员工培训教材(油田采出水处理工艺技术).ppt

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1、油田脱水及采出水处理工艺技术 讲课人：李成龙,中国石油长庆油田分公司 二七年十二月,采油工艺专业技术人员培训教材,目 录,一、长庆油田脱水工艺的现状 二、长庆油田水处理工艺流程发展历程 三、采出水过滤设备的工作原理 四、采出水工艺管理要求 五、面临的困难及存在的问题 六、下一步的发展方向,长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设，长庆油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善，保证了油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、研究，形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术，确保了油田持续有效快速发展。 截止2007年10月

2、底，全油田现有脱水站点53座，原油脱水能力达到6.14104t/d。日产水35777m3，建有采出水处理站点101座，其中配套精细过滤设备有40座，实际处理量2.67104m3/d；小区块简易处理站点61座，实际处理1.03104m3/d。全油田采出水处理及回注率达到100%，有效回注率53.4%。,一、长庆油田脱水工艺的现状及特点,原油脱水及污水处理过程中，原油的脱水脱气是非常重要的环节，常规工艺先采用气液分离器进行气液两相分离，分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离，或采用电热化学脱水。长庆油田目前主要采用大罐沉降脱水和三相分离器脱水两种工艺。,长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工

3、艺技术，可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、大罐溢流沉降脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（集中处理站），原油的脱水能力达到6.14104t/d。多年的实践证明，这项技术适合长庆油田的原油脱水。 2003年以来，为解决大罐沉降脱水存在的流程未密闭、占地面积较大、投资过高的问题，引进了油气水三相分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台。,（一）大罐沉降脱水工艺技术,1、工艺流程及特点,工艺流程：站外加药站内脱水,站外加药,站内脱水,站外加药,早期采用井口加药,后期改到增压点、接转站加药,站内脱水,站外加药特点： 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 实现乳化液提前

4、破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。,进油口,出油口,出水口,集水管,喷油管,集油槽,平衡管,溢流沉降罐结构示意图,脱水温度较低（30-45）、流程简单、操作方便、 效果显著。,流程优点：,净化油含水小于0.5，污水含油小于200mg/l。,2、影响原油脱水效果的主要因素 （1）破乳剂的筛选,原油的破乳原理，尽管有多种解释，但通常认为油水乳化液珠的表面含有胶质、沥青质等天然乳化剂，破乳剂分子渗入并吸附到乳化液滴的界面膜上抵消天然乳化剂，这样乳化液滴表面膜破裂并使水滴释放出来，小水滴相互聚结成大水滴，最终油、水两相发生分离。,破乳原理,破乳剂筛选方

5、法,室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样，综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、污水含油等各项指标。,长庆油田使用的破乳剂： 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ-5等型，均属聚醚类型，是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80100mg/l之间。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。,（2）破乳剂投加点的确定,九十年代后，大部分加药点移到接转站内。,早期采用井口加药。,投加要求：,对于以小站加药的区块，要根据集输流程的布局及含水的高低，合理确定加药站数量，保证系统总的加药量处于合适的比例范围。接转站加药应从输油泵的进口加入；联合站应从总机关汇管中加入；严禁在沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，造

6、成局部浓度过高，形成反向乳化，反而脱不下水。,含水大于50-60%的区块可在联合站或集中处理站加药。,加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量加入。加药浓度应根据室内评价确定，一般保持在商品浓度80-150ppm范围之内。对于用量超过200ppm的药剂应淘汰。 输油上要求联合站外上游系统站点输油要尽量保证连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化；冬季运行中，输油温度控制在40-45左右，以保证原油的破乳脱水效果。,（3）沉降时间,根据Stokes沉降公式： Vt=d2（水油）g/18油 式中：Vt 水滴在油中沉降速度，m/s； d 水滴直径，m； 水、油水和油的密度，kg/m3； 油 原油

7、粘度，Pa.s； g 重力加速度，9.8m/s2； 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比，与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低，则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。,根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点，实际沉降时间确定在1220小时范围内即可满足要求。在保证脱水效果的前提下，应尽量缩短污水在沉降罐内的停留时间，既减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖，又可减小沉降罐的容积。,长庆油田情况：,（4）合理确定脱水温度,根据Stokes沉降公式，水滴沉降速度与原油粘度成反比。因此，提高温度可加快水滴沉降速度，提高脱水效果。但并不是温度越高越好，且过高的温度势必消耗过多的燃料。以华池油田情

