有脫水站點85座，原油脫水能力達到8.72×104t/d。長慶油田原油脫水主要采用熱化學沉降脫水工藝技術，可概括為“小站（井口）加藥、管道破乳、大罐溢流沉降脫水”工藝流程。已推廣到全油田，原油的脫水能力達到8.72×104m3/d。多年的實踐證明，這項技術適合長慶油田的原油脫水。2003年以來，為解決大罐沉降脫水存在的流程未密閉、占地面積較大、投資過高的問題，引進了油氣水三相分離技術，并成功在油田得到推廣應用。（一）大罐沉降脫水工藝技術1、工藝流程及特點工藝流程：站外加藥＋站內脫水小站（井口）加藥管道破乳大罐溢流沉降脫水站外加藥站內脫水站外加藥早期采用井口加藥

后期改到增壓點、接轉站加藥

站內脫水站外加藥特點：

能充分破乳降粘，降低管線回壓，尤其冬季效果顯著。實現(xiàn)乳化液提前破乳，縮短了沉降罐內油水分離時間。管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘減阻作用。進油口出油口出水口集水管噴油管集油槽平衡管溢流沉降罐結構示意圖脫水溫度較低（30-45℃）、流程簡單、操作方便、效果顯著。流程優(yōu)點：凈化油含水小于0.5％，污水含油小于200mg/l。近年來一個新方向：復配型的破乳劑，即利用破乳劑之間的協(xié)同效應，將兩種破乳劑進行復配以獲得既油凈水清，又脫水速度理想的結果。Bansbach認為：理想的破乳劑必須具備：較強的表面活性；良好的潤濕性能；足夠的絮凝能力；較好的聚結效果。

近年來國外文獻報道：聚酯胺破乳劑及其復配物、聚合物系列破乳劑因使用濃度?。?0—20mg/l）、凈化油含水iji較低而受到普遍的歡迎。

（2）破乳劑投加點的確定九十年代后，大部分加藥點移到接轉站內。早期采用井口加藥。投加要求：

①對于以小站加藥的區(qū)塊，要根據集輸流程的布局及含水的高低，合理確定加藥站數(shù)量，保證系統(tǒng)總的加藥量處于合適的比例范圍。接轉站加藥應從輸油泵的進口加入；聯(lián)合站應從總機關匯管中加入；嚴禁在沉降罐罐口倒加破乳劑的做法，造成局部濃度過高，形成反向乳化，反而脫不下水。含水大于50-60%的區(qū)塊可在聯(lián)合站或集中處理站加藥。（3）沉降時間根據Stokes沉降公式：

Vt=d2（ρ水—ρ油）g/18μ油式中：Vt——水滴在油中沉降速度，m/s；d——水滴直徑，m；ρ水、ρ油——水和油的密度，kg/m3；μ油——原油粘度，Pa.s；g——重力加速度，9.8m/s2；

以上公式看出，水滴的沉降速度與油水密度差成正比，與原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低，則水滴沉降速度加快，油水越容易分離。根據長慶原油的性質及脫水工藝的特點，實際沉降時間確定在12—20小時范圍內即可滿足要求。在保證脫水效果的前提下，應盡量縮短污水在沉降罐內的停留時間，既減少硫酸鹽還原菌在罐內的繁殖，又可減小沉降罐的容積。長慶油田情況：（4）合理確定脫水溫度根據Stokes沉降公式，水滴沉降速度與原油粘度成反比。因此，提高溫度可加快水滴沉降速度，提高脫水效果。但并不是溫度越高越好，且過高的溫度勢必消耗過多的燃料。以華池油田情況進行說明：華池原油粘溫曲線由圖可見，原油溫度達到25℃后，粘度急劇下降，粘溫性能變好。粘溫曲線在25-28℃附近出現(xiàn)拐點，此點所對應的溫度即為理想的脫水溫度。低于此溫度區(qū)間，粘度大幅度增加。同時該曲線在30℃后隨著溫度的增加，粘度的降低并不顯著，根據Stokes沉降公式，對原油脫水速度的影響甚微。因此，華池原油的脫水溫度應為30—35℃左右，可以認為達到低溫脫水的概念。就熱化學脫水流程而言，要根據各地原油的粘溫曲線確定脫水溫度，保證在一個經濟合理的溫度范圍之內進行原油脫水。（5）合理確定沉降罐的運行參數(shù)沉降罐的運行參數(shù)主要受油水層高度、來液量的多少等因素控制，保證油相和水相停留時間處于合理的范圍。油水界面的高低，實際是一個油相沉距和水相沉距的問題。油水界面的控制高度不同，對脫水效果有一定影響，油水層高度要根據實際脫水效果、調節(jié)水箱的高度確定。（6）沉降罐乳化層處理

沉降罐運行中，根據乳化層的厚度，定期利用抽中間層管線將含油乳化層抽取到沉降罐外專門處理，降低乳化層對脫水效果的影響。為防止污油、落地油等老化油對沉降脫水系統(tǒng)產生不利影響，對站內回收的污油不允許返回沉降罐，應單獨進行處理。其次，沉降罐要根據罐底污泥厚度，及時進行清罐，一般2-3年清罐一次，逐步推廣大罐排泥裝置排泥。清罐中要對罐內壁涂層、加熱盤管、集水槽、十字噴淋管等進行檢查維修，確保原油脫水系統(tǒng)正常運行。（7）關于“末端加藥、大罐沉降”脫水工藝技術所謂末端加藥脫水工藝就是將站外加藥移到站內加藥，管理上比較方便。建議：一是原油含水超過60%后，油水乳化液由油包水變?yōu)樗蜖顟B(tài)，此時脫水相對容易，可以通過試驗將站外加藥移到站內集中加藥。同時，要考慮沉降罐的容量、溫度能不能保證脫水效果。二是對原油含水不超過30—40%，應繼續(xù)堅持小站加藥的原則,充分利用管道破乳，提高沉降罐的脫水效果。1、油氣水三相分離結構及工作原理

