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大港南部油田回注水质治理适应性分析

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  

大港南部油田回注水质治理适应性分析

摘 要  介绍了大港南部油田回注水治理的现状和存在问题,以及工作中将面临的挑战,并在分析总结的基础上提出了南部油田水质治理工作的重点及发展方向。

关键词  大港南部油田 水质治理 二次污染 腐蚀监测 

大港南部油田目前已经进入开发开采的中后期,注水驱油开采是提高油藏采收率的重要手段,而注入水质的好坏直接影响水驱效果、原油产量以及油田的后续开发,注好水的的重要性也日益显现。

随着油田开发生产的不断深入,地面系统生产设施历经多年的运行,腐蚀老化严重,需更新维护的工程量逐年增加,造成处理水质效果下降,储水罐积砂和供注水管网腐蚀结垢严重,形成二次污染,制约了回注水质的稳定性。

一、南部油田回注水治理现状及面临的挑战

1、南部油田回注水处理现状

南部油田回注水处理工程包括水处理站9座,其中污水处理站8座(枣一污、枣二污、官一污、官二污、小一污、官七污、段一污、自一污),清水处理站1座;8座污水站污水处理总设计能力39000m3/d,目前实际处理污水量31600m3/d。含油污水处理主要采用重力沉降、波纹板压力聚结除油、复合油水分离器和污水精细处理等回注污水处理工艺。清水处理站总设计能力8000m3/d,目前实际处理引大清水量8600m3/d。处理采用沉降+过滤+脱氧处理工艺。

2、南部油田回注水水质现状

(1)污水水性

南部油田各区块产出污水中离子含量较高,PH值为7.1-8.2,总矿化度一般在15000 mg/L以上,枣一联则高达30000 mg/L之多,Ca2+一般为几百mg/L, CL-为6500-12000mg/L,污水结垢、腐蚀较中北部油田严重,污水的现场腐蚀挂片试验结果表明:污水平均腐蚀率为0.79mm/a,超过标准0.076 mm/a达10倍之多。

(2)回注污水水质

采油三厂8座污水处理站处理后污水水质达到2007年油田公司《油田注水水质指标》考核标准要求。2007年二季度南部油田污水处理后四项主要控制指标平均综合达标率为96%,其中悬浮固体的达标率较低,悬浮固体的达标率为71%,SRB菌的达标率为85%。

3、南部油田供、注水系统现状

南部油田建有注水站28座(储水罐48具),(ø114以上)地面供注管网256km,注水井开井448口,目前注水量37000m3左右,其中清水量约5400m3/d。污水站处理后污水进入注水站、再分配到配水间,过程中的污水水质中含油变化不大,但悬浮固体则有上升趋势。

4、面临的形势和挑战

2006年以来,中石油公司蒋总多次指出“要重视老油田开发和潜力挖掘工作”、“把二次开发做为一项工程对待,制定规划,建立示范区,落实相关配套政策”,特别是最近批示“把二次开发作为一项战略性的系统工程,积极有序推进,它将是油田开发史上的一次革命,期待着成功”。而矿场实践已经证明,水驱驱油效率可以达到较高水平,为二次开发提供了理论依据和技术支持。“注好水、注够水”是保证注水开发效果的基本要素,作为注水源头的水质治理工作便显得尤为重要。因此,今后一个时期,南部油田水质治理工程也面临着一些新的问题和挑战。

(1)改造、维护资金投入与需求的差距给水质治理工程提出了难题

已建地面工程设施进入更新维护高峰期,系统运行稳定性、可靠性降低,影响水质达标处理。同时,还存在规模、布局上不够合理,能耗高,技术不适应、不配套等问题。根据2006年南部油田污水处理系统改造规划测算,投资2423万元恢复和进一步优化官一污、枣一污和官二污等部分处于瘫痪状态的污水处理系统,新建枣二污解决枣南油水重复沉降、污水往返输送,浪费能耗的问题,但是象小一污等污水处理系统仍带病运行,污水站下游的管网、储罐腐蚀结垢等造成的二次污染状况仍非常严重,制约着注水井注入到地层的水质达标。

