特高含水开发阶段水系统面临的挑战及技术对策

特高含水开发阶段水系统面临的挑战及技术对策
杨清民
大庆油田工程有限公司
摘要：大庆油田已进入特高含水开发阶段，产量下降，水量上升，水系统投资和运行费用持续增加，降本增效困难；化学驱逐步转为薄差层，长垣扶余油层和外围致密油开发动用，对水处理提出更高要求；采出水精细处理、压裂返排液循环利用技术急需攻克；老化站场数量多，安全环保隐患大，节能降耗任务艰巨。

面对诸多挑战，水系统需要提前谋划，控投资、降成本、保水质、增效益，研发储备适用技术，助力油气业务高质量持续发展。

“十四五”期间及今后更长时期，应充分利用水系统已建设施剩余能力，控制新建站场数量；挖掘化学驱站场潜力，降低处理站驱油剂浓度，减轻处理难度，提高水质达标率；聚驱、三元驱及外围采出水处理站建设规模有进一步优化空间，可节省建设投资15%以上；注水站新建、维修改造工程中推广应用大流量柱塞泵，提高效率10%以上，大幅降低注水单耗，投资回收期不到2年。

目前正处于油田大力推进数字化建设的有利时机，要努力实现智能注水、智能水务、数字化排涝等目标，水系统技术进步和技术创新将迈上新的台阶。

关键词：油田水系统；水质提升；精细处理；节能降耗；降本增效
Challenges and Technical Countermeasures of Water System in the Development Stage with Ultra-high Water Cut
YANG Qingmin
Daqing Oilfield Engineering Co.，Ltd.
Abstract：Daqing Oilfield has entered into the development stage of ultra-high water cut，with the decrease of production and increase of water volume，and the continuous increase of investment and operation cost of water system，which makes it difficult to reduce cost and increase efficiency.The chemical expulsion step turns into a thin layer，and the development of the Fuyu Reservoir in Changyuan and the surrounding tight oil puts forward higher requirements for water treatment.The technology of fine treatment of produced water and recycling of fracturing backflow fluid urgently needs to be developed.The number of aging stations is large，the safety and environmental risks are great，and the task of energy conservation and consumption reduction is arduous.In the face of many challeng-es，water systems need to be planned in advance to control investment，reduce costs，protect water quality，increase benefits，develop and reserve suitable technologies，and contribute to the high-quali-ty and sustainable development of oil and gas business.During the14th Five-Year Plan period and for a longer period in the future，the remaining capacity of water system existing facilities should be fully uti-lized to control the number of newly-built stations.The potential of chemical flooding station should be explored，and the concentration of oil displacement agent should be reduced to decrease the difficulty of treatment and improve the rate of water quality up to standard.There is room for further optimization of the construction scale of polymer flooding，ASP flooding and peripheral produced water treatment stations，which can save more than15%of construction investment.The application of large-flow plunger pump in the construction，maintenance and reconstruction of water injection station can im-prove the efficiency by more than10%，greatly reduce the single water injection consumption，and the payback period of investment is less than2years.With the coexistence of challenges and opportunities，
DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2020.09.008
伴随大庆油田60年的开发建设，水系统始终为油气业务发展提供强劲助力，建设了庞大的油田注水、驱油剂配制注入、采出水处理、消防、市政供排水、防洪排涝等专业地面工程系统。

目前大庆油田注水能力284.8×104m3/d，采出水处理能力407.2×104m3/d，聚合物配制注入能力48.16×104t/a，供水能力116.6×104m3/d，防洪排涝能力803.5×104m3/d。

“十二五”、“十三五”以来，按照“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的总体要求，推动“高质量发展”和“绿色矿山建设”目标，大庆油田对水系统加大技术和资金投入，积极推广新工艺新技术，强化生产运行管理，水质达标率、注水系统效率不断提高，取得了显著的效果。

标准化、模块化、橇装化设计模式的深入开展，在促进水系统管道地面敷设、缩短建设周期等方面起到了积极的作用。

化学驱采出水处理优化简化、特低渗透采出水处理技术、破板结过滤技术、新型注水节能技术的推广应用，为水系统提质增效、节省占地、节约建设投资做出了突出贡献。

电催化气浮技术、旋流气浮技术、新型微生物处理技术的研发攻关，为水系统“十四五”技术发展做了前期的技术储备。

大庆油田已进入特高含水开发阶段，水系统面对诸多挑战，如何控投资、降成本、保水质、增效益，需要提前谋划，研发、储备适用技术，助力油气业务高质量可持续发展。

1面临困难和挑战
（1）产量下降，水量上升，水系统投资和运行费用持续增加，降本增效困难。

由表1[1]可见，“十四五”末，产油量由目前的3000×104t/a下降至2500×104t/a，注水量由7.15×108m3/a上升到7.95×108m3/a，年增幅1100×104~2200×104m3，采出水量由5.60×108m3/a上升到6.33×108m3/a，年增幅970×104~2000×104m3。