8、况进行说明：,华池原油粘温曲线,由图可见，原油温度达到25后，粘度急剧下降，粘温性能变好。粘温曲线在25-28附近出现拐点，此点所对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间，粘度大幅度增加。同时该曲线在30后随着温度的增加，粘度的降低并不显著，根据Stokes沉降公式，对原油脱水速度的影响甚微。 因此，华池原油的脱水温度应为3035左右，可以认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言，要根据各地原油的粘温曲线确定脱水温度，保证在一个经济合理的温度范围之内进行原油脱水。,（5）合理确定沉降罐的运行参数,沉降罐的运行参数主要受油水层高度、来液量的多少等因素控制，保证油相和水相停留时间处于合理的

9、范围。油水界面的高低，实际是一个油相沉距和水相沉距的问题。油水界面的控制高度不同，对脱水效果有一定影响，油水层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。,油水界面4.55.5m； 沉降温度3045(视区块不同)； 沉降时间12-20小时以上； 净化油层厚度：保持在2.0米以上； 乳化层厚度：控制在2.0米以下。 沉降罐油水指标：溢流口的净化油含水0.5%以下；沉降罐污水出口含油指标200mg/l以下。,运行参数控制指标：,（7）关于“末端加药、大罐沉降”脱水工艺技术,所谓末端加药脱水工艺就是将站外加药移到站内加药，管理上比较方便。 建议：一是原油含水超过60%后，油水乳化液由油包水变为水包油

10、状态，此时脱水相对容易，可以通过试验将站外加药移到站内集中加药。同时，要考虑沉降罐的容量、温度能不能保证脱水效果。二是对原油含水不超过3040%，应继续坚持小站加药的原则,充分利用管道破乳，提高沉降罐的脱水效果。,（二）油气水三相分离工艺技术,油气水三相分离可以将含水油一次处理合格，也作为预脱气脱水设备进行预处理。同大罐脱水工艺相比，具有脱水速度较快、流程密闭、占地面积较小、投资低，并可回收一定量的伴生气的特点。,1、油气水三相分离结构及工作原理,工作原理：油气水三相分离器是通过将旋流分离、水洗破乳、填料聚集脱水、热化学沉降脱水多种方式，在不同的阶段采用合理的结构进行综合高效脱水的一种设备。主

11、要优点脱水效率高，沉降时间短。,（1）采用来液旋流预分离技术，实现对油、气初步分离，增加设备内流场的液体有效处理容积，提高了设备处理效率。 （2）采用静态搅拌器活性水水洗破乳技术，强化了药液混合和乳状液破乳，改善分离的水力条件，加快油水分离速度，提高了设备的分离质量。 水洗破乳的机理：预脱气后的油水混合液通过导液管导入设备水相中，经过液体流型调整装置调整后上浮，在含有破乳剂的水相中翻滚、搅拌、摩擦、上升，使乳状液滴的界面膜强度降低，产生油水分离且使油滴迅速进入油水界面层中，达到油水分离的目的。,2、设备特点,（3）采用强化聚结材料，增加油、水两相液滴碰撞聚结机率，可稳定流动状态，提高分离效率。

12、 （4）采用污水抑制装置，即将分离后的含油污水进行二次处理、聚结，提高了分离后的污水质量。 （5）采用变油水界面控制为油、水液面控制技术，实现了油水界面的平衡控制。 （6）采用迷宫式捕雾装置，有效地控制了气中带液率。,3、主要技术指标与运行参数,工作温度：依据处理介质特性确定，一般30-60； 工作压力：根据现场运行工艺定，一般0.18-0.3MPa； 出口原油含水率：0.5%（平均值）； 出口原油含气率：0.005g/m3； 出口污水含油率：500mg/l。,浮球液面调节阀,磁翻柱液位计,自力式压力调节阀,（1）基地式控制：采用浮球液面调节阀、自力式压力调节阀、磁翻柱液位计等，控制油水界面、