同时,其它问题进一步积蓄将有可能诱发安全问题,造成投资与地面改造需求差异的扩大。每年需求大量资金用以解决以下四方面的问题:

一是维护费用问题。

南部油田矿化度高,其中枣一联则高达30000 mg/L以上,对地面设施造成强烈的腐蚀,不仅缩短设施的使用寿命,严重的还会造成安全隐患问题,添加缓蚀阻垢药剂是经过验证最有效的措施,但是限于生产成本,南部油田注水系统只是从07年才开始全面应用药剂防护,而今后持之以恒的添加缓蚀阻垢药剂还需要足够的费用购买药剂。

二是二次污染治理问题。

水质二次污染治理费用主要包括:储水罐每年定期收油、清砂清泥以及清出的污染物的堆放和处理;供注水管线的通球和清洗,目前南部油田应用的供注水管道都不是通球管道,没有配套的收发球装置,并缺少通球的专业工具;而针对水垢为硬垢的管道,只能应用化学药剂清洗。

三是地面设施腐蚀老化问题。

据调查统计,由于腐蚀老化等原因,近期以及下步需要更新改造的污水处理站有4座,占总数的50%;Ф114以上的供注水管道有22.8km,占其总数的8.9%(基本为供水管道,注水管道由于管壁较厚,暴露出的问题较少);储水罐有19座,占其总数的39.5%。

四是系统布局不合理,能耗浪费问题。

随着产能滚动开发的实施,部分地区油水系统布局不合理舍,如:舍女寺油田原注清水,根据国家有关规定,目前改注污水,由于该地没有污水处理站,注水水源为官七污处理后污水,官七污至女一联供水管线为DN150全长13.8km,女一联目前外输液量2700m3/d,含水87.7%,约2300m3/d污水长距离输送至官七污处理后,其中部分污水(1000m3/d)有反输回舍女寺油田回注,污水往返输送,能耗浪费严重。

面对这些问题,我们要在总结以往水质治理成功经验的基础上,不断创新,对水质治理涉及到的地面工程总系统及其各环节进行最优选择和改进,控制地面建设投资,提高水质治理工程的适应性和安全可靠性。

(2)产出污水不足,补充部分清水回注,水型配伍性差,为注好水带来难题

南部油田目前注水量37000m3/d左右,其中清水量约5400m3/d,补充注清水的地点是枣四注、家一注、小六注、官一污、小一污和段一污,水源为引大入港系统供应的清水,其中小六注完全注清水,家一和枣四注清污混注,官一、小一和段一污处理后污水都是在滤后水罐与引大清水混合后外供。通过水分析数据可知,清水水型为硫酸钠,而部分注入清水地区的污水水型为氯化钙,两种水混合会产生结垢现象,配伍性较差。如:枣园、官一联地区产出污水。目前南部油田产出污水已经全部回注,只能应用部分清水补充,这就迫切需求在缺水地区寻找配伍性好的补充水源,解决混合水结垢,注入井筒水质悬浮物超标问题,以满足生产需求。

 (3)南部污水高矿化度以及水中含油高凝高粘特性,对污水过滤技术的研究提出了挑战

南部油田产出污水矿化度高,总矿化度平均达在15000 mg/L以上,平均腐蚀率为0.79mm/a,污水结垢、腐蚀较中北部油田严重;产出原油物性是典型的“三高一低”特性 。即:①高凝,平均凝固点为31.3℃,凝固点最高的达到50℃,大于40℃的有9个区块,产量占南部油田的8.8%。②高粘,平均粘度为813mPa.s,粘度最大达到18000mPa.s,粘度大于1000mPa.s的有11个区块,日产量占南部油田的15.3%。③高含蜡,平均含蜡22.6%,含蜡量最高的达到31.7%,其中大于20%的有34个区块,日产量占南部油田的29.6%。④低流度,平均流度4.4md/mPa·s。这些客观恶劣的污水特性对污水过滤处理技术提出了更高的要求,也迫切要求研究和开发技术先进、经济合理、稳定可靠的的处理新工艺、新设备,满足生产需要。