工作原理：油氣水三相分離器是通過將旋流分離、水洗破乳、填料聚集脫水、熱化學沉降脫水多種方式，在不同的階段采用合理的結構進行綜合高效脫水的一種設備。主要優(yōu)點脫水效率高，沉降時間短。處理氣量5000-20000m3/d結構示意圖（1）采用來液旋流預分離技術，實現(xiàn)對油、氣初步分離，增加設備內流場的液體有效處理容積，提高了設備處理效率。（2）采用靜態(tài)攪拌器活性水水洗破乳技術，強化了藥液混合和乳狀液破乳，改善分離的水力條件，加快油水分離速度，提高了設備的分離質量。

水洗破乳的機理：預脫氣后的油水混合液通過導液管導入設備水相中，經過液體流型調整裝置調整后上浮，在含有破乳劑的水相中翻滾、攪拌、摩擦、上升，使乳狀液滴的界面膜強度降低，產生油水分離且使油滴迅速進入油水界面層中，達到油水分離的目的。2、設備特點（3）采用強化聚結材料，增加油、水兩相液滴碰撞聚結機率，可穩(wěn)定流動狀態(tài)，提高分離效率。（4）采用污水抑制裝置，即將分離后的含油污水進行二次處理、聚結，提高了分離后的污水質量。（5）采用變油水界面控制為油、水液面控制技術，實現(xiàn)了油水界面的平衡控制。（6）采用迷宮式捕霧裝置，有效地控制了氣中帶液率。3、主要技術指標與運行參數(shù)工作溫度：依據處理介質特性確定，一般30-60℃；工作壓力：根據現(xiàn)場運行工藝定，一般0.18-0.3MPa；出口原油含水率：＜0.5%（平均值）；出口原油含氣率：＜0.005g/m3；出口污水含油率：＜500mg/l。電動調節(jié)閥導波雷達液位計（2）遠程顯示和自動控制：采用電動調節(jié)閥、導波雷達液位計、導波雷達油水界面儀等，以及輔助顯示和控制設備，實現(xiàn)自動控制和遠程人工控制。4、日常操作說明

三相分離器的正常運行必須控制好以下生產參數(shù)：壓力、油水室液位、進液溫度、油水界面、破乳劑加入濃度、進液量。三相分離器壓力操作范圍：0.18-0.3MPa，壓力由來液中溶解氣的多少和氣系統(tǒng)壓力決定，壓力大小通過出氣自力式壓力調節(jié)閥和補氣自力式壓力調節(jié)閥控制。氣壓過高易導致油水中溶解氣增多，或超過容器的設計壓力。氣壓過低易導致油水不能壓到沉降罐和污水緩沖罐中，很容易使油進入氣線。如果氣系統(tǒng)壓力超過0.3MPa可以通過火炬放空。如果氣系統(tǒng)壓力低于0.18MPa，可通過調節(jié)上游的用氣量和供氣量，提高氣系統(tǒng)壓力。同時也可提高三相分離器進液溫度，提高容器內壓力。（1）三相分離器壓力油水室液位：采用導波雷達：0.7m-1.7m；采用磁翻柱液位計：0.2m-0.7m。油水室液位有兩套控制方法，一種是機械式浮子液位調節(jié)閥控制，液位由浮子式液位計顯示；另一種是由導波雷達液位計控制電動調節(jié)閥的開度來控制。正常運行時由導波雷達液位計控制電動調節(jié)閥的開度來控制油水室液位，電動控制系統(tǒng)維修期間，可采用機械式浮子液位調節(jié)閥控制。由于機械式浮子液位調節(jié)閥存在下死點容易卡死的現(xiàn)象，因此調節(jié)時盡量在下死點留有一定的間隙。冬季運行還需要注意液位計中的液體凝固現(xiàn)象，出現(xiàn)假液位的情況，需要經常從液位計的底部排放一定的液體。從以上兩種控制方式的分析，建議使用電動控制裝置。（2）油水室液位的控制三相分離器進液溫度：45℃-60℃。根據室內脫水實驗結果，原油的脫水溫度應控制在45℃-60℃以內。在進液量穩(wěn)定的情況下，通過調節(jié)脫水換熱器熱媒的流量控制進液溫度。（3）進液溫度三相分離器導水管的固定高度為2.42米，可調節(jié)高度為0.28米。在三相分離器投運過程中已經將界面調節(jié)好，如果進液的含水不發(fā)生大的變化，一般不用調節(jié)。（4）三相分離器油水界面的控制破乳劑加藥濃度：100-150mg/l。根據實驗結果，加藥濃度先控制在100mg/l，待運行一段時間后，再根據現(xiàn)場情況，調整加藥量。如果上游來液穩(wěn)定可以采用管道加藥，提高破乳效果。（5）破乳劑濃度

三相分離器的進液量應控制在一定的范圍內，進液量的變化不宜過大，否則會導致油水界面紊亂，易造成水室進油。同時量的變化會使加藥濃度和進液溫度不穩(wěn)定，影響脫水效果。因此應盡量使上游來液量穩(wěn)定，平穩(wěn)進液，平穩(wěn)脫水和出液。（6）三相分離器進液量