13、系统运行压力，显示油水室液位。,电动调节阀,导波雷达液位计,（2）远程显示和自动控制：采用电动调节阀、导波雷达液位计、导波雷达油水界面仪等，以及辅助显示和控制设备，实现自动控制和远程人工控制。,4、日常操作说明,三相分离器的正常运行必须控制好以下生产参数：压力、油水室液位、进液温度、油水界面、破乳剂加入浓度、进液量。,三相分离器压力操作范围：0.18-0.3MPa，压力由来液中溶解气的多少和气系统压力决定，压力大小通过出气自力式压力调节阀和补气自力式压力调节阀控制。 气压过高易导致油水中溶解气增多，或超过容器的设计压力。气压过低易导致油水不能压到沉降罐和污水缓冲罐中，很容易使油进入气线。 如果

14、气系统压力超过0.3MPa可以通过火炬放空。如果气系统压力低于0.18MPa，可通过调节上游的用气量和供气量，提高气系统压力。同时也可提高三相分离器进液温度，提高容器内压力。,（1）三相分离器压力,油水室液位：采用导波雷达：0.7m-1.7m；采用磁翻柱液位计：0.2m-0.7m。 油水室液位有两套控制方法，一种是机械式浮子液位调节阀控制，液位由浮子式液位计显示；另一种是由导波雷达液位计控制电动调节阀的开度来控制。正常运行时由导波雷达液位计控制电动调节阀的开度来控制油水室液位，电动控制系统维修期间，可采用机械式浮子液位调节阀控制。由于机械式浮子液位调节阀存在下死点容易卡死的现象，因此调节时尽量

15、在下死点留有一定的间隙。 冬季运行还需要注意液位计中的液体凝固现象，出现假液位的情况，需要经常从液位计的底部排放一定的液体。从以上两种控制方式的分析，建议使用电动控制装置。,（2）油水室液位的控制,三相分离器进液温度：45-60。根据室内脱水实验结果，原油的脱水温度应控制在45-60以内。在进液量稳定的情况下，通过调节脱水换热器热媒的流量控制进液温度。,（3）进液温度,三相分离器导水管的固定高度为2.42米，可调节高度为0.28米。在三相分离器投运过程中已经将界面调节好，如果进液的含水不发生大的变化，一般不用调节。,（4）三相分离器油水界面的控制,破乳剂加药浓度：100-150mg/l。根据实

16、验结果，加药浓度先控制在100mg/l，待运行一段时间后，再根据现场情况，调整加药量。如果上游来液稳定可以采用管道加药，提高破乳效果。,（5）破乳剂浓度,三相分离器的进液量应控制在一定的范围内，进液量的变化不宜过大，否则会导致油水界面紊乱，易造成水室进油。同时量的变化会使加药浓度和进液温度不稳定，影响脱水效果。因此应尽量使上游来液量稳定，平稳进液，平稳脱水和出液。,（6）三相分离器进液量,5、特殊情况的处理,水室进油有两种可能：一是沉降室油水混层，二是油水界面调节不合理。出现这种情况可关闭水室出口阀门，根据进液量和含水，计算关闭时间（目前大概需要8小时），检查加药量、脱水温度、进液量是否在正常

17、范围，并适度调整油水界面高度。油水界面的调整是一个缓慢的过程，需要慢慢的调。,（1）水室进油,主要是破乳效果不好造成，一般由加药量、脱水温度、进液量不在正常范围内造成，只要恢复正常参数，油水混层现象可以解决。另外注意破乳剂浓度及质量的变化情况。 油中含水和水中含油超标后，在保证破乳剂浓度、脱水温度、进液量在正常范围后，如果油中含水超标，可适当降低油水界面高度。水中含油超标，可适当提高油水界面高度。,（2）油水混层,（三）第三阶段：斜板除油+核桃壳、改性纤维球过滤,二十世纪九十年代后期，为适应油田可持续发展的要求，公司加大了油田采出水治理力度，形成两种油田采出水处理工艺技术。,1、斜板除油+三级

18、改性纤维球精细过滤流程,主要以斜板除油三级改性纤维球过滤絮凝、杀菌处理方法模式，建成的场站主要有靖三联、杏河集油站、王窑集中处理站、塞39集油站。,三级改性纤维球过滤处理流程工艺图,通过对靖三联、杏河等站点处理水质监测分析，该工艺流程在运行初期，悬浮物、含油等主要控制指标均达到10mg/l以下，运行一段时期后，随着设备过滤精度及能力的下降，处理后的水质指标上升，滤料有时出现污染。,三级改性纤维球图,2、两级核桃壳+两级改性纤维球精细过滤流程,工艺流程：主要是斜板除油两级核桃壳过滤两级改性纤维球过滤絮凝、杀菌技术。,两级核桃壳+两级改性纤维球过滤工艺流程图,该流程作为油田采出水处理的主体技术，近