二、南部油田回注水质治理适应性分析

1、南部油田回注水处理系统存在问题分析

(1)油站油水储罐积砂严重,影响下游污水处理设施处理效果

油井产出液中携带大量的泥砂,沉积在油站储罐中,由于原油处理系统储罐停运将影响原油脱水处理效果,目前油站沉降、储油和污水罐等都积砂严重,而沉降或污水罐积砂超过0.5m后,罐内泥砂将大量被泵提升到污水处理站,不仅恶化污水处理系统进站水质(悬浮物激增),增加污水处理站负荷,而且长期运行,将造成处理设施故障,如:官二联污水站300m3隔油罐内的斜板就曾被泥砂压塌;枣大站#2隔油罐于07年拆除时发现,罐内斜管已经全部被坍塌。

(2)污水水性差,影响污水处理设施正常运行

南部油田产出污水矿化度高,腐蚀性强(总矿化度平均达在15000 mg/L以上,平均腐蚀率为0.79mm/a),而处理的污水温度相对较高(平均水温50℃左右),又加剧了污水对处理设施的腐蚀,造成污水处理设施频繁穿孔,每次处理事故时,污水处理系统都将停运,污水通过越站流程直接进到滤后水罐,影响回注水质效果。小一污于06年开始添加缓蚀药剂,官一、枣一等其它污水站也于07也分别添加对应的缓蚀阻垢药剂,以解决污水对地面设施的腐蚀破坏,但是添加药剂的各站,基本是在投产运行较长时间后才进行该项工作,地面设施已经遭到一定的腐蚀侵袭。如:官二联污水处理站缓冲罐运行5年,罐体已经出现2处穿孔刺漏;枣一污1#隔油罐运行5年,罐内中心筒下部就出现大面积腐蚀情况。

(3)常规过滤器难以适应南部油田含油污水处理需求

南部油田产出原油是典型的高凝高粘原油(平均凝固点为31.3℃,平均粘度为813mPa.s),常规核桃壳过滤器采用上下筛板、筛管、内置搅拌轴结构,由于内部构件多,腐蚀点多,高凝高粘原油又经常造成核桃壳滤料板结,增大压损,最终破坏过滤器内筛板和筛管,致使滤料流失,污水处理难以达标。02-04年间,分别在官一污和小一污进行了过滤技术优化改造,将老式过滤器的筛管改成迷宫式防漏失装置,以减小过滤器反冲洗压力,解决滤料跑失问题, 但是在实际生产中仍难以满足南部污水处理需求。官一污过滤器运行4年后,发现上部迷宫板破损 4-5处,过滤器内剩余滤料高度只有10-20cm;小一污04过滤器改造投产后,07年初开罐发现滤料已经全部漏失,核桃壳滤料补充后,正常反冲洗,仍发现滤料漏失。

(4)杀菌装置种类多,没有优选出最适合南部污水应用的杀菌技术

目前南部油田在7座污水处理站试验或应用过6种杀菌技术,分别是:高频高能、瑞典LEMUPZ-D物理法、多功能杀菌除垢、电解盐、二氧化氯、化学药剂杀菌技术。化学药剂杀菌技术是传统常规的杀菌方法,杀菌效果较好,但是运行成本较高,而且长期使用,细菌将会产生抗药性。其余4种杀菌技术目前正在试验期间,初步得出的结果是高频高能、瑞典LEMUPZ-D物理法杀菌效果较好,多功能杀菌除垢和电解盐杀菌技术还在进一步验证中,二氧化氯杀菌技术对下游生产设施存在强腐蚀性,已经停用。

(5)部分污水处理配套工艺流程不适应生产需要

污水处理系统都配套有反冲洗、收油、排污等配套流程,目前南部油田部分污水处理系统配套流程在生产运行中,暴露出一定问题,对污水处理后的水质效果造成一定的影响。如:小一污、枣二污反冲洗水都返回来水罐,反洗出的杂物不能排出,在系统中恶性循环,长期运行将影响污水处理系统处理效果;段一污水处理系统中,只有1具滤后水罐,正常生产中由于没有储罐倒用,该罐无法进行清砂清淤工作,长期运行,将对处理后污水造成二次污染。