5、特殊情況的處理

水室進油有兩種可能：一是沉降室油水混層，二是油水界面調節(jié)不合理。出現(xiàn)這種情況可關閉水室出口閥門，根據進液量和含水，計算關閉時間（目前大概需要8小時），檢查加藥量、脫水溫度、進液量是否在正常范圍，并適度調整油水界面高度。油水界面的調整是一個緩慢的過程，需要慢慢的調。（1）水室進油主要是破乳效果不好造成，一般由加藥量、脫水溫度、進液量不在正常范圍內造成，只要恢復正常參數(shù)，油水混層現(xiàn)象可以解決。另外注意破乳劑濃度及質量的變化情況。油中含水和水中含油超標后，在保證破乳劑濃度、脫水溫度、進液量在正常范圍后，如果油中含水超標，可適當降低油水界面高度。水中含油超標，可適當提高油水界面高度。（2）油水混層3、存在問題：

1、個別區(qū)塊的原油脫水劑選型單一。長慶原油特點：原油整體物性相似，但部分區(qū)塊存在一定差異。主要是部分區(qū)塊的地面原油密度、原油粘度、瀝青質含量均相對偏高，脫水相對困難。

代表區(qū)塊：主要表現(xiàn)在近年開發(fā)的三疊系油藏，如白于山、杏河等。

問題：原油破乳劑選型單一，加上部分區(qū)塊原油物性的特殊，造成這類區(qū)塊原油脫水較為困難。2、部分站點脫水溫度的確定不合理。少數(shù)站大罐沉降脫水溫度高達50℃以上，基本接近原油的初溜點，造成沉降罐內油氣損耗較高。個別站脫水溫度又過低，達不到脫水的基本條件。3、部分站破乳劑的投加濃度過高，甚至高達300mg/l以上，藥劑成本過高。

原因：①受破乳劑的質量影響；②少數(shù)操作工存在認識誤區(qū)，誤認為加藥量越多越有利于脫水。

造成問題：溢流沉降罐原油出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，油水分離效果變差，。

4、破乳劑的投加地點選擇不當。部分站點既在站外加藥又在站內二次加藥，脫水效果不好時在大罐上再次投加藥劑，存在著多次重復加藥的情況。現(xiàn)有的破乳劑投加點的布局有待于進一步的優(yōu)化。5、部分站點的溢流沉降罐來液不穩(wěn)定。

有些區(qū)塊因輸油條件所限，進站液量不能平穩(wěn)，溢流沉降罐來液不穩(wěn)定，對沉降罐內處于相對靜止狀態(tài)的凈化油層產生破壞作用。而部分站來液量較多，沉降罐體積較小，沉降時間縮短，致使油水分離效果變差。6、溢流沉降罐的油水層界面高度控制不合理。正常情況下，應將油水層界面控制在4.5m左右，很多站沒有控制到這個范圍，少數(shù)站甚至達到了6.0m以上，污水罐內停留時間過長。7、部分作業(yè)方式影響原油脫水效果。近年新投產的區(qū)塊拉油卸油較多，倒罐泵的大排量輸油、站內污油回收的落地油直接返回溢流沉降罐等做法，對溢流沉降罐內處于相對穩(wěn)定的油水層產生破壞，一定程度影響沉降脫水效果。

1、做好破乳劑的選型工作。要定期開展破乳劑使用效果評價，根據效果進一步優(yōu)選藥劑類型，優(yōu)化加藥方案。2、做好破乳劑的投加地點及方式的選擇。破乳劑的投加點應首選接轉站，對于原油含水大于50-60%的區(qū)塊可選擇在聯(lián)合站或集中處理站加藥。嚴禁在沉降罐罐口倒加破乳劑的做法，防止出現(xiàn)原油與藥劑產生乳化，不利于原油的破乳脫水；其次是加藥過程應與輸油同步進行，不得中斷也不得過量加入；對于投加濃度超過200ppm的藥劑應淘汰更換。4、下步安排：加強原油脫水系統(tǒng)的運行管理。3、做好沉降罐或三相分離器的運行管理。要根據各區(qū)塊原油性質，制定沉降罐的運行參數(shù)，如脫水溫度、沉降時間、乳化層厚度，確保沉降罐運行正常，油水指標達標。目前推廣的三相分離器脫水正常的關鍵是上游來液量的平穩(wěn)運行，要盡量采用低排量連續(xù)輸油方式，切忌時斷時續(xù)輸油，要采用緩沖罐帶變頻的輸油方式。目前推廣的三相分離器脫水正常的關鍵是上游來液量的平穩(wěn)運行，要盡量采用低排量連續(xù)輸油方式，切忌時斷時續(xù)輸油，要采用緩沖罐帶變頻的輸油方式。1、產水情況截止2009年3月底，全油田日產液8.72×104m3，日產水4.66×104m3，綜合含水51.3%。其中日產采出水4.3×104m3，工業(yè)及生活污水0.36×104m3。其中有效回注量2.73×104m3/d，回注量1.85×104m3/d，其它0.08×104m3/d。有效回注率61.9%。采出水回注井1119口，其中有效回注井1021口，無效回注井98口。一、基本情況油田單位日產液（m3/d）油田采出水（m3/d）工藝及生活污水（m3/d）污水總量（m3/d）有效回注無效回注備注回注井（口）回注量（m3/d）回注率（％）回注井（口）回注量（m3/d）采油一廠17036769095086303538630100