19、年先后配套建设西一联、王十六转、里37等十几个站点。 通过对部分站点处理水质监测分析，设备运行初期，悬浮物、含油等主要控制指标均达到10mg/l以下，随着时间的延长，核桃壳和改性纤维球抗污染能力下降，过滤效果出现下降，致使部分站点处理后水质超标。,3、简易流程：简易除油就地回注,工艺流程：含水原油进站后经溢流沉降罐脱水，采出水处理仅设除油罐简易除油后就地回注。采出水由小站直接配注，处理规模在100300m3/d之间。,“十五”以来，在长庆油田45个小区块建设了简易的采出水处理设施。目前这些站点因采出水含油、悬浮物超标，回注水质较差。回注水质中含油和悬浮物指标分别为2050mg/l、1050mg

20、/l，部分区块污水回注压力上升一定程度后，定期进行洗井或措施增注。,三、主要过滤设备的工作原理,（一）除油罐除油技术,除油罐是20世纪60年代以来油田采出水处理中应用最广、数量最多的除油设备。该设备依据油水比重差进行自然沉降分离或混凝沉降分离，能除去水中颗粒较大的分散油粒和悬浮固体颗粒；投加混凝剂后可将水中的乳化油或胶体物质絮凝成较大的絮凝体上浮或下沉。其缺点是处理水停留时间长、容积大、耗费钢材较多。,长庆油田先后使用过多种除油装置，目前主要使用斜管除油罐，其特点是在内部增加了粗粒化装置聚丙烯填料，有利于微小油滴的聚集，提高了除油效率。 此外，还采用过压力除油罐技术，主要通过斜管（板）分离技术

21、、聚结技术及化学混凝除油技术，提高了除油效率，总停留时间由重力流程的6h减少到1.5h，但容器壁厚较大，而且对药剂、来液温度都有较高的要求，使用条件较苛刻。,沉降罐外观图,（二）含油污水核桃壳过滤技术,核桃壳过滤技术是20世纪80年代中后期在国内发展起来，滤料采用野生山核桃壳经脱脂、研磨等工艺处理后，具有较强的机械强度及吸附能力，与石英砂过滤器相比，具有滤速高、截污能力强、反洗辅助以机械动力（如机械搅拌、体外搓洗）易于反洗，不用气体参与反洗，减轻了腐蚀。 工作原理：来水经过加压泵后通过特殊的布水筛管布水，水经过深层过滤后，由集水筛管集水排出过滤器外，油上浮经污油管外排；反冲洗时流程与工作处理流

22、程相反，滤料由于反向布水，滤层膨胀，滤料经滤料搅拌设施搅拌后，反洗污水外排。滤料再生方式有两种，即体内自然膨胀和体外循环。,优点：过水断面稳定，水在滤层中路径单一，流速平稳，进出水压差小（0.1Mp）； 缺点：如反洗不及时，滤料易出现板结，搅拌机搅拌运行困难；且过滤精度相对不高，对悬浮固体的去除率有限，不能作为低渗透地层精滤设备。,核桃壳过滤器原理图,（三）改性纤维球(束)精细过滤技术,改性纤维球所用的材料为聚酯纤维、聚丙烯等材料，它通过特殊的化学处理将其表面改性成为亲水疏油性能。制造方法采用人工结扎、机械焊接制造等技术。,改性纤维球性能指标,主要工艺特点,1、深层过滤：水头损失小、孔隙率高。

23、,2、对来水适应范围更广，除油、除悬浮物效果最优。,3、对于纤维球高效过滤器出水颗粒粒径中值24m，过滤精度达到微滤膜水平。,4、滤速高、截污量大,5、滤料不会漏失，滤层不会板结。,（四）气浮除油技术,气浮是利用高度分散的微气泡吸附悬浮颗粒，使其成为视密度小于液体介质的复合体而上浮到悬浮液表面，实现两相分离的目的。 长庆油田采用的高压溶气气浮技术并配套化学混凝和絮凝技术以有效去除悬浮物和含油，并针对油田矿化度较高，存在较为严重的腐蚀性特点，采用氮气做为溶气气源以减少设备腐蚀。,溶气气浮工作原理,污水通过加药反应器后，进入溶气浮选机，与溶气水混合，絮体附着在小气泡上，通过设置在浮选机腔中的斜板与