(6)清水处理系统运转不正常

南部油田建有清水处理站1座,对引大入港地表水进行处理后,补充南部油田回注水量不足区块,另外供应相应地区生活用水。清水处理站采用的水处理工艺是:来水经过一级原水沉降池沉降后,通过泵提升到过滤系统过滤(两级纤维球),进滤后水罐,再通过脱氧装置脱氧后外输。

由于初期该站处理清水主要供生活用水,处理流程中脱氧装置一直未投运,并且系统配套的杀菌、混凝、絮凝、脱氧等药剂也没有添加。清水中没有脱出的氧将加剧地面和井筒的腐蚀。通过对引大清水化验得知,枣园油田作为注入水的清水中溶解氧高达7mg/L。而随着溶解氧浓度的增加,阴极氧去极化过程加强,使平均腐蚀率增大。在清污水混注时,当比例为1∶1时,腐蚀速率最大,超过单一污水和清水的腐蚀速率。

2、南部油田供、注水系统存在问题分析

(1)供、注水管线腐蚀结垢严重,造成处理后污水二次污染。

南部各主力油田相继开发于80年代末90年代初,建有供、注水系统干线约256km(ø114以上),大部分供、注水管线都运行多年,由于缺乏相应的维护设施和费用,管线内部结垢现象较为严重,管线压损大,而受水垢和沉积物的影响,污水站处理后的达标污水输送到注水站或井口后又遭到严重污染。在官29-68分注井投产现场改完流程后,发现冲洗管线放出的全是向墨汁一样的黑水,而在官11-31井增注泵现场管线中放出的污水中含有较大颗粒状物质,分析较硬的是管线中脱落的垢,松软的是管线中沉积物泥沙。

(2)储水罐积砂存油严重

南部油田建有注水站28座,储水罐48具,由于储罐的收油、清砂工作没有专项资金,只能作业区自己组织职工清砂,而该项工程与产油没有显著直接的关联,以往并不被采油厂特别关注,造成大部分储罐积砂、存油严重,不仅影响注水站下游水质,而且会对地面设施造成一定伤害。例如:在小大注被换下的注水泵阀座上发现被高压水夹带的泥沙冲出得沟槽。07年注水工程开展以来,采油厂加强了该方面的治理措施,逐步开展储水罐收油和清砂工作,减少注水系统二次污染问题。

(3)井筒内污水超标严重

目前南部油田有465 口注水井开井,从前期清洗井的前后数据分析,井筒污染非常严重,如小12-7-1井,洗前井筒水中含油:1530mg/l,悬浮物:225mg/l,而小一污处理后污水含油:6.5mg/l,悬浮物:4.3mg/l,井筒内污染后的污水超过标准几十仍至上百倍。但是受井下工具等各方面因素制约,洗井工作不能全面展开,能够通过洗井车清洗井筒的井只有84口,占开井数的15%,目前油公司正在购置新型洗井设施,以扩大洗井范围。

三、  回注水污染治理工艺技术发展趋势

1、回注水综合治理工艺技术发展趋势

水质治理是涉及到原油处理、集输、污水处理、供注水、防腐防垢、杀菌等各系统的综合性工程,相应各环节的工艺技术经过多年发展已经形成了若干适用技术,今后发展仍应紧密结合南部油田回注水治理的特殊难点,以注好水为目标,加强技术创新,积极开发和推广适用技术,同时引进国外适用技术。主要体现在以下四个方面:

——集成化、撬装化、简洁化的污水处理技术。结合老油田的二次开发以及简化优化工程,大力开展适应南部油田特殊油水性质的污水处理技术研究和引进,主要有:低温油水复合分离处理技术、稠油、超稠油污水处理技术、清污混合处理技术、预氧化污水处理技术等方面。

——经济实用的防腐阻垢技术。良好的防腐阻垢是油田生产平稳运行、节能降耗的基础。经济实用的防腐阻垢技术是由多项专项技术组成,主要包括外加电流阴极保护技术,成熟的非金属管道技术,物理防垢、除垢技术和管线腐蚀监测、检测、安全评价以及内穿插和补强修复技术等。

——经济实用的自动化控制技术。自动化控制技术先进,但通常造价较高。我们要因地制宜的应用经济实用的自动化控制技术,主要有:低成本自动化技术,污水处理过滤系统自动化技术,有效的管道、容器检测、评价系列技术,腐蚀结垢在线监测技术等。

