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油田采出水回用处理常规流程探讨

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  

油田采出水回用处理常规流程探讨

   摘要 阐述注水水质和锅炉给水水质应符合的标准,提出了油田采出水处理方法:(1)去除水中的悬浮杂质;(2)变革水中溶解杂质和含量。从技术经济角度分析了常规流程构筑物功能,特别强调要关注调储装置的设计,缩小与国外的差距;要作些小型试验,进行技术经济对比以选准沉降分离装置;应从水质和反冲洗效果上保证过滤水质“达标”。同时,处理装置制造工厂化,操作自动化是提高工艺质量的必要措施。

   油田常采用注水方式保持油层压力来提高采收率。在稠油区,注入高压蒸汽降低原油粘度,使稠油得到开采。注水或注入蒸汽都会使原油含水率逐渐升高。含水原油从油井中开采出来,经过初加工将原油中的水脱出,这部分含油污水称为“油田采出水”。据统计,全国油田采出水量达到142.5万m3/d,这些水经过处理后,绝大部分都回注油层。稠油热采区不需要注水,从稠油中脱出的水,应该经处理后作为热采锅炉给水,用于稠油热采。

回用水质标准

   l 注水水质标准

油田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:

(1) 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引起堵塞。

(2) 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。

(3) 注入水质对注水工程不产生腐蚀。

(4) 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生产。

(5) 注入水质还应防止油层粘土膨胀。

当本油田无注入水标准时.应按照中国石油天然气总公司颁布的“碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法 (SY 5329—88)行业标准执行,该标准推荐指标。

2 稠油热采注蒸汽锅炉给水水质标准

稠油热采注蒸汽锅炉是一种“直流式蒸汽发生器”,工作压力约17 MPa,产生蒸汽的干度为80%,锅炉给水水质应满足以下要求:

(1) 不能在锅炉内发生结垢、腐蚀、积盐等现象。

(2) 生产出的蒸汽、热水性质应与油层性质相适应.不得产生结垢、沉淀物堵塞油层。

(3) 不得对热力系统产生腐蚀。

1993年中国石油天然气总公司颁布“稠油集输及注蒸汽系统设计规范”(SY 0027—94),该规范对稠油热采注蒸汽锅炉给水水质标准作了规定。

水质处理工艺

油田采出水处理的目的是变革原水的水质,以满足油田采油工艺回用水水质标准的要求 由于原水水质差异较大,处理后各种回用水质要求也不一样,因此.回用处理工艺应有所选择。

l 方法

采出水处理方法实质是根据水中杂质颗粒直径的大小和分散度情况来确定。

(1)去除水中的悬浮杂质

应该去除污水中颗粒直径在1um以上悬浮杂质.常采用的水质净化工艺主要是根据斯托克斯沉降分离的原理,通过物理、化学等方法以增大悬浮杂质颗粒粒径,加大含油污水与悬浮杂质密度差,改变悬浮杂质重力场的环境,降低采出水的粘度等方法,达到加速含油污水中悬浮杂质分离的目的 在工程上有:粗粒化除油、混凝沉降、气浮选、旋流分离、过滤等净水工艺,每种工艺都有多种不同形式的构筑物,根据原水水质和回用水质的要求,结合当地具体情况,如规模、运行经验、管理技术水平等,经过技术经济比较而确定。

(2)变革水中溶解杂质和含量

这类处理一般是在去除水中的悬浮杂质后进行,变革的含义包括:①减少原有的溶解杂质含量,如水质的软化,去除Ca+2、Mg+2离子;② 调整原有杂质数量间的关系;③ 掺入新的杂质的成分,如投加缓蚀剂、阻垢剂达到抑制和控制腐蚀、结垢的目的。

2 工艺流程

为了能合理地、经济地选择水处理工艺流程,应对各单项工艺或组合工艺的处理功能有所了解,各项处理对象所采用的各种单项净水工艺汇总。设计时应根据原水水质和回用水质标准选择其中一项或若干项工艺作合理的配合,组成最佳工艺流程.以期取得满意的处理效果。