24、水分离后，上浮到浮选机的表面，被自动刮渣机刮走，浮选机底部沉淀物由底部的刮渣机刮至排污阀排走。出水通过特殊设计的流道，溢流出浮选机。,四、采出水工艺管理要求,（一）落实采出水系统运行管理制度。,2004年油田开发处发布的原油脱水及采出水处理暂行管理办法，各采油厂以此为依据，结合工艺流程特点和实际情况，制定从原油脱水系统、水处理系统、加药系统及回注井管理方面等一系列操作规程和实施细则，落实现场管理措施，加强现场管理，确保水处理设备及回注井的正常运转，油田注水水质达标回注。,1、做好破乳剂的选型工作。要定期开展破乳剂使用效果评价，根据效果进一步优选药剂类型，优化加药方案。 2、做好破乳剂的投加地点

25、及方式的选择。破乳剂的投加点应首选接转站，对于原油含水大于50-60%的区块可选择在联合站或集中处理站加药。严禁在沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，防止出现原油与药剂产生乳化，不利于原油的破乳脱水；其次是加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量加入；对于投加浓度超过200ppm的药剂应淘汰更换。,（二）加强原油脱水系统的运行管理，为下游采出水处理的正常运行创造良好的条件。,3、做好沉降罐或三相分离器的运行管理。要根据各区块原油性质，制定沉降罐的运行参数，如脱水温度、沉降时间、乳化层厚度，确保沉降罐运行正常，油水指标达标。 目前推广的三相分离器脱水正常的关键是上游来液量的平稳运行，要尽量采用低排量

26、连续输油方式，切忌时断时续输油，要采用缓冲罐带变频的输油方式。 目前推广的三相分离器脱水正常的关键是上游来液量的平稳运行，要尽量采用低排量连续输油方式，切忌时断时续输油，要采用缓冲罐带变频的输油方式。,（三）加强采出水处理系统重点工序的管理，确保采出水达标。,1、除油罐的运行,一是除油罐日常运行必须做到连续平稳，除油罐污水出口含油要求100mg/l。如果发现采出水含油过高，必须查明原因；一旦发现连续数天除油罐出口含油指标大于进口，应仔细分析原因，必要时进行清罐处理，并对罐内设施进行检查维护。 二是除油罐应建立定期排污制度。除油罐每月定期排泥1-2次，排泥后应对管线进行吹扫；定期检查收油管线是否

27、畅通，确保正常收油。,2、核桃壳过滤器的运行,一是严格按照核桃壳过滤器的操作规程进行操作。启动前仔细检查各闸阀、流程及机泵等设施，倒好过滤器流程。核桃壳过滤器运行中要定时启动排污阀进行排污。 二是严格执行核桃壳过滤器的反冲洗制度。核桃壳过滤器的一、二级滤料循环反冲洗周期必须每天反冲洗一次，冲洗时间达到15分钟以上；滤料在污染严重、颜色发黑的情况下要加入浓度为0.1-0.3%的表面活性剂，强化反冲洗效果。若强化反冲洗不能恢复或滤料板结则及时予以更换滤料。 三是定期检查过滤器内核桃壳滤料量，发现滤料破损、漏失较为严重时，要查明原因并及时进行补充。,3、纤维球过滤器的运行,一是严格按照纤维球过滤器的

28、操作规程进行操作。启动前仔细检查各闸阀、流程及机泵等设施，倒好过滤器流程，通过进、出口阀门将进水量调节至设计进水量。 二是对两级纤维球过滤器：原则上当过滤器阻力上升（进出口压差大于0.25Mpa）或滤出水质下降（进出口水质无变化或出口水质比进口水质差），应进行反冲洗。反冲洗时必须保证时间在15-20分钟，同时启动过滤器上的搅拌泵，打开排污阀进行操作。实际运行当中，应根据出水口的水质好坏，制定两级相应的反冲洗周期及时间。,三是三级纤维球过滤器，应对每一级过滤器根据污水含油指标高低及处理效果，制定不同的反冲洗周期与时间。 要求：一级过滤器每天反冲洗2-3次，每次10-15分钟；二级过滤器每天反冲洗