采油二廠222001322533913564157512039.4407980

采油三廠188529916135711273186575851.1285515

采油四廠1086357117306441196428375.0102158

采油五廠59491709

170942120670.62503

采油六廠4570205717022271541019.9121647

采油七廠31791300201320461250100

采油八廠320011002011202253047.33590

采油一處295

歸二廠采油二處667217822513515.63190

采油三處4049551003100100.0

合計872154302035994660910212732261.99818583

一、基本情況2、場站情況全油田建有采出水處理站點123座，其中配套正規(guī)采出水流程有42座，小區(qū)塊簡易處理站點81座。

正規(guī)流程：設計處理能力4.35×104m3/d，實際處理量3.08×104m3/d；

簡易流程：實際處理1.3×104m3/d規(guī)模（m3/d）1000以上1000-500500-200200以下合計正規(guī)站（座）19129242簡易站（座）295281合計19123854123采出水處理站場數(shù)量統(tǒng)計表一、基本情況

3、采出水回注推薦指標注入層平均空氣滲透率×10-3μm2<1.01.0~10.010.0~100.0>100.0控制指標配伍性，mg/l100100100100懸浮物濃度,mg/L<5<10<10<15懸浮物粒徑,μm<3<3<3<5含油量,mg/L<10<15<20<30平均腐蝕率,mm/a<0.076SRB菌,個/ml<10TGB菌,個/ml<100輔助指標總鐵量,mg/L<0.5PH6~9溶解氧,mg/L<0.05硫化物,mg/L<2.0二氧化碳,mg/L-1.0~1.0(2008年暫行版)一、基本情況4、油田采出水實際指標

長慶油田清水注水水質較好，站點達標率為85.5%，注水井口82.5%。采出水注水站點主要指標達標率42.1%，注水井井口達標率僅為39.7%。年度清水系統(tǒng)采出水系統(tǒng)站出口注水井口站出口注水井口懸浮物含量(mg/L)達標率（%）懸浮物含量(mg/L)達標率（%）懸浮物含量(mg/L)含油(mg/L)SRB（個/ml）達標率（%）懸浮物含量(mg/L)含油(mg/L)SRB（個/ml）達標率（%）20051.572.110.8583.570.833.9103-10434.376.630.4102-10331.420061.284.312.8582.369.954.7103-10436.4105.449.0102-10336.320071.487.811.4981.653.859.6103-10440.1100.148.9102-10340.520080.985.511.9484.047.248.2103-10457.689.050.2102-10350.7合計/平均1.285.511.882.560.449.1103-10442.190.044.6102-10339.7清水與采出水實際指標情況一、基本情況年度注水泵出口平均壓力（MPa）清水注水井口壓力（MPa）采出水注水井口壓力（MPa）長2長3長4+5長6長8延安組長2長3長4+5長6長8延安組200512.69.315.98.08.515.26.79.214.94.36.015.76.6200612.69.416.28.18.415.76.610.215.44.56.415.36.9200713.610.217.19.49.514.47.610.115.89.89.516.55.1200814.210.817.89.48.214.17.19.216.610.810.716.35.8平均13.29.916.78.78.614.97.09.715.77.38.116.06.15、采出水回注壓力總體上三疊系油藏中清水系統(tǒng)壓力高于采出水系統(tǒng)0.2～1.0MPa；侏羅系油藏采出水系統(tǒng)略高于清水系統(tǒng)0.9MPa。主要是采出水回注配伍性良好，與儲層敏感性適宜。清水與采出水井井口壓力對比表一、基本情況年度平均泵壓（MPa）清水注水井口壓力（MPa）采出水注水井口壓力（MPa）長2長3長4+5長6長8長9長10延安組長2長3長4+5長6長8長10延安組200512.69.315.98.08.115.2

6.79.214.94.36.015.7

6.6200612.69.416.28.17.915.7

6.710.215.44.56.415.3

6.9200713.610.217.19.48.614.47.0

7.010.115.89.89.516.5

7.0200814.210.817.89.47.513.47.59.36.99.216.610.810.716.39.57.1平均13.29.916.78.78.014.77.39.37.09.715.77.38.116.09.56.1油田各層系歷年注水壓力變化統(tǒng)計表一、基本情況站點采出水回注歷年壓力（MPa）備注2005年2006年2007年2008年賀一轉12.215.718.019.6長2鐵一聯(lián)8.38.511.412.1長4+5柳三轉9.29.39.611.1長6化一注3.66.310.010.0降壓增注措施化一轉6.810.212.512.8清污混注區(qū)姬一聯(lián)15.016.016.516.5平均9.2311.013.013.7典型站點區(qū)塊采出水回注壓力變化統(tǒng)計表例如：部分區(qū)塊受儲層敏感性和回注水質較差影響,回注壓力有上升趨勢，因此采出水需處理達標回注。一、基本情況6、采出水回注率逐年提高全油田采出水有效回注率由2005年50.6%上升到2008年60%，安塞有效回注率達到100%，隴東、吳起等老油田因局部含水高，產水量遠大于注水量，采出水回注水平較低。油田年份（年）年注水量（m3）年采出水量

（m3）回注總量回灌總量有效回注率（％）回注井（口）回注量（m3/年）回灌井（口）回灌量（m3/年）長慶油田2001141259074097099179122717339286992630.02002173662705608659227183832943377033032.82003213639736892717306295782349393489442.92004261745838641588476448776256415382651.92005315575929909026557501611674489291050.620063787440211200981675587776281529099952.520074002579012537383768695095488558682955.420084712246014821105838885324397595786260.0近四年油田采出水產出與回注情況圖一、基本情況

