低渗透油田回注地层水处理工艺技术优化

易爱文 毛浓利

（延长油田股份有限公司杏子川采油厂）

油田区块开发采出原油的含水率已达70%～80%，部分井区甚至超过90%，油水分离后会产生大量的含油污水。 近年来，油田产出污水是油田注入水的重要来源，为油田产量提升做出了很大贡献［1］。延长油田注水水质要求虽有自行标准，但由于技术条件和管理水平有限，注水开发中逐渐暴露的问题是： 注入水中的杂质、 总铁含量、污油、细菌、化学离子、溶解氧及硫化氢等指标都比清水中的含量高；油管腐蚀穿孔进而影响分层注水效果；腐蚀结垢严重，造成注入压力升高、测试调配遇阻等。 这些问题在近几年尤其严重，已成为影响油田注水的主要因素［2，3］。 因此，在分析低渗透油田注水开发的注水水质达标管理过程中，有必要进一步从污水处理工艺系统进行深入细致的研究。 目前，国内外普遍采用除油和过滤两级处理的含油污水处理工艺方法［4～6］。对于渗透性好的油层， 污水经除油和一级过滤后即可回注，而对于低渗透油层，则要进行二级或三级过滤［7］。延长油田大部分油藏呈现典型的“低渗、特低渗”特征，部分地区渗透率甚至在1mD 以下，常规的三级过滤处理很难满足油田注入水质的要求。

目前，精细注水已成为低渗透油田开发工作中最为经济有效的方式，注水水质作为影响开发指标的重要因素显得尤为重要。 注水水质的好坏不仅影响注水工艺系统的效率，更影响油藏的开发的指标和效果。 水质较差会对管线和井筒造成腐蚀、结垢，增加油田开发运行成本。 笔者结合研究区块污水处理工艺现状，分析了部分注水水质未能达标的问题及其原因。 提出了3 项提升注水水质的方法：一是前端增加沉降池，延长污水沉降时间；二是井口增加二级精细过滤，防止管道污垢二次污染；三是结合配伍性实验，优化加药制度体系。

1 前端增加沉降池

经长期实践发现，原有三级沉降池起不到沉降除油作用， 大量含油污水进入水处理设备后，污泥和乳化油富集在精细过滤装置表面（纤维球或者烧结管），损坏精细过滤设备，造成了严重的经济损失。 为克服现有技术的不足，结合常规污水处理工艺和油层产出水特征，提出了改进的三级沉降池污水处理撬配套工程方案，即在原有基础上发明并应用了一种油田污水自动隔油除砂沉降池，如图1 所示。

自动隔油除砂沉降池（5.0m×13.0m×4.0m）主要由卸水池 （5.0m×1.0m）、 隔油沉砂池 （5.0m×10.0m）和净水收集池（5.0m×2.0m）组成。 具体工艺过程为： 油田污水先通过卸水池缓冲来水冲击， 经沉降池稳流从中部斜孔进入隔油沉砂池，在重力作用下泥砂沿沉砂池斜底进入集泥池，污油经挡油板阻挡上浮，污水经溢流堰进入净水收集池。 其中，污泥由集泥池安装的污泥提升泵定期清理；污油由收油管线进入集油池；污水由污水提升泵提升继续流入后续水处理设备。 另外，净水收集池中安装有高、低液位报警装置，控制污水提升泵的启停，实现自动化。

图1 油田污水自动隔油除砂沉降池示意图

通过优化沉降池工艺流程和结构，将三级沉降环节分离，同时配套自动除油、除砂设备，可延长含油污水的沉降时间， 改善除油和沉砂的功能，确保节点处理水质达标，提高整体污水处理的效果［8］。

2 二级精细过滤

经水处理设备净化后的污水通过长距离管线运输至注水井后，即可发挥油田注水开发的作用，既能提升地层压力，又能增加开发效率。 但由于管线运输距离过长， 温度等环境条件改变，导致处理后的净化污水的水质变差。 运输管道内细菌大量繁殖，尤其是硫酸盐产物较多，致使净化污水的悬浮物增多，管线结垢和腐蚀加剧，最终造成地下油层的喉道堵塞、部分中低渗透层的吸水能力变差及注水产液结构失调等结果［9］。 这与注水开发的最初目的相违背，也是不绿色且不可持续的。 为了改变这一被动局面，提出注水井口增加二级精细过滤，事实证明注水井井口精细过滤技术是解决二次污染问题的有效途径［10］。

通过对传统三级过滤系统加以改进，在原系统之前新增预处理工艺，之后新增井口高压精细过滤工艺，形成一种简单、高效的油田产出水五级处理系统（图2）。 该系统包括预处理沉降池1、气浮装置2、粗过滤设备3、精细过滤设备4 和井口高压精细过滤器5。 预处理沉降池通过加药和充分的物理沉降， 能将油田产出水中的泥沙、悬浮物、污水和原油较好地分离。 而井口高压精细过滤器能对净水罐和注水管线来水实施精细过滤，有效防止处理后的净水在储存和输送过程中受到二次污染而造成对地层的伤害。

油田产出水五级处理系统中，在粗过滤设备后增加精细过滤设备和井口高压精细过滤器，即形成二级井口精细过滤（图2 中第4、5 部分）。 其中， 精细过滤设备中的的若干精细过滤器4-1 为改性PE 精细过滤器，一般是多台并联使用，并联的设备数量由系统的处理规模确定，精细过滤器4-1 内填充的过滤介质4-2 是由多根平行排列的改性PE 烧结管组成的， 可以除去微小的油滴和细小的悬浮物，精细过滤之后的污水基本可以达到低渗透油田的注入水质标准；经精细过滤设备4 处理合格的污水经管线和阀门被输送到净水罐6 储存， 然后通过柱塞式注水泵7 加压后进入注水管线，进入井口高压精细过滤器5，该过滤器的过滤介质是致密的金属网滤芯管5-2， 能够对注入水实施精细过滤，最后将精细过滤后的水通过注水井口阀门5-5 和注水管柱5-6 注入地层。 经推广应用发现，二级精细过滤对注水开发效果起着决定性的作用，大幅提升了油田开发的效率。