29、1-2次，每次10-15分钟；三级过滤器每天反冲洗1次，每次15-20分钟。 四是纤维球过滤器运行中要定期检查纤维球的脱丝、跑漏，情况严重时应及时通知生产厂家更换或整改。,4、采出水处理药剂投加规定,严格执行采出水系统药剂的投加制度。目前采出水系统运行存在的问题是部分站点不按时加药，甚至不加药（特别是无效回注水）；其次是杀菌剂不定期轮换，造成采出水不达标，导致回注系统的井筒及管网设备腐蚀、结垢加剧。要务必做好采出水的加药管理工作。,（1）杀菌剂的投加,加药点：沉降罐出口（或沉降罐水层），加药量不足时可在净化水罐进口进行补加。 药品要求：必须采用两种以上杀菌剂交替使用，交替周期为15天。 加药方

30、式：冲击式。 加药频率：每天投加一次，且每天投加量必须在2-4小时内加完。 加药浓度：推荐浓度为全天液量的100-150mg/l，并用清水配置。,加药点：絮凝剂在除油罐进口加入，助凝剂在除油罐出口或在调节水罐的进口加入。 加药方式：连续投加的方式。 加药浓度：根据室内评价确定。 特殊要求：絮凝剂和助凝剂不能混用，加药部位不能颠倒。,（2）絮凝剂和助凝剂的投加,5、油田污水水质监测及要求,集中处理站：对沉降罐出口、过滤器进口、净化水罐出口的水质，每天每班取样分析1次；监测项目：污水含油、悬浮物。 采油厂：由工艺所或技术监督中心负责对联合站或集中处理站的沉降罐出口、除油罐进出口、过滤器进出口、净化

31、水罐出口、注水井口（选1-2口代表井），每月各取样分析1次。监测项目：污水含油、悬浮物、细菌、含铁、二价硫、滤膜因素。 水质指标暂按油田公司2001年颁布的油田污水回注暂行规定执行，新规定出台后按新标准执行。,油田污水处理及回注指标标准暂行规定（2001年颁布）,6、加强回注井及分注井的管理,做好回注压力监控； 每季度例行洗井至少一次，推荐汽化水洗井，遇到措施或调配中有卡、阻现象要强制洗井； 要实行每二年检串一次，检串时要检查油管的腐蚀、结垢情况。,回注井 管理要求,要做好定期调配及洗井制度，每季度例行洗井和调试一次分层水量； 一年以上的井要检串一次； 要加强分注工具的质量和检验管理； 扩大智

32、能测试调配工艺的应用范围。,分注井管理要求,五、面临的困难及存在的问题,（一）长庆油田采出水自身的特殊性，造成污水处理设施腐蚀结垢较为严重。,长庆油田采出水中矿化度普遍较高，矿化度在310104mg/l。 含有较高的Ca、Mg、Ba等成垢离子，其含量10007000mg/l。 部分区块因多层系开发，地层水水型复杂，主要的地层水型有Na2SO4、NaHCO3、CaCI2等，具有明显的结垢、腐蚀特征。 这是长庆油田地层水较为独特且难于处理的关键所在。,（二）部分站点脱水系统运行不正常，影响到原油脱水及油水分离效果。,1、个别区块的原油脱水剂选型单一。 长庆原油特点：原油整体物性相似，但部分区块存在

33、一定差异。主要是部分区块的地面原油密度、原油粘度、沥青质含量均相对偏高，脱水相对困难。 代表区块：主要表现在近年开发的三叠系油藏，如白于山、杏河等。 问题：原油破乳剂选型单一，加上部分区块原油物性的特殊，造成这类区块原油脱水较为困难。,2、部分站点脱水温度的确定不合理。 少数站大罐沉降脱水温度高达50以上，基本接近原油的初溜点，造成沉降罐内油气损耗较高。个别站脱水温度又过低，达不到脱水的基本条件。 3、部分站破乳剂的投加浓度过高，甚至高达300mg/l以上，药剂成本过高。 原因：受破乳剂的质量影响；少数操作工存在认识误区，误认为加药量越多越有利于脱水。 造成问题：溢流沉降罐原油出现乳化现象，油

