企業(yè)培訓(xùn)_采油工藝專業(yè)技術(shù)人員培訓(xùn)教材

油田脫水及采出水處理工藝技術(shù)講課人 李成龍 長慶油田分公司2010年8月 采油工藝專業(yè)技術(shù)人員培訓(xùn)教材 長慶油田經(jīng)過近40多年的發(fā)展 成功開發(fā)了馬嶺 安塞 靖安及西峰等油田 伴隨油田的不斷發(fā)展和配套建設(shè) 長慶油田的脫水及采出水處理工藝歷經(jīng)多次變化和完善 通過不斷攻關(guān) 研究 形成了具有低滲油田特征的原油脫水及采出水處理工藝技術(shù) 確保了油田持續(xù)有效快速發(fā)展 全油田現(xiàn)有脫水站點(diǎn)85座 原油脫水能力達(dá)到8 72 104t d 全油田現(xiàn)有采出水處理站點(diǎn)137座 處理能力達(dá)到6 2 104m3 d 截至2010年3月底 油田公司采油井開井23433口 日產(chǎn)油水平45788t 日產(chǎn)水5 1 104m3 d 目錄 第一部分長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀第二部分長慶油田采出水處理工藝流程發(fā)展歷程第三部分長慶油田采出水處理及回注現(xiàn)狀第四部分面臨的困難及存在的問題第五部分下一步的發(fā)展方向及要求 一 長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀及特點(diǎn) 原油脫水及污水處理過程中 原油的脫水脫氣是非常重要的環(huán)節(jié) 常規(guī)工藝先采用氣液分離器進(jìn)行氣液兩相分離 分離后的原油再利用沉降罐進(jìn)行熱化學(xué)重力分離 或采用電熱化學(xué)脫水 長慶油田目前主要采用大罐沉降脫水和三相分離器脫水兩種工藝 大罐沉降脫水工藝可概括為 小站 井口 加藥 管道破乳 大罐溢流沉降脫水 工藝流程 已推廣到全油田 原油的脫水能力達(dá)到8 72 104m3 d 多年的實(shí)踐證明 這項(xiàng)技術(shù)適合長慶油田的原油脫水 2003年以來 為解決大罐沉降脫水存在的流程未密閉 占地面積較大 投資過高的問題 引進(jìn)了油氣水三相分離技術(shù) 并成功在油田得到推廣應(yīng)用 一 大罐沉降脫水工藝技術(shù) 1 工藝流程及特點(diǎn) 工藝流程 站外加藥 站內(nèi)脫水 站外加藥 站內(nèi)脫水 站外加藥早期采用井口加藥 后期改到增壓點(diǎn) 接轉(zhuǎn)站加藥 站內(nèi)脫水 進(jìn)油口 出油口 出水口 集水管 噴油管 集油槽 平衡管 溢流沉降罐結(jié)構(gòu)示意圖 脫水溫度較低 30 45 流程簡單 操作方便 效果顯著 凈化油含水小于0 5 污水含油小于200mg l 能充分破乳降粘 降低管線回壓 尤其冬季效果顯著 實(shí)現(xiàn)乳化液提前破乳 縮短了沉降罐內(nèi)油水分離時(shí)間 管道破乳后水滴在管壁形成水膜 起到降粘減阻作用 1 站外加藥特點(diǎn) 2 流程優(yōu)點(diǎn) 2 影響原油脫水效果的主要因素 1 破乳劑的篩選 原油的破乳原理 盡管有多種解釋 但通常認(rèn)為油水乳化液珠的表面含有膠質(zhì) 瀝青質(zhì)等天然乳化劑 破乳劑分子滲入并吸附到乳化液滴的界面膜上抵消天然乳化劑 這樣乳化液滴表面膜破裂并使水滴釋放出來 小水滴相互聚結(jié)成大水滴 最終油 水兩相發(fā)生分離 破乳原理 近年來一個(gè)新方向 復(fù)配型的破乳劑 即利用破乳劑之間的協(xié)同效應(yīng) 將兩種破乳劑進(jìn)行復(fù)配以獲得既油凈水清 又脫水速度理想的結(jié)果 Bansbach認(rèn)為 理想的破乳劑必須具備 較強(qiáng)的表面活性 良好的潤濕性能 足夠的絮凝能力 較好的聚結(jié)效果 近年來國外文獻(xiàn)報(bào)道 聚酯胺破乳劑及其復(fù)配物 聚合物系列破乳劑因使用濃度小 10 20mg l 凈化油含水為痕跡而受到普遍的歡迎 破乳劑篩選方法 室內(nèi)瓶試法 實(shí)驗(yàn)過程中取新鮮的油樣 綜合考察脫水率 脫水速度 油水界面 污水含油等各項(xiàng)指標(biāo) 長慶油田使用的破乳劑 主要有YT 100 CQ C3 CDJ 5等型 均屬聚醚類型 是環(huán)氧乙烷環(huán)氧丙烷共聚物 使用濃度在80 100mg l之間 下步應(yīng)著手研制新型的低溫 高效 快速的破乳劑 2 破乳劑投加點(diǎn)的確定 九十年代后 大部分加藥點(diǎn)移到接轉(zhuǎn)站內(nèi) 早期采用井口加藥 含水大于50 60 的區(qū)塊可在聯(lián)合站或集中處理站加藥 投加要求 對于以小站加藥的區(qū)塊 要根據(jù)集輸流程的布局及含水的高低 合理確定加藥站數(shù)量 保證系統(tǒng)總的加藥量處于合適的比例范圍 接轉(zhuǎn)站加藥應(yīng)從輸油泵的進(jìn)口加入 聯(lián)合站應(yīng)從總機(jī)關(guān)匯管中加入 嚴(yán)禁在沉降罐罐口倒加破乳劑的做法 造成局部濃度過高 形成反向乳化 反而脫不下水 加藥過程應(yīng)與輸油同步進(jìn)行 不得中斷也不得過量加入 加藥濃度應(yīng)根據(jù)室內(nèi)評價(jià)確定 一般保持在商品濃度80 150ppm范圍之內(nèi) 對于用量超過200ppm的藥劑應(yīng)淘汰 輸油上要求聯(lián)合站外上游系統(tǒng)站點(diǎn)輸油要盡量保證連續(xù)平穩(wěn)輸油 