近年來，采出水處理率達到100%，采出水有效回注率逐步由2005年50.6％上升到2008年的60％，主要開展了以下幾方面工作：

——修訂了《油田采出水回注技術指標》標準。

——組織開展采出水新技術新工藝試驗，并取得階段性成果，為采出水處理新流程的確定提供依據。

——加大采出水系統(tǒng)投入，完成了安塞、隴東油田等23座站的調整改造和隱患治理項目，新增有效回注量5230m3/d，年節(jié)約費用850萬元，實現(xiàn)了采出水資源充分利用，同時改善了回注水質，降低了安全環(huán)保隱患。一、基本情況長慶油田屬典型的低滲透油藏，儲層的孔喉半徑較?。ㄆ骄淼腊霃?.2-0.5um）,地層水礦化度較高，水體腐蝕性較強，對注水水質有較高要求。特別是采出水系統(tǒng)分散且規(guī)模較小，對工藝的選擇及流程布局帶來了一定難度。三十多年來，油田水處理工藝歷經多次變化和發(fā)展，推廣和應用多項處理工藝。針對油田采出水的最終出路不同，處理工藝具有明顯的時代特點，按年代分為三個階段。二、采出水處理工藝現(xiàn)狀1、沉降除油+石英砂過濾油田開發(fā)初期(1978－1985年),原油脫水采用兩段電化學處理流程；污水處理工藝采用自然浮升、混凝沉降、壓力過濾等流程，采出水主要以排放為主。先后建成馬嶺北區(qū)、中區(qū)、紅井子三個采出水處理站。污水回收池沉降罐除油混凝沉降罐壓力過濾罐采出水加混凝劑排放采出水處理工藝流程示意圖二、采出水處理工藝現(xiàn)狀2、斜板除油+核桃殼過濾二十世紀八十年代，以實現(xiàn)油田采出水回注為目標，原油脫水工藝采用井口加藥、管道破乳、大罐溢流沉降脫水；采出水處理采用絮凝沉降、粗?；?、石英砂過濾等水處理技術，采出水經處理合格后進行回注(后改為回灌)?；刈⒊两倒迊硭{節(jié)水罐除油罐凈化水罐核桃殼過濾器回灌殺菌劑緩蝕劑

先后在馬嶺中區(qū)、紅井子、油房莊、馬坊及悅聯(lián)建成投產并推廣。絮凝劑助凝劑二、采出水處理工藝現(xiàn)狀

3、斜板除油+核桃殼、改性纖維球過濾上世紀九十年代后期，針對新區(qū)水源緊缺，老區(qū)采出水產量逐年增加的狀況，重新確定了以油田采出水回注為主，杜絕采出水外排的目標。結合采出水工藝現(xiàn)狀，逐步配套和完善了兩種工藝。

⑴主體流程：采用斜板除油、兩級核桃殼+兩級改性纖維球過濾為主的處理技術，先后在王窯、靖一聯(lián)新建或改造32座站?；刈⒊两倒迊硭{節(jié)水罐除油罐凈化水罐核桃殼過濾器回灌殺菌劑緩蝕劑絮凝劑助凝劑纖維球過濾器⑵運行效果：運行初期，采出水中懸浮物和含油兩項主要指標均能達到10mg/l以下。隨著時間的延長，因前段除油效果較差,主要過濾設備抗污染能力下降，過濾效果變差，站點的水質超標。站點初期處理水質指標（mg/l）目前采出水質（mg/l）備注投運時間含油懸浮物含油懸浮物王窯站2005年5.22.748.039.2坪橋站2006年3.42.534.442.1西一聯(lián)2004年9.67.855.330.1雙流程處理靖一聯(lián)2005年3.42.333.525.5平均5.43.842.834.2典型站場水質監(jiān)測指標：4、簡易除油工藝針對邊遠小區(qū)塊以及部分區(qū)塊前期開發(fā)規(guī)模較小，初期產水量較少的狀況（日產水在200m3以下）。采出水處理工藝初期采用簡易工藝，待水量達到一定規(guī)模后再配套正規(guī)處理工藝。

簡易處理流程：含水原油經沉降罐脫水后，采出水通過除油罐簡易除油后就地回注。處理規(guī)模一般在100～300m3/d之間。截止目前，油田有81個區(qū)塊建設了簡易的采出水處理設施，其中處理量在200–500m3/d有29座，200m3/d以下52座。二、采出水處理工藝現(xiàn)狀3、簡易流程：簡易除油就地回注工藝流程：含水原油進站后經溢流沉降罐脫水，采出水處理僅設除油罐簡易除油后就地回注。采出水由小站直接配注，處理規(guī)模在100－300m3/d之間。除油罐儲水罐去回注井回注泵脫出水殺菌劑小區(qū)塊簡易采出水處理流程示意圖

運行結果：簡易處理工藝因采出水含油、懸浮物超標，回注水質普遍較差?；刈⑺|中含油和懸浮物指標分別為20–100mg/l、10–150mg/l，部分回注區(qū)塊注水壓力上升,需不定期進行措施增注。典型站點：鐵一聯(lián)采出水350m3/d，僅簡單處理后回注，回注水質中含油35mg/l,懸浮物25mg/l,注水壓力在1年內上升0.8MPa。