34、水分离效果变差，。,4、破乳剂的投加地点选择不当。 部分站点既在站外加药又在站内二次加药，脱水效果不好时在大罐上再次投加药剂，存在着多次重复加药的情况。现有的破乳剂投加点的布局有待于进一步的优化。 5、部分站点的溢流沉降罐来液不稳定。 有些区块因输油条件所限，进站液量不能平稳，溢流沉降罐来液不稳定，对沉降罐内处于相对静止状态的净化油层产生破坏作用。而部分站来液量较多，沉降罐体积较小，沉降时间缩短，致使油水分离效果变差。,6、溢流沉降罐的油水层界面高度控制不合理。 正常情况下，应将油水层界面控制在4.5m左右，很多站没有控制到这个范围，少数站甚至达到了6.0m以上，污水罐内停留时间过长。 7、部

35、分作业方式影响原油脱水效果。 近年新投产的区块拉油卸油较多，倒罐泵的大排量输油、站内污油回收的落地油直接返回溢流沉降罐等做法，对溢流沉降罐内处于相对稳定的油水层产生破坏，一定程度影响沉降脱水效果。,（三）部分站点采出水处理系统采用简易流程，处理水质较差。,部分区块采出水采用简易流程处理，如云盘山联合站、杨米涧集油站、南梁集油站等，采出水经简易除油后直接回注，致使回注水质较差，部分敏感性区块回注井压力上升较快。,（四）部分站点采出水处理规模与实际处理能力矛盾较突出。,部分区块因含水上升，原设计的采出水处理能力已明显不足，设施超负运行，矛盾突出，系统处理效果下降。,（五）部分区块采出水处理及回注工

36、艺流程有待完善与改进。,1、部分站除油罐除油效率较低，达不到80%的去除率要求。个别站的除油罐出水口的含油量甚至大于进水口，除油罐成了污油藏污纳垢的地方。 主要原因：除油罐的设计结构、填料选择、集油槽尺寸等参数及施工质量；部分场站来水量不稳定，系统运行不连续；对除油罐的运行管理（定期排污等）；上游来水含油超标。,2、部分站点精细过滤设备易出故障。 现有核桃壳过滤器中过滤材料易跑漏或板结，改性纤维球易断脱跑丝，影响了过滤器的处理效果和使用寿命。 过滤设备内部因水质的腐蚀、结垢而造成堵塞，致使过滤系统出水管线不畅，设备的过水能力下降。 3、目前水处理流程中污油池污水或反洗水返回沉降罐的工艺是造成脱

37、水系统运行不正常的主要原因。 造成上游脱水系统沉降罐乳化层加厚，净化油含水、污水含油超标，高含油的污水进而对下游的水处理系统造成污染，严重时造成过滤材料板结报废。,4、目前采出水处理流程中对污泥的处理仍在论证阶段，尚无一种较好的处理方法，有待下一步攻关试验。 5、水处理药剂的选型没有形成系列化，其质量与效果需进一步的提高；同时采出水处理及回注中加药费用投入不足，加药费用有时得不到保证。,（六）部分油田逐步进入中后开发期，采出水量逐年增加，油田环保压力逐年增大。,近年来，国家相继出台了水污染防治法、水法、水土保持法等，其中要求石油开采废水应进行处理，达标后回注。随着国家和地方政府法律法规日趋完善

38、，油田面临的安全、环保形势日益严峻。 同时，油田所处区域水资源较为匮乏，实现采出水100%有效回注是大势所趋。我们必须从大局出发，站在讲政治的高度，实现清洁生产、和谐发展，努力创建节约性企业，构建和谐社会。,（一）开展采出水处理技术攻关研究，确定适合低渗透油田的采出水处理技术。,1、优选采出水处理工艺流程，提高系统运行效率。 在借鉴外油田水处理工艺特点基础上，结合油田实际，选择适合的采出水处理工艺流程（尽量采用短流程），探索新型高效的采出水除油过滤技术，降低采出水的含油和悬浮物；提高设备的处理效率，降低建设投资，提高油田采出水综合效益。 2、加大采出水系统地面管网防腐管材的推广力度。 改变目前