禁止輸油過程中排量頻繁變化 冬季運(yùn)行中 輸油溫度控制在40 45 左右 以保證原油的破乳脫水效果 3 沉降時(shí)間 根據(jù)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 水滴直徑 m 水 油 水和油的密度 kg m3 油 原油粘度 Pa s g 重力加速度 9 8m s2 以上公式看出 水滴的沉降速度與油水密度差成正比 與原油的粘度成反比 油水密度差越大 原油粘度越低 則水滴沉降速度加快 油水越容易分離 根據(jù)長慶原油的性質(zhì)及脫水工藝的特點(diǎn) 實(shí)際沉降時(shí)間確定在12 20小時(shí)范圍內(nèi)即可滿足要求 在保證脫水效果的前提下 應(yīng)盡量縮短污水在沉降罐內(nèi)的停留時(shí)間 既減少硫酸鹽還原菌在罐內(nèi)的繁殖 又可減小沉降罐的容積 長慶油田情況 4 合理確定脫水溫度 根據(jù)Stokes沉降公式 水滴沉降速度與原油粘度成反比 因此 提高溫度可加快水滴沉降速度 提高脫水效果 但并不是溫度越高越好 且過高的溫度勢必消耗過多的燃料 以華池油田情況進(jìn)行說明 華池原油粘溫曲線 由圖可見 原油溫度達(dá)到25 后 粘度急劇下降 粘溫性能變好 粘溫曲線在25 28 附近出現(xiàn)拐點(diǎn) 此點(diǎn)所對應(yīng)的溫度即為理想的脫水溫度 低于此溫度區(qū)間 粘度大幅度增加 同時(shí)該曲線在30 后隨著溫度的增加 粘度的降低并不顯著 根據(jù)Stokes沉降公式 對原油脫水速度的影響甚微 因此 華池原油的脫水溫度應(yīng)為30 35 左右 可以認(rèn)為達(dá)到低溫脫水的概念 就熱化學(xué)脫水流程而言 要根據(jù)各地原油的粘溫曲線確定脫水溫度 保證在一個(gè)經(jīng)濟(jì)合理的溫度范圍之內(nèi)進(jìn)行原油脫水 5 合理確定沉降罐的運(yùn)行參數(shù) 沉降罐的運(yùn)行參數(shù)主要受油水層高度 來液量的多少等因素控制 保證油相和水相停留時(shí)間處于合理的范圍 油水界面的高低 實(shí)際是一個(gè)油相沉距和水相沉距的問題 油水界面的控制高度不同 對脫水效果有一定影響 油水層高度要根據(jù)實(shí)際脫水效果 調(diào)節(jié)水箱的高度確定 油水界面4 5 5 5m 沉降溫度30 45 視區(qū)塊不同 沉降時(shí)間12 20小時(shí)以上 凈化油層厚度 保持在2 0米以上 乳化層厚度 控制在2 0米以下 沉降罐油水指標(biāo) 溢流口的凈化油含水0 5 以下 沉降罐污水出口含油指標(biāo)200mg l以下 運(yùn)行參數(shù)控制指標(biāo) 6 沉降罐乳化層處理 沉降罐運(yùn)行中 根據(jù)乳化層的厚度 定期利用抽中間層管線將含油乳化層抽取到沉降罐外專門處理 降低乳化層對脫水效果的影響 為防止污油 落地油等老化油對沉降脫水系統(tǒng)產(chǎn)生不利影響 對站內(nèi)回收的污油不允許返回沉降罐 應(yīng)單獨(dú)進(jìn)行處理 其次 沉降罐要根據(jù)罐底污泥厚度 及時(shí)進(jìn)行清罐 一般2 3年清罐一次 逐步推廣大罐排泥裝置排泥 清罐中要對罐內(nèi)壁涂層 加熱盤管 集水槽 十字噴淋管等進(jìn)行檢查維修 確保原油脫水系統(tǒng)正常運(yùn)行 7 關(guān)于 末端加藥 大罐沉降 脫水工藝技術(shù) 所謂末端加藥脫水工藝就是將站外加藥移到站內(nèi)加藥 管理上比較方便 建議 一是原油含水超過60 后 油水乳化液由油包水變?yōu)樗蜖顟B(tài) 此時(shí)脫水相對容易 可以通過試驗(yàn)將站外加藥移到站內(nèi)集中加藥 同時(shí) 要考慮沉降罐的容量 溫度能不能保證脫水效果 二是對原油含水不超過30 40 應(yīng)繼續(xù)堅(jiān)持小站加藥的原則 充分利用管道破乳 提高沉降罐的脫水效果 二 油氣水三相分離工藝技術(shù) 油氣水三相分離可以將含水油一次處理合格 也作為預(yù)脫氣脫水設(shè)備進(jìn)行預(yù)處理 同大罐脫水工藝相比 具有脫水速度較快 流程密閉 占地面積較小 投資低 并可回收一定量的伴生氣的特點(diǎn) 1 油氣水三相分離結(jié)構(gòu)及工作原理 工作原理 油氣水三相分離器是通過旋流分離 水洗破乳 填料聚集脫水 熱化學(xué)沉降脫水多種方式 在不同的階段采用合理的結(jié)構(gòu)進(jìn)行綜合高效脫水的一種設(shè)備 主要優(yōu)點(diǎn)脫水效率高 沉降時(shí)間短 油氣水混合物由入口進(jìn)入旋流預(yù)分離裝置 首先將大部分的氣體分離出來通過頂部氣相空間經(jīng)過脫水填料 消泡裝置后 再進(jìn)入迷宮式捕霧器 經(jīng)過處理的氣體由排氣口排出 預(yù)分離后的液體則通過落液管流入流型分布與調(diào)整裝置 在流型整理的過程中 作為分散相的油滴在此進(jìn)行破乳 聚結(jié) 實(shí)現(xiàn)水洗破乳 而后隨油水混合物進(jìn)入分離流場 在分離流場中設(shè)置有穩(wěn)流和聚結(jié)裝置 為油水液滴提供穩(wěn)定的流場條件 實(shí)現(xiàn)油水的高效聚結(jié)分離 隨后進(jìn)入二次填料分離裝置 主要是脫除水中原油 分離后的原油通過隔板流入油腔 而分離后的污水 通過導(dǎo)管進(jìn)入水腔 從而完成油水分離過程 工藝過程如下 1 