可以看出,可供选择的处理工艺甚多,但作为回用水处理工艺仍以去除悬浮杂质的净化工艺为主体的常规流程为主。为了深入叙述的方便,可将常规流程分为主流程,辅助流程和水质稳定流程。

(1) 主流程:

主要指将原水经处理后达到回注水水质工艺流程,即:当原水中油含量在l 000mg/L 下,悬浮固体

在300 mg/L左右,过滤后水质能达到油层渗透率大于0.6um 碎屑岩油藏注水水质推荐指标:悬浮固体小于或等于5.0 mg/L;颗粒直径d小于或等于5.0um2; ;含油量小于或等于10.0 mg/L。常规流程也是达到油层渗透率小于0.6um2碎屑岩油藏注水水质指标所需进一步精细过滤处理的基础,也是热采锅炉回用水所需软化处理的基础。

(2)辅助流程

主要指从主流程中分离出来的物质,需要进行再一次处理、回收,流程可分为原油回收流程、自用水回收流程、污泥处理流程等。

(3)水质稳定流程

使水质不产生金属腐蚀,结垢和微生物繁殖等危害。包括隔绝空气中氧气进入采出水,或脱除采出水有害气体的流程,防止不相容水混合流程,投加水质稳定剂的流程。

3 常规流程技术经济分析

(1)构筑物功能分析

① 调储装置

目前将调储装置称为自然除油罐,一次除油罐或接收罐。调储装置的主要任务除对原水进行油、水、悬浮固体自然分离外,还应对下游流程均质、均量处理起作用,为沉降分离装置提供稳定的水质,均衡的水量。

原油脱水工艺受多种因素制约,脱出的水中含油量也会出现超标,每天排放出的含油污水量也不均衡。目前含油污水处理站设计流量均按最高日的最大时计算,即在最高日平均时流量乘以1.1~1.5的时变化系数。胜利石油管理局勘察设计研究院曾实测某站时变化系数达到1.18,已超过“油田含油污水处理设计规范”(SYJ 6-89)(以下简称 规范”)时变化系数上限值。目前绝大部分调储装置设计,能较好去除原水中浮油和部分分散油,也能削减排放含油水量的峰值,但还达不到每日流量的均衡。

② 沉降分离装置

油田采出水中大约有2O%溶解油、乳化油、分散油的乳浊液和8O%泥质、粉质悬浮固体具有较好的稳定性。这些杂质单靠自然沉降是很难得到沉降分离的,必须采用化学、物理方法加速悬浮杂质的分离。通常根据原水水质、处理水量分别选用混凝沉降罐、浮选机、粗粒化除油装置、旋流除油器等处理构筑物作为沉降分离装置。

③过滤装置

在流程中,过滤装置设置在最后,它将沉降分离装置不能截留的微粒杂质分离出来,是保证回用水质达标的重要装置,也是深度水质预处理的重要环节。由于滤层逐渐堵塞,必须对滤层进行周期性的反冲洗,无疑增加了工艺的复杂性。

(2) 处理装置效率

根据多年运行经验,各处理装置去除杂质效率从表4可知,调储装置去除含油污水中悬浮杂质

(含油和悬浮固体)总量的66.2%,沉降分离装置为29.2%,过滤装置为4.59%。

(3) 技术经济分析

① 基本建设投资

以1992年设计102第二含油污水处理站为例。该站设计规模为3万m3/d,采用浮选流程,预算投资为936万元,其中工程费用为787万元,占总投资的84%,而主流程占工程费用的82.6%,辅助流程为