39、建设初期采用普通钢管（无内防腐措施），后期改造再使用防腐管材的做法，对需要进行采出水回注的区块，即使早期注清水，一开始就配套较为成熟的防腐管材，延长采出水系统的使用寿命。,3、加快污泥减量处理项目的攻关研究进度。 2007年公司在安塞油田开展了立项工作，目前已进入中试阶段，下一步要加快污泥无害化处理技术的试验进度。 4、加快油田采出水回注标准修订进度。 本次回注指标是根据开发层系，分油藏制定对应的回注水质标准，满足油田低渗透、特低渗透油田开发注水要求，为采出水工艺的选择及定型化提供依据。,（二）加大油田采出水回注力度，进一步提高采出水二次利用率。,从管理制度和工艺措施两方面研究采出水二次利用问

40、题，要求：一是今后新建油田注水区块，优先考虑采出水的利用；二是老油田调整改造中，注水系统原则上全部实施采出水回注，并以采出水代替清水；老油田新增注水量，优先考虑利用采出水，节约清水资源。 其次，逐步加大老油田采出水处理及回注配套力度。近年来，公司加大了老油田隐患治理的投入，其中部分改造项目属采出水系统的配套改造，并取得了显著效果。今后将结合公司隐患治理或老油田调整改造项目的安排，通过整体规划、分年实施，逐步对仍采用简易流程、采出水量规模较大的场站配套采出水处理设施，实现采出水的达标回注。,（三）做好采出水处理工艺流程定型化工作。,1、改进和完善现有的“二级除油、一级过滤”的采出水处理工艺技术。

41、 对采出水量在200m3/d以上、地层物性较差且有效回注的区块，配套粗粒化斜板除油和核桃壳、改性纤维球过滤工艺流程，形成“二级除油、一级过滤”的处理流程。主要流程：采出水接受水罐自然除油罐调节水罐混凝除油一级改性纤维球过滤净化水罐。该流程需确定以下几个问题：,反洗水不再返回溢流沉降罐或三相分离器，污泥池的反洗水须单独处理，彻底与脱水、采出水处理系统分离，处理合格的油进净化油系统，水进净化水罐外输。 改进现有除油罐结构，提高除油效率。研究改进除油罐的内部结构及填料，提高除油效果，形成水处理流程中重要的预处理工艺技术。 对采出水处理规模在500m3/d以上的站，适当扩大除油罐的容积，提高除油效果，

42、减轻下游采出水处理负担。同时工艺流程适度配备自控仪器及仪表，实现部分流程自动化控制。,2、继续完善简易流程。 对于处理规模在200m3/d以下的有效回注区块（2年内预测水量达不到）或无效回注（回灌）的区块，仅配套简单的除油处理流程。即采出水接受水罐（或具有除油罐功能）净化水罐。,采出水简易处理流程示意图,（五）继续研究筛选新的采出水处理剂，形成适应不同区块回注水质的药剂体系。,重点加强采出水的杀菌剂、絮凝剂方面的研究，并针对采出水特性形成具有针对性的水处理药剂，使之系列化，满足油田采出水水质变化的需要。同时对现有的水处理剂进行评价，逐步淘汰投加浓度过高、现场使用效果一般的水处理剂。关于药剂选型

43、、更换必须遵守以下原则：,1、更换使用的化学药剂必须符合油田公司危险化工产品管理办法及有关安全、环保的管理规定及标准，并对其他生产环节不得造成影响。 2、采出水处理系统的药剂更换要严格按照油田公司“三新”技术管理规定执行。各单位按照规定进行申报，通过室内评价、现场试验及推广等程序确定药剂类型，规范药剂的更换。,（六）制定配套措施，保证采出水系统加药费用的落实,根据了解，个别采出水场站因加药费用不落实，特别是回注水水处理系统药剂有时不能得到保证。要求各采油厂要按照各站处理水量、投加浓度及药品价格，核实加药费用。同时要制定配套措施，保证采出水系统加药费用的落实。建议对水处理系统药品费用在站内成本中进行单列，确保回注水质药剂的落实。,（七）落实油田采出水水质监测及上报制度。,公司确定油田采出水实行“三级分析监测制度”、每半年一次回注水质普查上报制度，希望各采油单位认真执行，按规定上报。,谢谢大家!,