采用來液旋流預(yù)分離技術(shù) 實(shí)現(xiàn)對油 氣初步分離 增加設(shè)備內(nèi)流場的液體有效處理容積 提高了設(shè)備處理效率 2 采用靜態(tài)攪拌器活性水水洗破乳技術(shù) 強(qiáng)化了藥液混合和乳狀液破乳 改善分離的水力條件 加快油水分離速度 提高了設(shè)備的分離質(zhì)量 水洗破乳的機(jī)理 預(yù)脫氣后的油水混合液通過導(dǎo)液管導(dǎo)入設(shè)備水相中 經(jīng)過液體流型調(diào)整裝置調(diào)整后上浮 在含有破乳劑的水相中翻滾 攪拌 摩擦 上升 使乳狀液滴的界面膜強(qiáng)度降低 產(chǎn)生油水分離且使油滴迅速進(jìn)入油水界面層中 達(dá)到油水分離的目的 2 設(shè)備特點(diǎn) 3 采用強(qiáng)化聚結(jié)材料 增加油 水兩相液滴碰撞聚結(jié)機(jī)率 可穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài) 提高分離效率 4 采用污水抑制裝置 即將分離后的含油污水進(jìn)行二次處理 聚結(jié) 提高了分離后的污水質(zhì)量 5 采用變油水界面控制為油 水液面控制技術(shù) 實(shí)現(xiàn)了油水界面的平衡控制 6 采用迷宮式捕霧裝置 有效地控制了氣中帶液率 3 主要技術(shù)指標(biāo)與運(yùn)行參數(shù) 工作溫度 依據(jù)處理介質(zhì)特性確定 一般30 60 工作壓力 根據(jù)現(xiàn)場運(yùn)行工藝定 一般0 18 0 3MPa 出口原油含水率 0 5 平均值 出口原油含氣率 0 005g m3 出口污水含油率 500mg l 浮球液面調(diào)節(jié)閥 磁翻柱液位計(jì) 自力式壓力調(diào)節(jié)閥 1 基地式控制 采用浮球液面調(diào)節(jié)閥 自力式壓力調(diào)節(jié)閥 磁翻柱液位計(jì)等 控制油水界面 系統(tǒng)運(yùn)行壓力 顯示油水室液位 電動(dòng)調(diào)節(jié)閥 導(dǎo)波雷達(dá)液位計(jì) 2 遠(yuǎn)程顯示和自動(dòng)控制 采用電動(dòng)調(diào)節(jié)閥 導(dǎo)波雷達(dá)液位計(jì) 導(dǎo)波雷達(dá)油水界面儀等 以及輔助顯示和控制設(shè)備 實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制和遠(yuǎn)程人工控制 4 日常操作說明 三相分離器的正常運(yùn)行必須控制好以下生產(chǎn)參數(shù) 壓力 油水室液位 進(jìn)液溫度 油水界面 破乳劑加入濃度 進(jìn)液量 三相分離器壓力操作范圍 0 18 0 3MPa 壓力由來液中溶解氣的多少和氣系統(tǒng)壓力決定 壓力大小通過出氣自力式壓力調(diào)節(jié)閥和補(bǔ)氣自力式壓力調(diào)節(jié)閥控制 氣壓過高易導(dǎo)致油水中溶解氣增多 或超過容器的設(shè)計(jì)壓力 氣壓過低易導(dǎo)致油水不能壓到沉降罐和污水緩沖罐中 很容易使油進(jìn)入氣線 如果氣系統(tǒng)壓力超過0 3MPa可以通過火炬放空 如果氣系統(tǒng)壓力低于0 18MPa 可通過調(diào)節(jié)上游的用氣量和供氣量 提高氣系統(tǒng)壓力 同時(shí)也可提高三相分離器進(jìn)液溫度 提高容器內(nèi)壓力 1 三相分離器壓力 油水室液位 采用導(dǎo)波雷達(dá) 0 7m 1 7m 采用磁翻柱液位計(jì) 0 2m 0 7m 油水室液位有兩套控制方法 一種是機(jī)械式浮子液位調(diào)節(jié)閥控制 液位由浮子式液位計(jì)顯示 另一種是由導(dǎo)波雷達(dá)液位計(jì)控制電動(dòng)調(diào)節(jié)閥的開度來控制 正常運(yùn)行時(shí)由導(dǎo)波雷達(dá)液位計(jì)控制電動(dòng)調(diào)節(jié)閥的開度來控制油水室液位 電動(dòng)控制系統(tǒng)維修期間 可采用機(jī)械式浮子液位調(diào)節(jié)閥控制 由于機(jī)械式浮子液位調(diào)節(jié)閥存在下死點(diǎn)容易卡死的現(xiàn)象 因此調(diào)節(jié)時(shí)盡量在下死點(diǎn)留有一定的間隙 冬季運(yùn)行還需要注意液位計(jì)中的液體凝固現(xiàn)象 出現(xiàn)假液位的情況 需要經(jīng)常從液位計(jì)的底部排放一定的液體 從以上兩種控制方式的分析 建議使用電動(dòng)控制裝置 2 油水室液位的控制 三相分離器進(jìn)液溫度 45 60 根據(jù)室內(nèi)脫水實(shí)驗(yàn)結(jié)果 原油的脫水溫度應(yīng)控制在45 60 以內(nèi) 在進(jìn)液量穩(wěn)定的情況下 通過調(diào)節(jié)脫水換熱器熱媒的流量控制進(jìn)液溫度 3 進(jìn)液溫度 三相分離器導(dǎo)水管的固定高度為2 42米 可調(diào)節(jié)高度為0 28米 在三相分離器投運(yùn)過程中已經(jīng)將界面調(diào)節(jié)好 如果進(jìn)液的含水不發(fā)生大的變化 一般不用調(diào)節(jié) 4 三相分離器油水界面的控制 破乳劑加藥濃度 100 150mg l 根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果 