與該區(qū)同期注清水井相比，兩年內注污水井油壓上升2.25MPa；而注清水井油壓上升僅為0.95MPa。三、主要過濾設備的工作原理（一）除油罐除油技術除油罐是20世紀60年代以來油田采出水處理中應用最廣、數(shù)量最多的除油設備。該設備依據油水比重差進行自然沉降分離或混凝沉降分離，能除去水中顆粒較大的分散油粒和懸浮固體顆粒；投加混凝劑后可將水中的乳化油或膠體物質絮凝成較大的絮凝體上浮或下沉。其缺點是處理水停留時間長、容積大、耗費鋼材較多。長慶油田先后使用過多種除油裝置，目前主要使用斜管除油罐，其特點是在內部增加了粗?；b置—聚丙烯填料，有利于微小油滴的聚集，提高了除油效率。此外，還采用過壓力除油罐技術，主要通過斜管（板）分離技術、聚結技術及化學混凝除油技術，提高了除油效率，總停留時間由重力流程的6h減少到1.5h，但容器壁厚較大，而且對藥劑、來液溫度都有較高的要求，使用條件較苛刻。沉降罐外觀圖（二）含油污水核桃殼過濾技術核桃殼過濾技術是20世紀80年代中后期在國內發(fā)展起來，濾料采用野生山核桃殼經脫脂、研磨等工藝處理后，具有較強的機械強度及吸附能力，與石英砂過濾器相比，具有濾速高、截污能力強、反洗輔助以機械動力（如機械攪拌、體外搓洗）易于反洗，不用氣體參與反洗，減輕了腐蝕。

工作原理：來水經過加壓泵后通過特殊的布水篩管布水，水經過深層過濾后，由集水篩管集水排出過濾器外，油上浮經污油管外排；反沖洗時流程與工作處理流程相反，濾料由于反向布水，濾層膨脹，濾料經濾料攪拌設施攪拌后，反洗污水外排。濾料再生方式有兩種，即體內自然膨脹和體外循環(huán)。優(yōu)點：過水斷面穩(wěn)定，水在濾層中路徑單一，流速平穩(wěn)，進出水壓差?。?.1Mp）；缺點：如反洗不及時，濾料易出現(xiàn)板結，攪拌機攪拌運行困難；且過濾精度相對不高，對懸浮固體的去除率有限，不能作為低滲透地層精濾設備。核桃殼過濾器原理圖（三）改性纖維球(束)精細過濾技術改性纖維球所用的材料為聚酯纖維、聚丙烯等材料，它通過特殊的化學處理將其表面改性成為親水疏油性能。制造方法采用人工結扎、機械焊接制造等技術。改性纖維球性能指標纖維球過濾器的技術性能表主要工藝特點1、深層過濾：水頭損失小、孔隙率高。2、對來水適應范圍更廣，除油、除懸浮物效果最優(yōu)。3、對于纖維球高效過濾器出水顆粒粒徑中值≤2～4μm，過濾精度達到微濾膜水平。4、濾速高、截污量大5、濾料不會漏失，濾層不會板結。三種過濾器指標對比表

1、采出水腐蝕較為嚴重，成為困擾系統(tǒng)運行的最大障礙。長慶油田采出水中礦化度普遍較高，礦化度在10.2－120g/l；SRB含量在102～105個/ml，H2S含量10～1000mg/l，并含較高的Ca、Ba等成垢離子，地層水水型復雜，具有典型的腐蝕、結垢特征。個別站運行2-3年后就因腐蝕出現(xiàn)設備運行不正常的狀況，甚至導致系統(tǒng)停運。三、面臨的困難三、面臨的困難

2、部分站點采用簡易流程，處理水質較差。目前有81個站點采用簡易除油流程（其中處理量在200m3/d以上有29座），采出水經簡易除油后直接回注，回注水質較差，部分敏感性區(qū)塊回注井壓力上升較快。如元48區(qū)塊

3、采出水原回注工藝流程亟待完善與改進。主要是老流程中除油罐除油效率低；采出水系統(tǒng)中污泥不能及時有效排除，并在系統(tǒng)中反復循環(huán)，影響脫水和采出水處理系統(tǒng)正常運行；原過濾設備易受到高含油污水污染，影響過濾器處理效果。

4、采出水系統(tǒng)的儲罐、機泵、管網的防腐措施不到位，管網選材不當，導致系統(tǒng)儲罐、機泵等設施經常腐蝕穿孔或失效。5、采出水系統(tǒng)運行保障和維護措施不及時，導致部分站點運行率較低，個別場站一旦設備出現(xiàn)故障，一停多達數(shù)月，考核獎懲機制有待完善。6、采出水系統(tǒng)的運行管理亟待加強。水處理加藥費用投入不足，加藥費用得不到保證；部分站點沒有配置水質檢測儀器。為徹底解決油田采出水處理工藝及流程方面存在的問題。2007年以來，油田公司專門召開了油田采出水處理工藝技術研討會，組織專人前往兄弟油田調研學習，在研究長慶油田采出水特點基礎上，結合油田現(xiàn)狀，現(xiàn)場試驗和應用了3種采出水處理工藝，取得階段性成果。四、采出水處理新工藝試驗進展㈠氣浮除油+常規(guī)過濾工藝

1、工作原理：利用高壓溶氣系統(tǒng)將溶氣水和進水在進水口混合，在浮選劑的作用下，通過溶氣釋放，將氮氣與水中含油、懸浮物結合，并快速上升浮至水面，由刮渣機刮出氣浮機，并具有特殊的排泥功能。

特點：采用高效的管式加藥反應器和溶氣釋放系統(tǒng)，藥劑溶解性能好。長慶采出水因較高的礦化度采用氮氣作為氣浮氣源。主要應用站點：油一轉、白二聯(lián)溶氣氣浮原理圖