10.7%;水质稳定流程为6.7%。主流程中各处理装置投资所占的百分比。

② 生产费用

102第二含油污水处理站年生产费用为822万元,制水成本为1.O7元/m3,其中药剂费用占72.6%,

动力费用占6.1%,折旧维修占7.1% ,其它费用占23.2%。药剂费用85%以上用于水质稳定,只有15%用于水质净化;动力费用63%以上用于净化水的外输,而浮选动力占28%左右。在主流程处理装置中,调储装置充分利用原水的压力,不需另增动力;沉降分离装置需增加动力和化学药剂,浮选机动力单耗约为0.1kW ·h/m3,常采用的压力过滤罐,最大水头损失在0.1 MPa,估计单耗约为0.04 kW ·h/m3。

几点认识

l 强化调储装置的功能

调储装置在流程中有基建投资少,生产费用低,去除悬浮杂质量多,为下游处理装置提供稳定的水量和水质的特点 为此,西方有些公司分设2套调储装置.1套用于油水分离,保证进入沉降分离装置中油含量在2oo mg/L以下;另1套用于调储流量,下游流程的设备、管道均按最大日平均时流量设计。

目前我国将该装置专门用作调储流量的还很少,下游设计流量均按最大日平均时流量乘以1.1~1.15时变化系数,无疑增大处理规模,增加基建投资。在生产上.由于流量的不均衡,也给下游平稳运作造成不利。因此,提高调储装置设计的功能,应引起关注。

2 选准沉降分离装置

油田采出水中悬浮杂质含量、性质差异较大,去除方法也较多,如常采用化学混凝沉降,气浮选,粗粒化除油、旋流器等方法,选择时应根据采出水水质、处理量、建站位置、管理人员操作习惯等因素而确定。例如,采出水中悬浮固体含量高,颗粒粒径小,可选用化学混凝沉降法;而悬浮固体含量低,处理量较小,操作环境差,可选用旋流器;当采出水中油含量的密度高,可选用气浮选法。

沉降分离装置在流程中虽然基建投资多,日常运行费用高,但是,它是流程中的关键环节,是体现采出水处理站设计成功或失败的标志。因此,在选定装置前应作些小型试验,如水质净化剂、粗粒化材质的筛选,气浮选、旋流器模拟试验,经过技术经济对比后方可确定。

3 保证过滤的水质“达标”

许多站滤后水质超标,主要由以下原因造成;

(1)进入过滤装置的水质太差

“规范”要求进入过滤装置水中油含量小于或等于50 mg/L,出水水中油含量小于或等于10 mg/L,悬浮固体小于或等于5 mg/L,与国外同类滤罐相比,同样工作周期,截留污物量高出4~5倍。

(2)过滤装置反冲洗效果达不到要求

多年来,油田采出水处理都采用石英砂、无烟煤作为滤料,采用滤后水进行反冲洗,虽然冲洗强度高达10~20 L/(m2S),反冲水量达到处理水量的7%~10%,而冲洗效果不佳,造成滤后水难以“达标”,也导致一些含油污水处理站1~2年就更换一次滤料。西方国家广泛采用果壳等轻质滤料,反冲洗时增加机械翻洗或气体吹洗,反冲水量仅为石英砂滤料的½~¼,反冲效果很好,基本能达到滤料原来的性能,保证水质优良。目前的过滤装置应进行技术改造方能适应油田采出水处理的需要

4 处理装置制造工厂化,操作自动化,是提高常规流程水平重要途径

目前国内油田采出水处理装置绝大部分由设计院出图,油建公司制造。这些装置长期以来在设计上缺乏不断的更新.在制造上没有专门生产工艺作业线,难以得到质量体系的控制,基本上几年或十几年不变,很难促进流程改进。

为提高水质,工艺流程要求频繁的操作。例如滤罐反冲洗,仅用水反洗已达不到工艺要求.因此,要增加机械翻洗,化学药剂投加的工艺过程 在短短的十几分钟要操作十几次阀门和开启加药泵,人工难以胜任。必须采用编程自控来完成整个反冲洗工艺过程,操作自动化不仅是减轻工人劳动强度的手段,也是提高工艺质量不可缺少的措施。

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