加藥濃度先控制在100mg l 待運(yùn)行一段時(shí)間后 再根據(jù)現(xiàn)場情況 調(diào)整加藥量 如果上游來液穩(wěn)定可以采用管道加藥 提高破乳效果 5 破乳劑濃度 三相分離器的進(jìn)液量應(yīng)控制在一定的范圍內(nèi) 進(jìn)液量的變化不宜過大 否則會(huì)導(dǎo)致油水界面紊亂 易造成水室進(jìn)油 同時(shí)量的變化會(huì)使加藥濃度和進(jìn)液溫度不穩(wěn)定 影響脫水效果 因此應(yīng)盡量使上游來液量穩(wěn)定 平穩(wěn)進(jìn)液 平穩(wěn)脫水和出液 6 三相分離器進(jìn)液量 5 特殊情況的處理 水室進(jìn)油有兩種可能 一是沉降室油水混層 二是油水界面調(diào)節(jié)不合理 出現(xiàn)這種情況可關(guān)閉水室出口閥門 根據(jù)進(jìn)液量和含水 計(jì)算關(guān)閉時(shí)間 目前大概需要8小時(shí) 檢查加藥量 脫水溫度 進(jìn)液量是否在正常范圍 并適度調(diào)整油水界面高度 油水界面的調(diào)整是一個(gè)緩慢的過程 需要慢慢的調(diào) 1 水室進(jìn)油 主要是破乳效果不好造成 一般由加藥量 脫水溫度 進(jìn)液量不在正常范圍內(nèi)造成 只要恢復(fù)正常參數(shù) 油水混層現(xiàn)象可以解決 另外注意破乳劑濃度及質(zhì)量的變化情況 油中含水和水中含油超標(biāo)后 在保證破乳劑濃度 脫水溫度 進(jìn)液量在正常范圍后 如果油中含水超標(biāo) 可適當(dāng)降低油水界面高度 水中含油超標(biāo) 可適當(dāng)提高油水界面高度 2 油水混層 1 個(gè)別區(qū)塊的原油脫水劑選型單一 長慶原油特點(diǎn) 原油整體物性相似 但部分區(qū)塊存在一定差異 主要是部分區(qū)塊的地面原油密度 原油粘度 瀝青質(zhì)含量均相對偏高 脫水相對困難 代表區(qū)塊 主要表現(xiàn)在近年開發(fā)的三疊系油藏 如白于山 杏河等 問題 原油破乳劑選型單一 加上部分區(qū)塊原油物性的特殊 造成這類區(qū)塊原油脫水較為困難 二 長慶油田脫水工藝存在的問題 2 部分站點(diǎn)脫水溫度的確定不合理 少數(shù)站大罐沉降脫水溫度高達(dá)50 以上 基本接近原油的初溜點(diǎn) 造成沉降罐內(nèi)油氣損耗較高 個(gè)別站脫水溫度又過低 達(dá)不到脫水的基本條件 3 部分站破乳劑的投加濃度過高 甚至高達(dá)300mg l以上 藥劑成本過高 原因 受破乳劑的質(zhì)量影響 少數(shù)操作工存在認(rèn)識誤區(qū) 誤認(rèn)為加藥量越多越有利于脫水 造成問題 溢流沉降罐原油出現(xiàn)乳化現(xiàn)象 油水分離效果變差 4 破乳劑的投加地點(diǎn)選擇不當(dāng) 部分站點(diǎn)既在站外加藥又在站內(nèi)二次加藥 脫水效果不好時(shí)在大罐上再次投加藥劑 存在著多次重復(fù)加藥的情況 現(xiàn)有的破乳劑投加點(diǎn)的布局有待于進(jìn)一步的優(yōu)化 5 部分站點(diǎn)的溢流沉降罐來液不穩(wěn)定 有些區(qū)塊因輸油條件所限 進(jìn)站液量不能平穩(wěn) 溢流沉降罐來液不穩(wěn)定 對沉降罐內(nèi)處于相對靜止?fàn)顟B(tài)的凈化油層產(chǎn)生破壞作用 而部分站來液量較多 沉降罐體積較小 沉降時(shí)間縮短 致使油水分離效果變差 6 溢流沉降罐的油水層界面高度控制不合理 正常情況下 應(yīng)將油水層界面控制在4 5m左右 很多站沒有控制到這個(gè)范圍 少數(shù)站甚至達(dá)到了6 0m以上 污水罐內(nèi)停留時(shí)間過長 7 部分作業(yè)方式影響原油脫水效果 近年新投產(chǎn)的區(qū)塊拉油卸油較多 倒罐泵的大排量輸油 站內(nèi)污油回收的落地油直接返回溢流沉降罐等做法 對溢流沉降罐內(nèi)處于相對穩(wěn)定的油水層產(chǎn)生破壞 一定程度影響沉降脫水效果 1 做好破乳劑的選型工作 要定期開展破乳劑使用效果評價(jià) 根據(jù)效果進(jìn)一步優(yōu)選藥劑類型 優(yōu)化加藥方案 2 做好破乳劑的投加地點(diǎn)及方式的選擇 破乳劑的投加點(diǎn)應(yīng)首選接轉(zhuǎn)站 對于原油含水大于50 60 的區(qū)塊可選擇在聯(lián)合站或集中處理站加藥 嚴(yán)禁在沉降罐罐口倒加破乳劑的做法 防止出現(xiàn)原油與藥劑產(chǎn)生乳化 不利于原油的破乳脫水 其次是加藥過程應(yīng)與輸油同步進(jìn)行 不得中斷也不得過量加入 對于投加濃度超過200ppm的藥劑應(yīng)淘汰更換 三 原油脫水系統(tǒng)的運(yùn)行管理 3 做好沉降罐或三相分離器的運(yùn)行管理 要根據(jù)各區(qū)塊原油性質(zhì) 制定沉降罐的運(yùn)行參數(shù) 如脫水溫度 沉降時(shí)間 乳化層厚度 確保沉降罐運(yùn)行正常 油水指標(biāo)達(dá)標(biāo) 目前推廣的三相分離器脫水正常的關(guān)鍵是上游來液量的平穩(wěn)運(yùn)行 要盡量采用低排量連續(xù)輸油方式 切忌時(shí)斷時(shí)續(xù)輸油 要采用緩沖罐帶變頻的輸油方式 目前推廣的三相分離器脫水正常的關(guān)鍵是上游來液量的平穩(wěn)運(yùn)行 要盡量采用低排量連續(xù)輸油方式 