2、工藝流程：油一轉氣浮處理裝置核桃殼過濾器纖維球過濾器凈化水罐調節(jié)水罐污水沉降罐來水污泥池回注板框式壓濾機200m3200m320m3200m3油一轉日產液800m3，日產水600m3。所轄區(qū)塊開采層位侏羅系Y9、Y10。處理工藝:800m3/d氣浮除油+精細過濾四、采出水處理新工藝試驗進展3、應用效果四、采出水處理新工藝試驗進展典型站場（2）：白二聯(lián)處理流程：氣浮處理裝置金屬過濾器凈化水罐調節(jié)水罐污水沉降罐來水污泥池回注板框式壓濾機300m3300m3200m3

白二聯(lián)日產液1200m3，日產水600m3。主要區(qū)塊為白155、白157的長4+5、長6。設計工藝:800m3/d氣浮除油+精細過濾。金屬過濾器提升泵反應罐2m3反應池金屬過濾器四、采出水處理新工藝試驗進展應用效果四、采出水處理新工藝試驗進展4、運行情況

污泥處理：

油一轉：采用壓濾機處理，每6天壓濾1次，平均每天出含油污泥量250公斤左右，目前采用填埋的方式。

白二聯(lián)：采用螺旋沉降離心處理，每3天處理1次，平均每天出含油污泥100公斤，目前采用填埋的方式。特點：根據進水水質變化，及時調節(jié)加藥濃度；其次產生的污泥量較多，處理中有一定暴氧。管理方式：油一轉采用外包管理；白二聯(lián)采用自行管理四、采出水處理新工藝試驗進展5、運行分析---油一轉：

⑴氣浮除油及懸浮物效果較好，處理后含油小于10mg/l，懸浮物小于15mg/；再經一級過濾后含油和懸浮物均小于5mg/l。

⑵采出水中富含二價硫，盡管投加除硫劑及密閉等措施，但處理后的水中含硫高達32.3mg/l，氣浮間達到2mg/l。

⑶該站投加的除硫劑、絮凝劑及助凝劑投加濃度過高，其中絮凝劑和助凝劑濃度達180mg/l，致使污泥產量較多，應進一步優(yōu)化降低投加藥量。

⑷經對沿程水質檢測，注水井口含油、懸浮物指標略有上升（8.2-11.4mg/l、8.0-12.4mg/l)，但水中硫化氫含量較高，達到23-58.8mg/l。四、采出水處理新工藝試驗進展5、運行分析---白二聯(lián)

⑴氣浮處理效果較好，處理后平均含油5.5mg/l，平均懸浮物7.6mg/。

⑵經對沿程水質檢測，處理合格的水到注水井口平均含油8.8mg/l，平均懸浮物16.6mg/，總鐵40mg/l。

主要原因：該區(qū)塊地層水礦化度較高，達96g/l，采出水腐蝕性較為嚴重，經微量爆氧后，水體腐蝕性加劇，致使懸浮物等主要指標上升。四、采出水處理新工藝試驗進展㈡生化處理工藝1、工作原理：采用高效的好氧微生物菌種，對采出水中的油及有機物通過生物降解，生成水和二氧化碳等無機物。主要流程：含油污水在微生物反應池中經過一定的水力停留時間后，對水中原油通過微生物的分解，再通過沉淀池進行固液分離。反應池上部清液溢流進入沉淀池，底部少量污泥定期排放。有機物（石油類）＋O2―→微生物―→CO2＋H2O主要應用站點：油一聯(lián)四、采出水處理新工藝試驗進展2、工藝流程：油一聯(lián)設計規(guī)模:2000m3/d微生物除油+過濾去注水系統(tǒng)調節(jié)水罐核桃殼過濾器纖維球過濾器凈化水罐微生物反應池調節(jié)水罐污水沉降罐冷卻塔來水300m3200m3200m3200m3250m3×3級

油一聯(lián)日產液2500m3，日產水1500m3。主要開采層位是三迭系長1（礦化度16g/l，來水溫度35-40℃）。四、采出水處理新工藝試驗進展3、應用效果處理后水質：含油≤2mg/L,機雜≤5mg/L，達到油田采出水回注水質標準，實現(xiàn)油一聯(lián)1500m3/d采出水有效回注。四、采出水處理新工藝試驗進展3、應用效果—處理效果

特點：對污水中H2S有明顯去除效果，處理后采出水腐蝕率0.0178mm/a，小于行業(yè)標準腐蝕率為0.076mm/a。四、采出水處理新工藝試驗進展

4、運行分析----油一聯(lián)：

⑴生化處理工藝運行管理較為簡便，只需要定期投加微量的生物營養(yǎng)劑（日常須保持一定的來水溫度及含油量）。

⑵處理過程中產生污泥量小且不含油，后續(xù)處理簡單。

⑶微生物活躍最佳溫度為25-35℃，溫度過高或過低且長時間運行，或對于異常情況（含油≥500-1000mg/L且持續(xù)時間長≥3天），且容易造成微生物菌種失去活性。

⑷一旦微生物生存環(huán)境破壞后，微生物恢復周期較長（15-30天），油一聯(lián)曾因清罐造成高含油污水的侵入而一度停運。四、采出水處理新工藝試驗進展㈢重力沉降+過濾1、工藝原理：采用重力和混凝沉降的原理，并配套離子調整法適度調整采出水的PH值，在加速含油、懸浮物分離的過程中，同時除去或降低水體的結垢和腐蝕性成分。而不是象通常做法加入緩蝕劑和阻垢劑來控制采出水的腐蝕和結垢。四、采出水處理新工藝試驗進展采出水自然除油罐殺菌劑水質調節(jié)劑助凝劑調節(jié)水罐加壓泵反應罐混凝除油罐調節(jié)水罐提升泵核桃球過濾器改性纖維球過濾器凈化水罐去注水單元緩蝕組垢劑混凝劑2、工藝流程：采用改進的重力沉降加成熟的過濾的方式。即自然沉降除油、混凝沉降除懸浮物、一級核桃殼、纖維球過濾工藝。四、采出水處理新工藝試驗進展