3 加药制度体系优化

图2 油田产出水五级处理系统示意图

与高渗透油田相比，延长油田大部分低渗透油田孔喉小、渗透率低且储层非均质性强，一旦注入水与储层岩石或流体不配伍，会导致储层受到伤害，影响油田开采能力。 因此，必须确定注入水与储层岩石或流体的配伍性，合理确定注水水源及其水质处理措施［11］。 为此，对部分注水区块的采出水或水源进行了配伍性实验对比，配伍性实验结果不仅能够为后期注水或混合回注提供实验依据，同时可以作为配注水加药体系制定的基础依据，这对低渗透油田注水开发具有一定的指导意义。

3.1 配伍性实验结果

本次配伍性实验分别选取了6 个采油队的不同层位采出水或水源为样本， 首先通过分析SW-639 阻垢剂的浓度对阻垢率的影响， 进行了为期19h 的实验来确定阻垢剂最优加入量，实验结果见表1。

表1 不同阻垢剂的阻垢率分析

分析表明，SW-639 阻垢剂加入量为50mg/L时，阻垢率最大，达到98.4%。 因此，SW-639 阻垢剂的最佳加入量为50mg/L。

首先，分别检测所取配伍性实验水样的水型和矿化度，并记录钙镁离子的含量；其次，不加阻垢剂，按不同混合比例对水样进行混合，混合均匀后放水浴锅内培养，将每个水样取两份，分别按20、30、40、50、60mg/L 投加比例加入阻垢剂，再按不加阻垢剂时的混合比例对水样进行混合，混合均匀后放水浴锅内培养，48h 后滴定其中钙镁离子的含量，并做记录；最后，计算静置前和静置后水样的总硬度，根据静置前后水样的总硬度算出钙镁离子得失率， 并根据钙镁离子的得失率，得出配伍性是否良好。 实验结果见表2。

由表2 可以看出， 阻垢剂在不同投加比例下，钙镁得失率均有明显改善，且阻垢蚀剂投加比例在50mg/L 时，阻垢效果良好。 在阻垢剂对水质改变效果不明显时，通过调整水源比例来改善配伍性，即可达到回注要求。 配伍性实验结果表明，科学高效注水有依据，原有注水方案可靠性也得到论证。

3.2 注水站点加药标准体系制定

根据油田注水站点各污水的来水情况进行现场配伍性实验， 结合实验室烧杯实验结果，针对絮凝剂、除铁剂、除硫剂、杀菌剂、助凝剂和阻垢剂6 种药剂，分区块、分季节且分地层制定了2018 年各污水站点新的完整加药标准 （均以每处理10m3污水为标准制定加药量）体系。以采油 4 队注水区块为例，其具体加药标准见表3。

表2 配伍性实验结果

表3 采油4 队加药标准 kg

根据加药经验，各站点在加药时应注意加药次序为：除硫剂/除铁剂、絮凝剂、助凝剂、阻垢剂、杀菌剂，pH 调节剂（碱性）根据处理后水的pH 值化验结果适量添加。 所有标准溶液配比为：助凝剂按3‰溶液浓度配比， 其他药剂均按10%溶液浓度配比。 还应注意的是：一般冬季的加药量相比夏季有所减少，实际应根据每天的来水情况或每次化验结果适当调整相关药剂的加药比例，确保水质达标。

4 实践效果

通过实践，总结出注水水质提升的主要手段为：

a. 开展水处理系统定期清污的工作，对水处理系统的沉降罐和净水罐、注水系统的恒流配水器和高压井口精细过滤器定期清理，清水处理系统每年至少清理一次，污水处理系统每年至少清理两次，为水质达标提供技术支撑；

b. 进一步完善水处理加药制度和水质监测流程，针对全厂各注水站（特别是污水站）的来水特点，制定相应加药方案，制定了《注入水质监测管理标准》、《注水系统药剂投加标准》及《各区块注水站点加药方案》等，为水质达标提供制度保障；

c. 完善10 座基层化验室标准化建设， 配齐人员、设备和药品，进行全部13 项水质指标的检测，形成“执行加药、水质监测、调整加药”的良性循环，且采油厂中心化验室创新性地开展了原油物性化验工作，对各区块原油进行粘度、密度等项目化验，为水质达标进一步奠定了良好基础。

某站点水处理系统通过以上工艺升级改建后，无论处理效果还是处理成本，均取得了一定的技术效益和经济效益（表4）。

表4 站点改建前后的部分水质数据表

5 结束语

为进一步提高油田水质达标率，从技术层面上提出了一种油田污水自动隔油除砂沉降池和一种油田产出水五级处理系统，并获得了技术专利的认可；在管理制度方面，提出新的加药制度体系，并推广注入水质节点控制法，实施“三段式”水质管理法，分别对来水、污水处理站和井口实行逐级监测污水处理设备运行状况和污水处理效果，实现了水质监测的精细化。

通过这几年的注水运行，延长油田逐渐形成了依据水质科学加药、污水沉降池定期清污和水处理滤料定期更换的工作制度，实现了加药有方案、水质有监测且水处理系统定期维护的良性循环，注入水质合格率不断提高，从2013 年初不足50%提升到现在85%以上，不仅解决了注水水质未达标的问题，也为低渗透油田注水水质达标技术的实施提供了参考依据。