切忌時(shí)斷時(shí)續(xù)輸油 要采用緩沖罐帶變頻的輸油方式 目錄 第一部分長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀第二部分長慶油田采出水處理工藝流程發(fā)展歷程第三部分長慶油田采出水處理及回注現(xiàn)狀第四部分面臨的困難及存在的問題第五部分下一步的發(fā)展方向及要求 長慶油田屬典型的低滲透油藏 儲(chǔ)層的孔喉半徑較小 平均喉道半徑0 2 0 5um 地層水礦化度較高 對注水水質(zhì)有較高要求 特別是采出水系統(tǒng)分散且規(guī)模較小 對工藝的選擇及流程布局帶來了一定難度 三十多年來 油田水處理工藝歷經(jīng)多次變化和發(fā)展 推廣和應(yīng)用多項(xiàng)處理工藝 第一階段沉降除油 石英砂過濾第二階段斜板除油 核桃殼過濾第三階段斜板除油 核桃殼 改性纖維球過濾 針對油田采出水的最終出路不同 處理工藝具有明顯的時(shí)代特點(diǎn) 按年代分為三個(gè)階段 一 水處理工藝流程發(fā)展歷程 第一階段 沉降除油 石英砂過濾油田開發(fā)初期 1978 1985年 原油脫水采用兩段電化學(xué)處理流程 污水處理工藝采用自然浮升 混凝沉降 壓力過濾等流程 采出水主要以排放為主 先后建成馬嶺北區(qū) 中區(qū) 紅井子三個(gè)采出水處理站 污水回收池 沉降罐除油 混凝沉降罐 壓力過濾罐 采出水 加混凝劑 排放 采出水處理工藝流程示意圖 第二階段 斜板除油 核桃殼過濾二十世紀(jì)八十年代 以實(shí)現(xiàn)油田采出水回注為目標(biāo) 原油脫水工藝采用井口加藥 管道破乳 大罐溢流沉降脫水 采出水處理采用絮凝沉降 粗?；?石英砂過濾等水處理技術(shù) 采出水經(jīng)處理合格后進(jìn)行回注 后改為回灌 回注 沉降罐來水 調(diào)節(jié)水罐 除油罐 凈化水罐 核桃殼過濾器 回灌 先后在馬嶺中區(qū) 紅井子 油房莊 馬坊及悅聯(lián)建成投產(chǎn)并推廣 第三階段 斜板除油 核桃殼 改性纖維球過濾上世紀(jì)九十年代后期 針對新區(qū)水源緊缺 老區(qū)采出水產(chǎn)量逐年增加的狀況 重新確定了以油田采出水回注為主 杜絕采出水外排的目標(biāo) 結(jié)合采出水工藝現(xiàn)狀 逐步配套和完善了兩種工藝 1 主體流程 采用斜板除油 兩級核桃殼 兩級改性纖維球過濾為主的處理技術(shù) 先后在王窯 靖一聯(lián)新建或改造32座站 回注 沉降罐來水 調(diào)節(jié)水罐 除油罐 凈化水罐 核桃殼過濾器 回灌 纖維球過濾器 一 除油罐除油技術(shù) 除油罐是20世紀(jì)60年代以來油田采出水處理中應(yīng)用最廣 數(shù)量最多的除油設(shè)備 該設(shè)備依據(jù)油水比重差進(jìn)行自然沉降分離或混凝沉降分離 能除去水中顆粒較大的分散油粒和懸浮固體顆粒 投加混凝劑后可將水中的乳化油或膠體物質(zhì)絮凝成較大的絮凝體上浮或下沉 其缺點(diǎn)是處理水停留時(shí)間長 容積大 耗費(fèi)鋼材較多 長慶油田先后使用過多種除油裝置 目前主要使用斜管除油罐 其特點(diǎn)是在內(nèi)部增加了粗粒化裝置 聚丙烯填料 有利于微小油滴的聚集 提高了除油效率 沉降罐外觀圖 此外 還采用過壓力除油罐技術(shù) 主要通過斜管 板 分離技術(shù) 聚結(jié)技術(shù)及化學(xué)混凝除油技術(shù) 提高了除油效率 總停留時(shí)間由重力流程的6h減少到1 5h 但容器壁厚較大 而且對藥劑 來液溫度都有較高的要求 使用條件較苛刻 二 含油污水核桃殼過濾技術(shù) 核桃殼過濾技術(shù)是20世紀(jì)80年代中后期在國內(nèi)發(fā)展起來 濾料采用野生山核桃殼經(jīng)脫脂 研磨等工藝處理后 具有較強(qiáng)的機(jī)械強(qiáng)度及吸附能力 與石英砂過濾器相比 具有濾速高 截污能力強(qiáng) 反洗輔助以機(jī)械動(dòng)力 如機(jī)械攪拌 體外搓洗 易于反洗 不用氣體參與反洗 減輕了腐蝕 工作原理 來水經(jīng)過加壓泵后通過特殊的布水篩管布水 水經(jīng)過深層過濾后 由集水篩管集水排出過濾器外 油上浮經(jīng)污油管外排 反沖洗時(shí)流程與工作處理流程相反 濾料由于反向布水 濾層膨脹 濾料經(jīng)濾料攪拌設(shè)施攪拌后 反洗污水外排 濾料再生方式有兩種 即體內(nèi)自然膨脹和體外循環(huán) 優(yōu)點(diǎn) 過水?dāng)嗝娣€(wěn)定 水在濾層中路徑單一 流速平穩(wěn) 進(jìn)出水壓差小 0 1Mp 缺點(diǎn) 如反洗不及時(shí) 濾料易出現(xiàn)板結(jié) 攪拌機(jī)攪拌運(yùn)行困難 且過濾精度相對不高 對懸浮固體的去除率有限 不能作為低滲透地層精濾設(shè)備 三 改性纖維球 束 精細(xì)過濾技術(shù) 改性纖維球所用的材料為聚酯纖維 聚丙烯等材料 它通過特殊的化學(xué)處理將其表面改性成為親水疏油性能 制造方法采用人工結(jié)扎 機(jī)械焊接制造等技術(shù) 改性纖維球性能指標(biāo) 纖維球過濾器的技術(shù)性能表 主要工藝特點(diǎn) 1 深層過濾 水頭損失小 孔隙率高 2 對來水適應(yīng)范圍更廣 除油 除懸浮物效果最優(yōu) 3 對于纖維球高效過濾器出水顆粒粒徑中值 2 4 m 過濾精度達(dá)到微濾膜水平 4 濾速高 截污量大 5 濾料不會(huì)漏失 