随着含水率的增高，水量逐年增加，新建站场数量增多，水系统在
产能、老改工程中的投资比例逐步增大，目前复合驱产能水系统投资占地面工程投资比例50%左右（不包括采油工程计入地面投资），优化简化、降本增效的压力会越来越大。

表1大庆油田“十四五”开发指标预测
Tab.1Index forecast of the14th Five-Year Plan in
Daqing Oilfield
预测
年份
2021
2022
2023
2024
2025
产油量/
(104t·a-1)
2900
2800
2700
2600
2500
产液量/
(104t·a-1)
60539.2
61410.5
62539.0
63915.6
65806.6
注水量/
(104m3·a-1)
73038.3
74142.2
75567.3
77266.3
79505.0
产水量/
(104m3·a-1)
57639.2
58610.5
59839.0
61315.6
63306.6
补水量/
(104m3·a-1)
15399.1
15531.7
15728.3
15950.7
16198.4
综合含水/
%
95.21
95.44
95.68
95.93
96.20
（2）化学驱开发逐步转为薄差层，对采出水处理提出更高要求。

“十四五”聚合物驱和三元复合驱共安排注入井6854口，驱油化学剂用量逐年递增，聚合物由19.79×104t/a增加至34.18×104t/a，表面活性剂由14.40×104t/a增加至20.87×104t/a，碱由27.02×104t/a增加至36.92×104t/a[1]。

化学驱开发层位变差，配制、稀释用水要求提高，深度处理采出水需求增加，对水质要求更加严格。

化学驱产水量增加，对已建采出水处理系统冲击增大。

（3）非常规油藏开发力度加大，采出水精细处理、压裂返排液循环利用技术急需攻克。

长垣扶余油层和外围致密油开发动用、外围特低渗透油层开发力度加大，越来越多的采出水需要处理至含油质量浓度≤5mg/L、悬浮固体质量浓度≤1mg/L、粒径中值≤1μm，满足特低渗透油藏注水标准[2]，经济适用的采出水精细处理技术需进一步攻关。

非常规油藏开发力度加大，大规模压裂逐年增多，压裂用水需求增大，压裂返排液等废液量剧增，对采出水处理站场冲击大，制约水质达标率提高。

水资源短缺会制约非常规油藏开发，国家对水资源的保护力度加大，工业用地下水开采将逐步禁止。

（4）站场数量众多，安全环保隐患大，节能降耗任务艰巨。

水系统站场数量多，相对地老化站场数量也多，安全环保隐患大，维修改造工作量大。

随着国家安全环保法规的严厉，站场改造难度会明
technological progress and technological innovation of water system will step up to a new level.At pres-ent，it is a favorable opportunity for oilfield to vigorously promote digital construction，efforts should be made to achieve the goals of intelligent water flooding，intelligent water utilities and digital waterlog-ging drainage，and the technological progress and innovation of water systems will be stepped up to a new level.
Keywords：oilfield water system；water quality improvement；fine treatment；energy saving and cost reducing；cost decreasing and benefit increasing
显增大。

水系统是耗能大户，尤其是注水系统，大庆油田平均注水单耗为5.93kWh/m 3，按2019年注水量7×108m 3测算，油田注水每年耗电41.51×108kWh，节能空间大。

2
技术对策及建议
2.1
充分挖掘利用已建设施剩余能力
注水系统、采出水处理系统目前均有部分剩余
能力，应充分利用，控制新建站场数量，节省建设投资。

同时充分利用已建管网连通性好的优势及化学驱开发周期短的优势，适当增补连通管道，挖掘化学驱站场潜力，强化站场均衡运行。

水系统运行负荷见表2。

表2
水系统运行负荷
Tab.2Operating load of water
system
系统名称注水系统
系统类别
长垣水驱
长垣化学驱外围及海塔
合计设计能力/(104m 3·d -1)149.182.253.6284.9运行水量/(104m 3·d -1)90.463.933.5187.8运行负荷/%
60.677.862.666.0实现水驱、聚驱、三元驱采出水处理站之间原水、处理后水连通，挖掘化学驱采出水处理能力，减少新建工程量；同时降低处理站原水聚合物等驱油剂浓度，减轻处理难度，提高水质达标率。