——经济可行的二次污染治理技术。该技术以消除污水处理站下游地面设施对已经处理合格污水造成的再次污染为目的,主要包括储罐的不停产除砂清淤技术,管道的防、除垢技术,井口安全、环保具有反洗功能的过滤技术等。

四、南部油田回注水质治理重点工作及发展方向

1、南部油田回注水质治理重点工作及发展方向

(1)全面建立南部油田腐蚀结垢监测网络,并研究和开发防腐阻垢工艺技术。

首先完善的防腐技术研究和引进应用的组织协调组织。采油厂领导明确该方面的主管领导,并在下属技术管理部门也相应设立了管理和操作技术人员。目前采油三厂已经在工艺所成立防腐室。

其次油水系统建立了完善的腐蚀监测网络。污水产生的源头是油井产出液,水质治理也应该从源头抓起,在南部油田的油水系统建立了完备的监测网络,每个监测点都安装有腐蚀率监测设备,由专业技术部门人员负责监测挂片取放、处理及跟踪分析,并编写腐蚀监测分析报告,提出下步腐蚀治理措施,推动各项措施的落实。

第三研究和引进推广适用南部油田的防腐工艺技术。与广大石油科研院校以及兄弟油田技术部门广泛合作,在油水系统研制和应用了高效缓蚀剂技术、阴极保护技术、油水系统在线腐蚀监测技术、管道防除垢技术等。

第四坚持实施长期的腐蚀治理。由于南部油田污水高矿化度高腐蚀问题在大港各油田中表现的极其突出,该油田全面实施腐蚀治理,并长期坚持下去,预计年耗费缓蚀剂在1800万元,其中注水系统缓蚀阻垢剂780万元。而采油三厂独自难以承担如此巨大的运行费用,希望油田公司为确保南部油田长期有效的腐蚀治理,每年为该工程设立专项资金。

(2)系统规划、综合治理,建立水质治理典型区块

水质治理是涉及到原油处理、集输、污水处理、供注水、防腐防垢、杀菌等各系统的综合性工程,需要总体规划,分期实施。在目前资金、技术、人员等各方面力量不足的情况下,应集中力量,抓住重点,分地区、分区块从油到水,整个系统进行综合治理,建立起水质治理的典型区块,并加强后续管理工作,争取治理一块,确保一块注入地层的水质全面达标。 

(3)深入开展南部油田污水过滤技术研究

针对南部油田过滤系统处理悬浮物超标严重的情况,开展了多种新型过滤技术的试验研究,如油水复合处理技术的深入应用研究、DL型油田污水过滤处理技术、改性纤维球技术、陶瓷滤料、蛇纹石等新型过滤技术等,通过试验优选出适合南部油田适用的高粘高凝原油污水过滤技术,为南部油田水质治理奠定基础。

(4)开展注清水和清污混注地区,地层水与注入水配伍性研究

针对官一污、小一污、段一污、枣四注清污混注以及家一注、小六注单注清水的情况,尤其是段一污地区,回注水包括本地、乌马营、小集三地污水和引大清水,开展以上各地区水相混合配伍性研究,以便合理优化注入水源以及注入水的处理工艺,确保回注到地下的水不对地层造成伤害。

2、新工艺新技术研究重点工作及发展方向

为确保南部油田一定时期内水质治理工程安全、高效、适用、环保,解决注水工程“注好水”的基本问题,以及污水对地面系统的腐蚀结垢等问题,建议今后一段时期内南部油田水质治理新工艺新技术研究的重点是:

①老油田的二次开发的“高效深度处理技术研究与应用”;

②新建腐蚀监测网络系统,腐蚀结垢在线监测技术的研究与应用;

③高效污水处理、改善污水水质、提高综合利用、防止环境污染技术研究与应用;

④地面管线设备腐蚀结垢机理、防护监测方法、科学分析评价与修复利用技术研究与应用; 

⑤污水处理站场系统监测、数据采集与管理等自动化技术研究与应用。

⑥高凝高粘稠油污水处理工艺技术优化研究与应用;

⑦边远井区块开发利用,污水就地处理工艺配套技术优化研究与应用。

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