濾層不會(huì)板結(jié) 三種過濾器指標(biāo)對比表 運(yùn)行效果 運(yùn)行初期 采出水中懸浮物和含油兩項(xiàng)主要指標(biāo)均能達(dá)到10mg l以下 隨著時(shí)間的延長 因前段除油效果較差 主要過濾設(shè)備抗污染能力下降 過濾效果變差 站點(diǎn)的水質(zhì)超標(biāo) 典型站場水質(zhì)監(jiān)測指標(biāo) 2 簡易流程 簡易除油就地回注針對邊遠(yuǎn)小區(qū)塊以及部分區(qū)塊前期開發(fā)規(guī)模較小 初期產(chǎn)水量較少的狀況 日產(chǎn)水在200m3以下 采出水處理工藝初期采用簡易工藝 待水量達(dá)到一定規(guī)模后再配套正規(guī)處理工藝 簡易處理流程 含水原油經(jīng)沉降罐脫水后 采出水通過除油罐簡易除油后就地回注 處理規(guī)模一般在100 300m3 d之間 截止目前 油田有88個(gè)區(qū)塊建設(shè)了簡易的采出水處理設(shè)施 其中處理量在200 500m3 d有29座 200m3 d以下59座 運(yùn)行結(jié)果 簡易處理工藝因采出水含油 懸浮物超標(biāo) 回注水質(zhì)普遍較差 回注水質(zhì)中含油和懸浮物指標(biāo)分別為20 100mg l 10 150mg l 部分回注區(qū)塊注水壓力上升 需不定期進(jìn)行措施增注 典型站點(diǎn) 鐵一聯(lián)采出水350m3 d 僅簡單處理后回注 回注水質(zhì)中含油35mg l 懸浮物25mg l 注水壓力在1年內(nèi)上升0 8MPa 與該區(qū)同期注清水井相比 兩年內(nèi)注污水井油壓上升2 25MPa 而注清水井油壓上升僅為0 95MPa 2008年以來 經(jīng)反復(fù)論證和優(yōu)化 確定了新的采出水處理主體工藝 同時(shí) 引進(jìn)試驗(yàn)了 生化處理 和 氣浮處理 兩種工藝 二 采出水處理新工藝試驗(yàn)進(jìn)展 兩級沉降除油 一級過濾 流程 針對采出水處理工藝長期存在的矛盾和突出問題 在不斷優(yōu)化的基礎(chǔ)上 2008年確定了 兩級沉降除油 一級過濾 配套殺菌防腐技術(shù) 新流程 并形成了8項(xiàng)輔助配套技術(shù) 應(yīng)用情況 已應(yīng)用25座站點(diǎn) 其中已投產(chǎn)6座 采出水處理定型工藝流程圖 目前張渠集油站 艾家灣 高一聯(lián)及胡一聯(lián)等5座站點(diǎn)已投運(yùn) 經(jīng)過半年運(yùn)行及結(jié)果檢測 處理水質(zhì)達(dá)到回注要求 氣浮除油 兩級過濾 技術(shù) 2008年以來 油田引進(jìn)試驗(yàn)了采出水氣浮除油技術(shù) 該技術(shù)通過高壓溶氣和進(jìn)水的混合 釋放等過程 快速分離水中含油 懸浮物 僅適用采出水礦化度較低的區(qū)塊 采出水因較高的礦化度采用氮?dú)庾鳛闅飧庠?應(yīng)用效果 4座 白一聯(lián)和吳定聯(lián)合站 正建 靖三聯(lián)待投 氣浮除油及懸浮物效果較好 處理后含油 10mg l 懸浮物 15mg 但需配套污泥處理裝置 油一轉(zhuǎn)和白二聯(lián)分別采用壓濾機(jī)和離心處理 去注水系統(tǒng) 調(diào)節(jié)水罐 核桃殼過濾器 纖維球過濾器 凈化水罐 微生物反應(yīng)池 調(diào)節(jié)水罐 污水沉降罐 冷卻塔 來水 300m3 200m3 200m3 200m3 250m3 3級 生化處理技術(shù) 采用高效的好氧微生物菌種 對采出水中的油及有機(jī)物通過生物降解 生成水和二氧化碳等無機(jī)物 目前主要應(yīng)用站點(diǎn) 3座站 油一聯(lián) 靖一聯(lián) 靖二聯(lián) 正建 處理后指標(biāo) 含油 5mg L 機(jī)雜 5mg L 特點(diǎn) 微生物對污水中H2S有明顯去除效果 經(jīng)檢測采出水腐蝕率0 0178mm a 小于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)腐蝕率為0 076mm a 工藝特點(diǎn) 目錄 第一部分長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀第二部分長慶油田采出水處理工藝流程發(fā)展歷程第三部分長慶油田采出水處理及回注現(xiàn)狀第四部分面臨的困難及存在的問題第五部分下一步的發(fā)展方向及要求 全油田建有采出水處理站點(diǎn)137座 其中正規(guī)處理流程49座 小區(qū)塊簡易站點(diǎn)88座 正規(guī)流程 設(shè)計(jì)能力4 35 104m3 d 實(shí)際處理量3 28 104m3 d 處理量占總量64 5 簡易流程 實(shí)際處理1 80 104m3 d 處理量占總量35 5 采出水處理站點(diǎn)設(shè)計(jì)使用年限15年 137座中服役年限 10年的114座 占總回注站的83 2 服役10年以上的23座 占總回注站的16 8 目前 安塞 馬嶺 靖安油田服役10年的站點(diǎn)腐蝕破漏頻繁 除油罐斜板腐蝕濾料堵塞 注水泵匯管腐蝕 分水器腐蝕破漏 采出水系統(tǒng)推廣耐腐蝕管材603 2Km 占回注管線總長的33 其中玻璃鋼414 6km 柔性復(fù)合管103km 雙金屬管50 5km 塑料合金管35 1km 采油一 二 四廠應(yīng)用比例較大 