实现水驱、化学驱注水管网连通，提高注水站运行负荷，优化注水泵运行组合，有效降低注水系统单耗。

2.2
优化建设规模
1998年，聚合物驱工业化推广以后，水驱采出水处理站串入聚合物，导致处理工艺不适应。

为保证注水水质，长垣水驱采出水处理站、深度处理站运行负荷控制在80%以内，设计参数执行水驱标准。

具体界定如下：水驱采出水处理站聚合物含量不大于150mg/L 时（初期为20mg/L）按水驱参数设计；深度处理站对聚合物含量未做具体约束，设计参数执行水驱标准。

规定执行近20年，各类采出水处理站建设规模均按运行负荷不超过80%确定。

建议重新梳理规
模确定原则，如果聚驱采出水处理站、三元驱采出水处理站、外围采出水处理站不按20%能力预留，该类站场可节约建设投资15%左右。

同时，压裂返排液、注水管道冲洗水、洗井水等工业废水如何计入规模，需要界定是按最大日产水量、平均日产水量，还是按缓存削峰后的产水量，数值差异越大，对处理站确定规模的影响越大。

2.3
推广应用新型过滤罐
过滤罐是油田采出水处理的关键设备，处理效果的好坏直接关系到水质是否达标，间接影响注水开发效果。

新型过滤罐结构如图1所示。

针对油田在用过滤罐存在的问题，研发出新型“布水破板结过滤器”[3]，能够解决油田生产中存在的问题，处理效果有保证，降低过滤罐投资40%以上，具有很好的推广应用前景。

其优点有以下几点：①取消过滤罐搅拌器，内部结构实现滤层破板结功能，节省设备造价和运行费用；②解决了滤罐憋压、滤料再生困难的问题，减少滤料流失；③优化了过滤罐内部结构，反冲洗时有利污染物排出；④无转动部件，简化运行操作，有利于实现自动控制；⑤油田企业可以自主生产，提高关联企业效益。

2019年在“杏北三元-6采出水处理站”应用10台，运行效果优于现有过滤罐，反冲洗再生顺畅，单台设备造价43.60万元（在用滤罐77.87万元）。

以油田每年新建、更新300台过滤罐测算，设备采购投资可节省1
亿元以上。

图1新型过滤罐结构图
Fig.1Structure diagram of new filter tank
2.4优选采出水精细处理技术
大庆油田在运采出水精细处理站4座，处理后
水质为“5.1.1”标准，运行现状见表3。

中空纤维超滤膜广泛应用于市政供水等领域的深度处理，工程应用多，膜成本低，化学清洗周期长，但耐油品等污染能力弱，需要的预处理流程长。

陶瓷超滤膜耐污染能力强，操作压力高，产水
能力强，寿命长；缺点是膜成本高，化学清洗周期短，运行能耗高。

4座处理站预处理工艺不同，膜种类也不完全相同，可比性不高，需要进一步总结、优化，为今后同类工程建设提供借鉴。

2.5
加大高效注水泵应用力度
注水泵是耗能大户，各油田围绕离心注水泵节能降耗一直在不断探索，高压变频调速、液力耦合器调速、前置泵变频调速、泵结构改造（切削叶轮、涂膜、加减级）等技术均有不同程度应用，达到了较好的节能效果，但还没有公认的节能技术可推广。

因为结构限制，离心注水泵效率达到78%已接近极限。

国家标准《机动往复泵》GB/T 9234—2018规定柱塞泵额定排出压力≤20MPa 时，泵效率≥87%；排出压力20~31.5MPa 时，泵效率≥86%，较离心注水泵机组提高效率10%以上。

随着国内制造业的发展，大流量柱塞泵已形成系列[4]，为注水节能降耗创造了条件。

胜利油田、中原油田应用30多台大流量柱塞泵代替离心泵注水，节能效果显著，平均不到2年收回改造投资。

大流量柱塞泵应用现场如图
2所示。

图2大流量柱塞泵应用现场
Fig.2Application field of high flow piston pump
大庆油田在聚北十二注水站、北Ⅲ-2注水站各应用1台150m 3/h、16MPa 柱塞泵，2015年投产，节能效果良好，目前因为系统水量调整停用。

朝一联注水站应用1台105m 3/h、17MPa 柱塞泵[5]，运行近2年，运行平稳，节能效果好。

建议注水站新建、维修改造工程中推广应用大流量柱塞泵，可有效降低注水单耗。

2.6
压裂返排液循环利用
油田综合废液包括压裂返排液、洗井废水、注水干线冲洗水等，特点是产水地点分散，污染物多，水质水量波动大。

目前模式是建设废液收集储池，罐车拉运或临时管道收集，缓冲削峰后输至临近的采出水处理站或集输系统，处理合格后与地层产水统一回注。

压裂返排液成分复杂，处理难度较三元采出水大，对采出水处理站场冲击大，严重影响处理站水质达标。

建议压裂返排液采用复配方式，循环利用，将废液产生量降到最低，对采出水等地面系统的冲击降到最低，减轻注水水质达标压力。

2.7
注水水质标准的建议
大庆油田注水水质标准执行Q/SY DQ0605—2006《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》中水质指标部分，目前存在问题较多。

