ZJF油田采出水达标处理回注技术探索与实践

王吉福，何剑锋，文国华，王 伟，田 鸣，鞠成才

1.中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000

2.辽河油田塔里木项目管理部，辽宁盘锦 124000

目前ZJF油田已进入开发中后期，含水量上升，产能递减。油田采出水中通常携有大量的悬浮颗粒、污油、硫化物等污染物，水质复杂。大量的油田采出水如不能有效处理，排放后将对周围环境造成严重污染。利用采出水进行注水采油是油田提高采收率的通用开发方式，既可以充分利用水资源，又能实现环境保护和提高油田产油量，是减少环境污染的最好办法[1-2]。油田回注采出水要达到油田注水水质要求，否则不合格的水注入地层后会堵塞地层，导致注不进水，这不仅起不到注水采油的效果，还会增加注水井酸化解堵频次、高压作业安全风险以及生产运行成本，因此，油田采出水要进行达标处理，然后再进行回注。

1 采出水处理及回注工艺现状

ZJF油田采出水处理系统于2011年重建投运，回注系统于2013年重建投运。站内采用“大罐沉降+悬浮污泥过滤”水处理工艺，采出水经处理后再经过高压注水泵集中增压至22 MPa。站外通过两条高压注水干线输送至站外5座配水间，在配水间给各注水井调配注水量，工艺流程如图1所示。采出水处理系统的设计出水水质技术指标为悬浮物含量≤3.0 mg/L、含油量≤8.0 mg/L，根据Q/SY TZ 0086—2017《碎屑岩油藏注水水质指标》的管理要求，注水井井口水质技术指标是悬浮物含量≤5.0 mg/L、含油量≤15.0 mg/L。

图1 ZJF油田水处理及回注工艺流程

根据现场取样化验数据，站内水处理系统出水水质悬浮物含量平均为32.25 mg/L、含油量平均为21.4 mg/L，水质合格率仅64.68%。经过药剂筛选、药剂加注优化及系统运行优化等，出站综合水质合格率达到87.68%，处理后水质得到明显改善，出站水质含油量合格率提高到95.23%，但是悬浮物含量合格率仅46.72%。井口悬浮物含量平均为51.57 mg/L、含油量平均为31.27 mg/L，水质合格率仅71.6%。站内外水质波动大、稳定性差，尤其是悬浮物含量超标严重，不能达到处理回注的要求。为解决水质合格率低、水质不稳定问题，采取分段攻关（先解决油田采出水处理系统水质，再解决注水井井口水质）的探索实践思路，实现两个节点水质合格率超过95%的目标。

2 油田采出水处理系统水质达标探索实践

2.1 站内水质超标原因分析

站内水样在静置过程中，由透亮逐渐变黄，直至形成红褐色沉淀，并聚集在取样瓶的底部。取过滤前、过滤后水样和出站水样各4组分别进行分析，其数据如表1所示。从表1可以看出，出站时的Fe3+和溶解氧含量有显著增加。

表1 不同取样点水样分析数据 单位：mg/L

另外取水样，分别在密闭和敞口状态下置于55℃恒温水浴中，测量不同储存时间后水中悬浮物含量SS，如图2所示。试验结果表明：密闭条件下水质比较稳定，敞口（有氧）条件下水质恶化明显。

图2 55℃恒温条件下水质稳定性模拟试验

现场调查发现：悬浮污泥过滤装置、注水罐都是敞口装置，水与空气可以直接接触，据此判断悬浮物含量指标超标的主要原因是暴氧氧化[3]。

2.2 采出水处理系统密闭改造及效果

由于采出水处理系统日处理水量变化较大，水罐液位不稳定，常规的柴油密闭、隔氧浮床密闭方式容易造成柴油外溢或浮床垮塌而导致密闭失效。此外，悬浮污泥过滤装置底部进水、顶部出水的设计方式也决定了前述两种密闭方式并不适用。结合站内现有设施设备、装置特点及安全性，采用氮气作为密闭介质是最佳选择，通过在装置顶部注入氮气来防止水与空气直接接触[4-5]。

水处理系统氮气密闭改造完并调试两个月后，悬浮物含量逐渐下降至4 mg/L以下且长期稳定，悬浮物含量平均为2.6 mg/L，站内水处理系统出水水质悬浮物含量、含油量两项指标的综合达标率提高至98.4%，效果良好。

3 注水井井口水质达标探索实践

3.1 站外注水系统存在问题及原因分析

站内水处理系统改造完成后，出站水质能够长期稳定达标，但是在注水井井口取样水质仍然超过Q/SY TZ 0086—2017《碎屑岩油藏注水水质指标》要求，主要是悬浮物含量指标严重超标。

经取样分析，注入水pH值为6.15，水型为CaCl2型，注入水的离子组分含量如表2所示。钙、镁等成垢离子质量浓度高，矿化度高，污水易结垢，垢的主要成分以碳酸钙为主（76.9%）。出站水经过高压注水泵增压后，全程密闭输送至井口，不存在暴氧氧化问题。经分析，注水井井口水质悬浮物含量超标主要原因是：管道内结垢，导致沿程污染。在注水系统运行过程中，受水流冲刷或异常停注导致管道内压力激烈变化，垢层发生脱落，污垢悬浮在水中输送至注水井井口。