優(yōu)化流程：優(yōu)化兩級沉降+過濾沉降調儲罐來水斜管沉降罐凈化水罐過濾器回注水質調節(jié)劑殺菌劑緩蝕阻垢劑混凝劑反應器助凝劑殺菌劑

與優(yōu)化前的流程相比：簡化了兩級調節(jié)罐及二級提升；優(yōu)化了沉降調儲罐、斜管沉降罐、過濾器；流程一級提升后重力流運行。四、采出水處理新工藝試驗進展工藝特點：工藝流程中對前段除油罐適度放大，對500m3/d以上按總處理規(guī)模1：1的體積配套2具除油罐（考慮特殊工況下的事故流程）；對500m3/d以下按單罐配套。對主要設備自然除油罐、混凝沉降罐在結構上改進，并配備自動排泥裝置，實現(xiàn)定期排泥。完善污泥處理裝置，實現(xiàn)含油污泥的減量化處理；配套水處理系統(tǒng)自控儀表，實現(xiàn)部分數(shù)據上傳。四、采出水處理新工藝試驗進展㈠工作目標1、采出水處理率保持100%。2、到2012年有效回注率達到90%以上。3、建立適合長慶油田特點的采出水處理工藝及配套技術。五、下步工作安排㈡工藝配置原則

——采出水處理系統(tǒng)布局按照開發(fā)規(guī)模，采取集中與分散相結合，采出水就地回注的思路。流程配套按照大站完整、小站簡易的原則實施。

——強化前段除油，簡化后段過濾；工藝流程不宜過長，減少因暴氧而產生的腐蝕；

——適度配備自控儀表，實現(xiàn)運行數(shù)據上傳及部分部分流程的自動化操作，簡化運行操作。

——大站配套完善的污泥處理裝置，小站采用移動式的污泥處理裝置，污泥處理以離心法處理為主。五、下步工作安排（一）加大采出水系統(tǒng)防腐材料配套和應用

⑴新建聯(lián)合站附近或綜合含水較高的中心站場周圍的注水系統(tǒng)管網，考慮到1-2年后的采出水回注，注水地面管網應直接采用非金屬管材，徹底解決回注采出水帶來的腐蝕問題。

⑵污水系統(tǒng)站內及站外跨越及敏感區(qū)選用非金屬管材（復合金屬管或鋼骨架復合管）；站外注水干線及單井回注管線選用高壓玻璃鋼管和柔性復合管等產品。

⑶加強采出水系統(tǒng)儲罐及機泵設施的防腐新材料的應用力度。緩解因腐蝕對系統(tǒng)整體壽命的影響。六、工作建議及要求

（二）加強現(xiàn)場管理強化現(xiàn)場管理，完善考核機制，確保系統(tǒng)的正常運行，確保水質達標回注。

一是加強原油脫水的運行管理。重點做好脫水系統(tǒng)的破乳劑選型、加藥地點優(yōu)化、溫度及沉降罐參數(shù)（三相分離器）的正常運行，以及站外來液的平穩(wěn)運行。

二是切實落實除油罐定期排污、過濾器定期維護和反沖洗制度的落實，殺菌劑的定期輪換，確保沿程水質不致惡化。

三是完善采出水處理系統(tǒng)管理考核。2009年開始，已建立采出水系統(tǒng)運行及水質檢測報表上報制度，并定期通報，加強運行考核監(jiān)管。六、工作建議及要求（三）繼續(xù)做好采出水處理工藝完善及配套1、加強新區(qū)采出水前期研究及工藝選擇?？紤]長慶油田地層水礦化度較高，加強采出水系統(tǒng)防腐措施，減緩腐蝕和結垢的發(fā)生。2、綜合評價采出水工藝流程。

一是流程選擇?？紤]到采出水系統(tǒng)運行中工況的不穩(wěn)定性，處理量的增長，要從技術穩(wěn)定性、運行費用等方面全面評價，評價周期較長（1-1.5年）。二是評價指標。除了監(jiān)測采出水中含油、懸浮物兩項主要指標外，還要考察細菌、腐蝕、結垢等指標。六、工作建議及要求

3、采出水系統(tǒng)配套保障有待完善。

一是個別站新區(qū)系統(tǒng)配套有待明確。目前個別站因初期水量較小，采出水處理系統(tǒng)采用簡易裝置，過濾部分位置預留，但預留部分后期缺乏有效保障。二是老區(qū)采出水系統(tǒng)改造費用有待理順。近年來，個別站采出水處理系統(tǒng)改造通過安全隱患項目、節(jié)能改造項目等渠道籌措解決，建議應進一步明確費用來源。4、完善采出水處理系統(tǒng)立項、施工、驗收等環(huán)節(jié)工作機制。鑒于采出水處理系統(tǒng)的施工建設專業(yè)性較強，逐步引入專業(yè)化施工隊伍。特別是除油罐（混凝罐）的制作及防腐施工。嚴格投產前的驗收程序，建議公司相關處室、設計等部門參與，把好工程質量。六、工作建議及要求5、完善采出水系統(tǒng)運行保障與配套措施。

目前部分采油廠的回注系統(tǒng)的