長慶油田自1997年開始實(shí)施采出水有效回注 解決了油田用水的20 目前日產(chǎn)采出水5 1 104m3 有效回注井1185口 日有效回注量3 3 104m3 有效回注率64 5 現(xiàn)僅采油一廠全部實(shí)現(xiàn)有效回注 采八 超二 超四有效回注率較低 無效回注井130口 開井102口 回注量1 8 104m3 d 生產(chǎn)疑似套破井9口 注水量4598m3 d 主要分布在采二馬嶺 城壕油田 采三大水坑油田 超四元城油田 回注能力超負(fù)荷運(yùn)行區(qū)塊6個(gè) 井?dāng)?shù)11口 平均單井注水量315m3 d 主要分布在采二五蛟 馬嶺油田 采三吳起油田 采四安塞油田 超四鎮(zhèn)原油田 采出水回注推薦指標(biāo) 2008年暫行版 采出水水質(zhì)特性 同國內(nèi)其他油田比 具有礦化度高 30 130g L 大慶油田在4g L左右 勝利油田在5 7g L 腐蝕性強(qiáng) 易結(jié)垢的特點(diǎn) 水型主要為CaCl2 主要污染物為懸浮物和石油類 油田采出水水質(zhì)特性表 油田采出水與洛河層地下水結(jié)垢一覽表 采出水與清水配伍性差 采出水與清水混合后結(jié)垢嚴(yán)重 垢型主要為CaCO3或BaSO4 因此清水 采出水必須實(shí)施分注 采出水水質(zhì)達(dá)標(biāo)率為58 2 但采出水與地層水配伍性較好 部分區(qū)塊如 窯 油房莊 城壕油田部分區(qū)塊有碳酸鈣垢 超標(biāo)項(xiàng)目為含油 懸浮物 SRB 各層采出水間配伍性差 各層采出水除長1與長2 長4 5與長6配伍性較好外 其余層間采出水配伍性較差 結(jié)垢類型主要為CaCO3或BaSO4 多層系同時(shí)開發(fā)時(shí)采出水應(yīng)分層處理 分層回注 姬塬油田各層采出水結(jié)垢圖 長慶油田注水井平均井口壓力13 5MPa 三疊系平均注水壓力普遍高于侏羅系 同層系相比 清水平均注水壓力高于采出水回注壓力1 0MPa 目錄 第一部分長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀第二部分長慶油田采出水處理工藝流程發(fā)展歷程第三部分長慶油田采出水處理及回注現(xiàn)狀第四部分面臨的困難及存在的問題第五部分下一步的發(fā)展方向及要求 隨著油田開發(fā)時(shí)間的延長 含水不斷上升 采出水系統(tǒng)腐蝕嚴(yán)重 維護(hù)工作量大 主要表現(xiàn)在 采出水有效回注率仍然偏低 井筒狀況日趨復(fù)雜 治理工作量大 腐蝕成為影響系統(tǒng)正常運(yùn)行的主要因素 采出水系統(tǒng)運(yùn)行狀況仍然不能滿足注水要求 目前采出水有效回注率為64 5 因區(qū)塊產(chǎn)注不平衡 部分采出水實(shí)施無效回注 16個(gè)區(qū)塊產(chǎn)大于注 多余采出水 4800m3 d 無效回注 因底水油藏開發(fā)等因素 部分區(qū)塊不注水 元城油田 白107區(qū)等部分區(qū)塊底水油藏開發(fā)不注水 無效回注水量2100m3 d 一 采出水有效回注率仍然偏低 通過管柱更換情況統(tǒng)計(jì) 回注井管柱使用4年以上更換工作量較大 目前4年以上未檢串的采出水回注井642口 占回注井總數(shù)的46 2 主要集中在采油一 二 三廠 全油田4年以上未檢串情況統(tǒng)計(jì)表 二 井筒狀況日趨復(fù)雜 治理工作量大 三 腐蝕成為影響系統(tǒng)正常運(yùn)行的主要因素 采出水礦化度 2 5 12 104mg l SRB和H2S含量較高 地層水水型復(fù)雜 具有典型的腐蝕結(jié)垢特性 站點(diǎn) 目前有25座采出水站點(diǎn)的儲(chǔ)罐 過濾器及管網(wǎng)腐蝕較為嚴(yán)重 主要在 分布在安塞 華池 馬嶺和元城油田 管網(wǎng) 采出水管網(wǎng)主要是服役5年以上的腐蝕破漏嚴(yán)重 因回注前均為清水系統(tǒng) 采出水回注后加劇了腐蝕 分布在采油一 二 三 六廠 共140km 一是部分站點(diǎn)采用簡易處理流程 出水水質(zhì)差 目前有88個(gè)站點(diǎn)采用簡易處理流程 處理量在200m3 d以上有29座 少數(shù)敏感性區(qū)塊回注井壓力上升較快 如元48區(qū)塊 部分區(qū)塊采出水成分復(fù)雜 加大了污水處理難度 如學(xué)一聯(lián)等站 二是原 一級除油 二級過濾 流程亟待改造完善 老流程除油罐容積過小 除油效率低 加重后段過濾環(huán)節(jié)負(fù)荷 濾料易污染失效 其次是污泥未得到徹底解決 在系統(tǒng)內(nèi)反復(fù)循環(huán) 致使處理效果變差 四 采出水系統(tǒng)運(yùn)行狀況仍然不能滿足注水要求 目錄 第一部分長慶油田脫水工藝的現(xiàn)狀第二部分長慶油田采出水處理工藝流程發(fā)展歷程第三部分長慶油田采出水處理及回注現(xiàn)狀第四部分面臨的困難及存在的問題第五部分下一步的發(fā)展方向及要求 一 工作目標(biāo)1 采出水處理率保持100 2 到2012年采出水有效回注率達(dá)到80 以上 3 到2012年采出水水質(zhì)達(dá)標(biāo)率達(dá)到80 以上 4 建立適合長慶油田不同類型油藏 不同建設(shè)規(guī)模的采出水處理工藝模式 實(shí)現(xiàn)工藝流程 設(shè)備選型 運(yùn)行管理 三統(tǒng)一 管理機(jī)制 二 工藝配置原則 