陈忠喜——大庆油田采出水处理工艺及技术(最终稿)

两级沉降、两级过滤流程，主要用于外围油田，该流程为 普通水处理和深度处理合一流程
两级过滤流程，主要应用于老区油田，该流程占所有采出 水深度处理站的36.0%
高渗水处理站来水
至注水站
一次过滤 二次过滤
老区两级过滤深度处理流程
1.3 聚驱采出水处理工艺流程
聚驱采出水处理工艺流程
序号
1 2 3
采用的工艺流程
分布密度,%/ μ m
0.1
ห้องสมุดไป่ตู้
1
粒径, μ m
10
100
造成现有沉降、过滤工艺很难与之适应
2.3 颗粒明显变细，相互聚并及沉降分离困难 悬浮固体颗粒粒径与数量变化情况
年代 1995年 1999年 颗粒总数个/50μ l 0.8～1.0×105 1.2～2.0×105 ≤2.0μ m的体积占总体积百分数 50%～60% 50%～62%
乳化严重，沉降分离困难！！
2.2
采出水中硫酸盐还原菌、硫化物的含量普遍增
高
由于采出水中大量硫酸盐还原菌的存在，将污水中的 SO42-中的S6+还原成S2- ，S2-造成设备容器腐蚀，同时产生大量 的硫化物。硫化物的颗粒比较细小，一般集中在1～10μ m之间
4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 0.01
3.1.2 沉降罐连续收油和排泥技术
3.1.2.1 连续收油技术
通过沉降罐罐群收油调节堰的控制和联动，实现了污油回收泵 对沉降罐的连续收油，解决了沉降罐顶部油层厚度大、收油困难的 问题，确保了沉降罐的有效沉降时间，进而提高了沉降罐分离效果
3.1.2.2 静压穿孔管排泥技术
静压穿孔 管处理工 艺流程示 意图 静压穿孔管
3、提高主要设备效率的技术措施 3.1 提高沉降罐分离效率的技术措施
3.1.1 污水沉降罐加气浮技术 通过增设管式反应器、穿孔管、溶气 泵，使原有沉降罐增加了气浮选功能
不加
气浮
提高效率25%
加
气浮
出水含油量对比
改造后，含油去除率提高25%以上， 悬浮固体去除率提高20%以上
该技术是在现有沉降罐基础 上进行的技术改造，结构简 单、耐冲击负荷，解决了现 有沉降罐处理效率低的问题
收集 处理
用户 化工厂 化工厂 油 气 系 统
返输干气
油田气处理站 油田气处理站
轻烃库 轻烃库
油井
计量间 (集油间 间)
转油站
脱水站
原油稳定厂
原油库
炼油厂
含油污水处理站 水 系 统 地下水源 地面水源 地下水处理站 地面污水处理站
注水站
配水间 注水井
不含聚合物注入水水质控制指标
注入层渗透率，μ m2
自然沉降→混凝沉降→压力过滤 自然沉降→混凝沉降→重力过滤 混凝沉降→压力过滤
数量
35 1 2
4
5 6
混凝沉降→气浮选机→压力过滤
横向流聚结除油器→压力过滤 气浮选→压力过滤 合 计
6
6 2 52
两级沉降与压力过滤 三段处理流程为主， 共计35座站，占全部 采出水常规处理站的 67.3%
1.2 采出水深度处理工艺流程
自然沉降→混凝沉降→压力过滤 横向流聚结除油器→压力过滤 一级沉降→二级沉降→三级沉降→压力过滤
数量
23 4 1
合
计
28
随着聚合物驱油技术的大面积推广，目前全油田已
建成28座聚驱采出水处理站，其中23座为二级沉降与一级压 力过滤流程，占全部聚驱采出水处理站的82.1%。
1.4 三元复合驱采出水处理工艺流程
工艺简单 排泥迅速
主
静压穿孔管排泥
要 特
不需助排液
改造投资省
点
3.2 改善过滤效果和反冲洗质量技术措施
3.2.1 微絮凝过滤技术 微絮凝过滤技术是将混凝和过滤过程在滤罐内同 步完成的一种新型接触式絮凝过滤工艺技术：
★滤前加药可以明显改善水质 ★在总加药量不变的情况下，滤前加药为原来混
凝沉降罐加药量的1/3左右，没有增加处理成本
80％以上
紫外前 紫外后
3.3 提高杀菌效果技术措施
紫外线杀菌技术工艺特
点 紫外线杀菌技术与化学剂杀菌相比，可以减少运行成本
杀菌率高达99%以上，与化学杀菌联合使用，可保证杀菌 效果持续到井口
紫外线对硫酸盐还原菌的杀灭效果图
取样日期
应用效果
大庆油田从2002年开始 通过采取以上述技术为主的措施 和加强管理，使油田采出水处理 设施效率显著提高，满足了油藏 开发生产的需要 2002年水质达标率60% 目前 90%以上
硫酸盐还原菌，个/mL
10
1000
10000
100
1
8月30日 9月8日 9月17日 9月26日 10月5日 10月14日 10月23日 11月1日 11月10日 11月19日 11月28日 12月7日 12月16日 12月25日 1月3日 1月12日 1月21日 1月30日 2月8日 2月17日 2月26日 3月7日 3月16日 3月25日