注水水质主要控制指标见表4。

（1）现行企业标准Q/SY DQ0605—2006中水质
指标部分为大庆油田水驱注水水质标准，标准中规定“含聚合物注水和三元驱注水暂时参照执行该方
表4
不同标准注入层渗透率注水水质指标对比
Tab.4Index comparison of injected water quality under different standards of injection lay permeability
指标
含油量/(mg·L -1
)悬浮固体含量/(mg·L -1)
悬浮物颗粒直径中值/μm 大庆油田不含聚合物注水水质控制指标（Q/SY DQ0605—2006)
注入层渗透率/μm 2
≤0.02≤5.0≤1.0
≤1.0
0.02~0.1≤8.0≤3.0≤2.0
0.1~0.3≤10.0≤5.0≤2.0
0.3~0.6≤15.0≤5.0≤3.0
>0.6
≤20.0≤10.0≤3.0
大庆油田含聚合物注水水质控制指标（Q/SY DQ0605—2006)
注入层渗透率/μm 2
≤0.1≤5.0≤5.0≤2.0
0.1~0.3≤10.0≤10.0≤3.0
0.3~0.6≤15.0≤15.0≤3.0
>0.6≤20.0≤20.0≤5.0
行业注水水质
控制指标（SY/T 5329—2012)
注入层渗透率/μm 2
≤0.01≤5.0≤1.0≤1.0
0.01~0.05≤6.0≤2.0≤1.5
0.05~0.5≤15.0≤5.0≤3.0
0.5~1.5≤30.0≤10.0≤4.0
>1.5
≤50.0≤30.0≤5.0
表3
采出水精细处理站运行现状
Tab.3Operating status of fine treatment station for produced
water
工程名称东16处理站杏Ⅴ-2处理站
朝一联
工艺流程及投产时间
曝气沉降+气浮+两级过滤+中空纤维超滤膜，2006年投产缓冲接收+生物处理+中空纤维超滤膜，2008年投产
曝气沉降+气浮+催化氧化+三级过滤+中空纤维超滤膜2010年投产
建设规模/(m 3·d -1)1200120008000运行水量/(m 3·d -1)
10008000
超滤膜运行情况运行正常，2020年扩建2019年11月停运，待改造短期运行后一直停运
法”。

（2）该标准目前已拆分为2个企业标准，水质指标部分继续执行Q/SY DQ0605—2006标准，水质分析方法部分执行《大庆油田油藏水驱注水水质分析方法》Q/SY DQ0309—2018[6]。

（3）标准只界定了注入水中聚合物含量，当含聚质量浓度≥20mg/L 时执行含聚合物注水指标。

因为执行困难，现行企业标准Q/SY DQ0639—2015《大庆油田地面工程建设设计规定》修订时[7]
，针对采出水处理增加“当含聚质量浓度<150mg/L 时，按照水驱参数及工艺设计；当150mg/L ≤含聚质量浓度≤450mg/L 时，按照普通聚驱参数及工艺设计；当含聚质量浓度>450mg/L 时，按照高浓度聚驱参数及工艺设计”等相关规定。

（4）标准中未界定三元复合驱驱油剂的含量，目前执行含聚合物注水水质指标。

注水水质指标是采出水处理系统、注水系统的关键设计参数，在用企业标准不完善之处较多，现行行业标准SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》[8]中对高渗透层注水水质指标已放宽（与SY/T 5329—1994比较），建议修订大庆油田注水水质标准。

3结束语
严峻的开发形势对水系统提出了更高的要求，
但挑战与机遇并存，在提质增效、助力主业发展的前提下，油田水系统的技术创新和技术进步也将迈上新的台阶。

采出水处理系统应进一步简化工艺流程，优化设计参数，推广应用小型高效处理设备，确保处理水质达标，力争做到水量增投资不增。

注水系统应充分利用油田推进数字化建设的有利时机，优化系统运行，促进管理提升，加大高效节能设备应用力度，早日实现智能注水、智慧注水目标，大幅降低注水单耗。

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作者简介
杨清民：高级工程师，1985年毕业于沈阳农业大学水力工程专业，从事油田水系统规划设计工作，133****0216，**************************.cn，黑龙江省大庆市让胡路区大庆油田工程有限公司，163712。

收稿日期
2020-07-12
（编辑
焦晓梅）。