表2 注入水离子组分含量 单位：mg/L

3.2 管道沿程污染的治理

通常解决注水管道中结垢对水质的污染问题有两种方法：一种是防止管道内产生垢；另一种是制定合理的周期，定期清理注水管道中已经产生的污垢。

阻垢的方法有物理阻垢和化学阻垢[6]，物理阻垢是以消除或降低成垢的物理环境来防止结垢的一类方法，化学阻垢则是通过在注入水中加注阻垢剂抑制垢的产生和扩大。根据ZJF油田的生产实际状况，结合污水结垢趋势研究，选用加注合适的阻垢剂进行阻垢试验。结果表明，筛选的1#阻垢剂在加注量40 mg/L时，阻垢效果较好。然而，注水井井口化验数据显示，悬浮物含量平均为25.6 mg/L，水质并没有良好的改善。

注水管道除垢也有物理法和化学法，ZJF油田注水管道除垢先后试验了两种方法。第一次除垢采用多元复合物理清管技术[7]，该技术是在清洗仪器上设计安装了内振系统和射流喷嘴，将清洗仪器投入管道中，在水力的推动下旋转行进，水流自尾翼压入内振系统，猛烈收缩又急剧膨胀，反复振荡，生成无数空泡，汇入喷嘴后，在清洗仪器前方散射出爆破性冲击射流，强力击打管垢，清洗下来的垢屑与射流一道汇聚成湍流，向前窜动，直达排污口[8-10]。第二次除垢采用化学法酸洗除垢[11]，选用“10%盐酸+0.2%缓蚀剂+1%破乳剂”作为清洗药剂液体，浸泡酸洗和循环清洗相结合。两次除垢均取得良好效果，管道沿程压力损失下降71%～85%，井口悬浮物含量下降43%～52%，但是悬浮物指标依然超标。另外，由于注水管道结垢严重且有严重的垢下腐蚀，两次除垢后高压注水管道刺漏穿孔现象频发，平均每周穿孔2～3次，给注水系统及站内水处理系统的管理增加了极大的难度。

3.3 注水井井口过滤技术的提出及优化

在站内出站水质达标的情况下，通过注水管道阻垢、除垢的方式均不能满足井口注水水质悬浮物含量≤5.0 mg/L的标准，考虑在注水井井口增加一道过滤装置将入井前的注入水再次进行过滤，以保障注水水质达标。

经筛选，选择了一款体积小、操作简单方便、可拆卸清洗的过滤装置，在一定的压力作用下，注入水流过精细过滤器滤芯，水中的悬浮物被阻挡在滤芯的外部，处理过的水从滤芯内部流入井内，利用精细过滤器能有效清除粒径≥1 μm的机械杂质，进一步净化注入水的水质，如图3所示。该装置设计工作压力35MPa，过滤精度1～50μm可调。

图3 过滤滤芯管结构及出水方向

在第一阶段井口过滤装置试验中，选择过滤精度5 μm滤芯，注水初期进出口压差达4 MPa，超出了过滤器的设计压差（2.5 MPa），仅注水一天压差达到5 MPa，进行反冲洗后压差不降。关闭过滤器更换滤芯时发现滤芯无法取出，经切割过滤筒后发现滤芯被挤压变形且滤芯外附着大量黑色沉积物。

注水井只有在一定注水压力时才能满足地质配注的要求，因此井口过滤装置压差不能过大，在满足注水水质要求的同时过滤器滤芯更换或清洗的周期越长越好。在第一阶段试验的基础上，提出井口由一级过滤增加到两级过滤和增加支撑骨架来提高滤芯耐压差能力两个优化措施，并配套4组滤芯组合方案（见表3）进行过滤试验，试验注水井的配注水量为50 m3/d（2.08 m3/h），过滤压差及注水情况如图4～图7所示，每种组合方案过滤前后悬浮物含量见表4，方案三和方案四的数据取当日3组数据的平均值。

表3 不同过滤精度等级滤芯组合方案

图4 方案一过滤压差及注水量

图5 方案二过滤压差及注水量

图6 方案三过滤压差及注水量

图7 方案四过滤压差及注水量

表4 不同滤芯精度组合过滤前后悬浮物含量变化

方案一和方案二试验时间均不到2 d注水井即注不进水，方案三能连续满足注水井日注水量要求的时间约15 d，方案四能连续满足注水井日注水量要求的时间约7 d。因此，确定一级/二级滤芯规格分别为50 μm/5 μm时为最佳组合方案，当来水水质比较稳定时，清洗更换滤芯的周期可达12～15 d，现场工作量增加相对较少。

根据试验数据可知，注入水在井口过滤装置两级过滤后，水中悬浮物含量指标基本可以降至5 mg/L以下，达到注水水质要求，并且滤芯均未发生变形现象，说明利用井口过滤装置控制注水井井口水质技术是可行的，井口水质达标率达到97.8%。

4 结束语

ZJF油田采出水处理及回注系统经过近7年的探索实践，先后完成站内水处理系统和注水井井口水质技术攻关，其中采出水处理系统处理水质合格率达98.4%，注水井井口水质合格率达97.8%，实现了油田采出水长期稳定达标处理回注的目标，这不仅有利于油田注水开发提高产油量，还能保护环境，避免环境污染。

今后ZJF油田采出水处理及回注系统的工作重点是解决腐蚀、结垢问题，下步措施是将高压注水干线更换为非金属管道。在管理上建议定期酸洗注水干线，同时应多关注注水井井下注水管柱及套管的腐蚀情况，尤其是侵蚀性二氧化碳带来的腐蚀。