满足了油藏开发生产需要
喇萨杏油田动用地质储量占 85.43%，可采储量占91.46%
投产油水井10337口 采出井：63382口 注入井：36955口 综合含水92.42% 年注水64606万方
油田采油工艺
注入站 采出水 处理站
污水
油水分 离装置
原油处理
注 水 井
储层
采 油 井
油田生产总流程图
2000年 2002年后
1.9～3.1×105 4.5×105以上
55%～89% 60%～96%
随着油田开发的不断深入，油田采出水中悬浮固体颗 粒粒径明显变细、颗粒总数增多，这种颗粒细小的悬浮固体， 稳定性好，沉降特性差，在水中呈悬浮状态。同时有少量的悬 浮固体随着油珠浮升，而被带到沉降罐的顶部，造成沉降罐下 部的悬浮固体少于顶部的悬浮固体含量的现象
采出水深度处理工艺流程
序号 1 2 3 4 5 6 7 采用的工艺流程 常规处理后来水→双层滤料过滤→双层滤料过滤 常规处理后来水→单层石英砂→单层石英砂 常规处理后来水→核桃壳过滤→双层滤料过滤 常规处理后来水→双向过滤→双向过滤 常规处理后来水→压力颗粒滤料过滤→改性纤维球过滤 常规处理后来水→双层滤料过滤罐 常规处理后来水→核桃壳滤罐→核桃壳滤罐 数量 31 8 8 3 4 2 2 备 注
结 语
大庆油田已建油田采出水处理站，数 量众多、设施庞大，如何对已建的处理设施， 通过局部技术改造，以较少的工程投资，使其 处理效率发挥到最大，是当前面临的主要问题， 今后将针对这个问题开展技术攻关，满足油田 生产需要 !
★微絮凝法产生的絮体矾花，不堵塞滤层，不使
过滤压力明显升高
3.2.2 气水反冲洗技术 进入高含水后期开发以后，随着聚合 物驱、三元复合驱逐步推广，过滤器 反冲洗出现再生效果差、过滤效果不 好和频繁跑料等问题，为此，开发了 气水反冲洗技术 该技术利用原有过滤 器的大阻力布水系统 实现了气水反冲洗的 布气、布水功能
＞0.6
≤20.0 ≤5.0 ≤20.0 n×lO4 n×lO4 ≤lO2
硫酸盐还原菌（SRB），个 /mL
平均腐蚀率，mm/a 污水含聚最低界限
注：表中 0≤n≤10；三元复合驱含油污水注水指标暂时执行表2所列指标。
1、油田采出水处理站工艺技术
1.1 采出水常规处理工艺流程
序号
1 2 3
采用的工艺流程
三元复合驱采出水处理站工艺流程
序号 1 2 3 4 采用的工艺流程 曝气沉降→高效油水分离→双滤料过滤→双滤料过滤 曝气沉降→横向流聚结气浮→双滤料过滤→双滤料过滤 曝气沉降→气浮→双滤料过滤→双滤料过滤 序批式沉降→双滤料过滤→双滤料过滤 合 计 数量 5 1 1 3 10
目前全油田已建成10座三元复合驱采出水处理试验站。 该工艺在低三元含量的情况下，处理后水质能够达标；含量
序号 检测项目 ≤0.02 0.02～0.1 ≤3.0 ≤2.0 ≤8.0 n×lO2 n×lO2 ≤25 0.1～0.3 ≤5.0 ≤2.0 ≤10.0 n×lO3 n×lO3 ≤25 ≤0.076 0.3～0.6 ≤5.0 ≤3.0 ≤15.0 n×lO3 n×lO3 ≤25 ＞0.6 ≤10.0 ≤3.0 ≤20.0 n×lO4 n×lO4 ≤25 悬浮固体含量，mg／L 悬浮颗粒直径中值，μ m 含油量，mg／L 腐生菌（TGB），个/mL 铁细菌，个／mL 硫酸盐还原菌（SRB），个/mL 平均腐蚀率，mm/a ≤1.0 ≤1.0 ≤5.0 n×lO2 n×lO2 25
大 庆 油 田 注 水 水 指 标 准
1 2 3 4 5 6 7
注：表中 0≤n≤10。
含聚合物注入水水质控制指标
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 检测项目 悬浮固体含量，mg／L 悬浮颗粒直径中值，μ m 含油量，mg／L 腐生菌（TGB），个/mL 铁细菌，个／mL 注入层渗透率，μ m2 <0.1 ≤5.0 ≤2.0 ≤5.0 n×lO2 n×lO2 ≤lO2 0.1～0.3 ≤10.0 ≤3.0 ≤10.0 n×lO2 n×lO2 ≤lO2 ≤0.076 聚合物含量≥20 mg／L 0.3～0.6 ≤15.0 ≤3.0 ≤15.0 n×lO3 n×lO3 ≤lO2
8
9 10 11
油系统来水→自然沉降→混凝沉降→一次压力过滤→二次压力过滤
油系统来水→横向流聚结除油器→一次压力过滤→二次压力过滤 油系统来水→混凝沉降/曝气沉降→气浮选→一次压力过滤→二次压力过滤 其它 合 计
13
6 2 7 86
外围8座
外围6座 外围2座
目前已建的水驱采出水深度处理站有两种工艺流程:
大庆油田建设设计研究院 二〇一三年十一月