1 采出水處理系統(tǒng)布局按照開發(fā)規(guī)模 采取集中與分散相結(jié)合 采出水就地回注的思路 流程配套按照大站完整 小站簡易的原則實(shí)施 2 強(qiáng)化前段除油 簡化后段過濾 工藝流程不宜過長 減少因暴氧而產(chǎn)生的腐蝕 3 適度配備自控儀表 實(shí)現(xiàn)運(yùn)行數(shù)據(jù)上傳及部分部分流程的自動(dòng)化操作 簡化運(yùn)行操作 4 大站配套完善的污泥處理裝置 小站采用移動(dòng)式的污泥處理裝置 污泥處理以離心法處理為主 1 加大采出水系統(tǒng)防腐材料配套和應(yīng)用一是新建聯(lián)合站附近或綜合含水較高的中心站場周圍的注水系統(tǒng)管網(wǎng) 考慮到1 2年后的采出水回注 注水地面管網(wǎng)應(yīng)直接采用非金屬管材 徹底解決回注采出水帶來的腐蝕問題 二是污水系統(tǒng)站內(nèi)及站外跨越及敏感區(qū)選用非金屬管材 復(fù)合金屬管或鋼骨架復(fù)合管 站外注水干線及單井回注管線選用高壓玻璃鋼管和柔性復(fù)合管等產(chǎn)品 三是加強(qiáng)采出水系統(tǒng)儲(chǔ)罐及機(jī)泵設(shè)施的防腐新材料的應(yīng)用力度 緩解因腐蝕對系統(tǒng)整體壽命的影響 三 工作建議及要求 2 加強(qiáng)現(xiàn)場管理強(qiáng)化現(xiàn)場管理 完善考核機(jī)制 確保系統(tǒng)的正常運(yùn)行 確保水質(zhì)達(dá)標(biāo)回注 一是加強(qiáng)原油脫水的運(yùn)行管理 重點(diǎn)做好脫水系統(tǒng)的破乳劑選型 加藥地點(diǎn)優(yōu)化 溫度及沉降罐參數(shù) 三相分離器 的正常運(yùn)行 以及站外來液的平穩(wěn)運(yùn)行 二是切實(shí)落實(shí)除油罐定期排污 過濾器定期維護(hù)和反沖洗制度的落實(shí) 殺菌劑的定期輪換 確保沿程水質(zhì)不致惡化 三是完善采出水處理系統(tǒng)管理考核 建立采出水系統(tǒng)運(yùn)行及水質(zhì)檢測報(bào)表上報(bào)制度 并定期通報(bào) 加強(qiáng)運(yùn)行考核監(jiān)管 加強(qiáng)新區(qū)采出水前期研究及工藝選擇 考慮長慶油田地層水礦化度較高 加強(qiáng)采出水系統(tǒng)防腐措施 減緩腐蝕和結(jié)垢的發(fā)生 綜合評價(jià)采出水工藝流程 流程選擇 考慮到采出水系統(tǒng)運(yùn)行中工況的不穩(wěn)定性 處理量的增長 要從技術(shù)穩(wěn)定性 運(yùn)行費(fèi)用等方面全面評價(jià) 評價(jià)周期較長 1 1 5年 評價(jià)指標(biāo) 除了監(jiān)測采出水中含油 懸浮物兩項(xiàng)主要指標(biāo)外 還要考察細(xì)菌 腐蝕 結(jié)垢等指標(biāo) 3 繼續(xù)做好采出水處理工藝完善及配套 采出水系統(tǒng)配套保障有待完善 一是個(gè)別站新區(qū)系統(tǒng)配套有待明確 目前個(gè)別站因初期水量較小 采出水處理系統(tǒng)采用簡易裝置 過濾部分位置預(yù)留 但預(yù)留部分后期缺乏有效保障 二是老區(qū)采出水系統(tǒng)改造費(fèi)用有待理順 近年來 個(gè)別站采出水處理系統(tǒng)改造通過安全隱患項(xiàng)目 節(jié)能改造項(xiàng)目等渠道籌措解決 建議應(yīng)進(jìn)一步明確費(fèi)用來源 完善采出水處理系統(tǒng)立項(xiàng) 施工 驗(yàn)收等環(huán)節(jié)工作機(jī)制 鑒于采出水處理系統(tǒng)的施工建設(shè)專業(yè)性較強(qiáng) 逐步引入專業(yè)化施工隊(duì)伍 特別是除油罐 混凝罐 的制作及防腐施工 嚴(yán)格投產(chǎn)前的驗(yàn)收程序 建議公司相關(guān)處室 設(shè)計(jì)等部門參與 把好工程質(zhì)量 完善采出水系統(tǒng)運(yùn)行保障與配套措施 目前部分采油廠的回注系統(tǒng)的藥劑投加費(fèi)用不足 造成采出水水質(zhì)不達(dá)標(biāo) 采出水系統(tǒng)使用藥劑質(zhì)量有待提高 加強(qiáng)采出水場站的水質(zhì)檢測 目前采出水系統(tǒng)分析儀器及操作人員配置不全 分析手段落后 加強(qiáng)人員培訓(xùn) 逐步配套場站監(jiān)測儀器 完善配套手段 擴(kuò)大采出水系統(tǒng)外包管理模式 油一轉(zhuǎn)采出水系統(tǒng)外包管理 經(jīng)一年多的運(yùn)行 效果較好 建議應(yīng)擴(kuò)大應(yīng)用范圍 減少一線操作人員 保證系統(tǒng)運(yùn)行正常 確?；刈⑺|(zhì)達(dá)標(biāo) 4 加強(qiáng)采出水處理系統(tǒng)重點(diǎn)工序的管理 除油罐的運(yùn)行 一是除油罐日常運(yùn)行必須做到連續(xù)平穩(wěn) 除油罐污水出口含油要求 100mg l 如果發(fā)現(xiàn)采出水含油過高 必須查明原因 一旦發(fā)現(xiàn)連續(xù)數(shù)天除油罐出口含油指標(biāo)大于進(jìn)口 應(yīng)仔細(xì)分析原因 必要時(shí)進(jìn)行清罐處理 并對罐內(nèi)設(shè)施進(jìn)行檢查維護(hù) 二是除油罐應(yīng)建立定期排污制度 除油罐每