海上油田注水水質(zhì)改善技術研究與應用

閻洪濤 ，徐文江 ，姜維東 ，靳曉霞 ，高建崇 ，陳華興

（1.中國海洋石油有限公司生產(chǎn)部，北京100010；2.中海油天津化工研究設計院有限公司，天津300131；3.中國海洋石油有限公司天津分公司，天津300459）

注水開發(fā)是渤海油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要舉措，目前渤海水驅(qū)產(chǎn)油量占渤海油田油氣產(chǎn)量的90%以上〔1〕。2018年以前，渤海油田注水井年均注水量有下降趨勢，且注入壓力逐年升高。部分注水井管柱拔不動，通井遇阻、管柱刺漏、配水芯堵塞等情況逐年增加。注入水水質(zhì)不達標是造成儲層損害與注水井吸水能力變差的主要原因〔2〕。而海上油田普遍采用清污混注的注水方式，注水水源復雜，加之海上油田時空承載受限，水處理流程短、處理量大，水質(zhì)達標處理較陸地更為困難?；诓澈Ｗ⑺吞锏乃|(zhì)普查結果，筆者系統(tǒng)總結了海上油田水質(zhì)不穩(wěn)定的影響因素，針對性地提出水質(zhì)改善技術及管理策略，為新老油田水質(zhì)的持續(xù)改善提供依據(jù)。

1 渤海油田水處理工藝流程特點

渤海油田的水處理為典型的三段式流程（如圖1所示），具有流程短、閉式循環(huán)的特點。第一級設備為斜板或斜管除油器，主要去除生產(chǎn)污水中的浮油、部分顆粒直徑較大的分散油和雜質(zhì)；第二級設備為氣浮選器或水力旋流器，主要作用是通過微氣泡或加速離心分離去除污水中的乳化油或細小的固體顆粒；第三級設備為核桃殼或雙介質(zhì)過濾器，主要作用是通過濾料的吸附作用和截留作用進一步去除污水中的乳化油和懸浮固體顆粒。

圖1 海上油氣田三段式水處理工藝流程

由于存在產(chǎn)水量大、油稠、作業(yè)返排液干擾以及部分設備核心構件老化等問題，渤海油田水處理工藝流程的處理負荷越來越大，導致水質(zhì)處理達標的難度逐步增加?！笆濉逼陂g，除秦皇島32-6等個別油田注水水質(zhì)達標率持續(xù)保持在100%以外，其他主要油田處理的生產(chǎn)污水水質(zhì)達標率長期在80%以下，部分油田部分年份的注水水質(zhì)達標率甚至為0，主要是油、懸浮固體、粒徑中值、鐵、SRB等達標困難〔3〕，注水水質(zhì)長期超標，使得儲層孔滲特性等物性參數(shù)發(fā)生變化，造成不可逆的儲層傷害〔4〕，通井遇阻、管柱刺漏、配水芯堵塞、注水井欠注、解堵有效期縮短等情況逐年增加。

2 影響注水水質(zhì)達標的因素分析

2.1 注入水水源不配伍

渤海油田注水開發(fā)早期以注海水、注水源井水為主，隨著油田綜合含水率的升高，生產(chǎn)污水逐漸成為主要注水水源，形成清污混注的注水開發(fā)局面?！笆濉逼陂g，渤海有清污混注油田15個，海污混注油田3個，單注生產(chǎn)污水油田3個，單注清水油田11個，單注海水平臺1個。水源類型復雜，主要為沙河街、東營組、明化鎮(zhèn)組、館陶組的產(chǎn)出水與館陶組水源井產(chǎn)出的水源水混合回注不同層位地層，存在清污不配伍以及注入水與地層水不配伍的問題〔5〕。清污不配伍引發(fā)的腐蝕結垢及管柱問題十分突出，進一步導致注水井儲層傷害嚴重、注水能力變差、大修作業(yè)量增加、注水井調(diào)配合格率低及水井作業(yè)時效增加等一系列問題。

2.2 水處理設備處理效能低

統(tǒng)計了15個中心處理平臺各關鍵設備的除油率，其中斜板除油器的除油率在24%～91%，平均為61%，低于設計值，除油率達到設計要求的油田僅占總調(diào)查油田數(shù)量的25%。氣浮選器的除油率在12.5%～96.2%，平均為46.3%，達到設計指標的油田只占26%。核桃殼過濾器除油率各油田基本在80%以下，大部分油田在60%以下，都未達到設計值。

各級設備處理效能達不到設計值的主要原因在于部分油田產(chǎn)水量增加，使得生產(chǎn)污水在水處理設備中的停留時間僅為3～20 min，水處理藥劑難以充分發(fā)揮性能，水處理效果較差。其次，渤海油田多為稠油油田，油水乳化嚴重且油水密度差小，加之化學驅(qū)和調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施多，部分油田產(chǎn)出液中含有聚合物，使得污水黏度、油水乳化程度和強度增加，油水分離速度減慢，分離程度降低。此外，污水中殘留的聚合物可能導致水處理藥劑溶解性變差，吸附原油等物質(zhì)沉降形成污油泥，造成斜板除油器和加氣浮選器內(nèi)污油泥積聚和填料破損，影響設備運轉。最后，斜板除油器、加氣浮選器等設備的收油和排污設計偏保守，對于短時停留污水的適應性差。

2.3 部分水處理藥劑相容性差

海上油田油水處理化學藥劑的加注點一般集中布置在斜板除油器等關鍵設備入口或生產(chǎn)管匯處，藥劑注入點之間的距離僅有20～25 cm，前一注入點的藥劑未完全溶解就與第二注入點的藥劑發(fā)生高濃度相遇，增加了藥劑互相干擾的可能性，水質(zhì)的高效處理受到影響〔6〕。選取某主力油田對其防垢劑效果進行評價，結果見表1。

表1 渤海某油田防垢劑阻垢效果評價結果

由表1可知，加入單一防垢劑時阻垢率達到83.33%，但加入其他現(xiàn)場在用藥劑后，阻垢率大幅下降，影響防垢劑效果的正常發(fā)揮。

2.4 海管和注水管匯對水質(zhì)的二次污染

現(xiàn)場注水水質(zhì)監(jiān)測結果表明，部分油田注水井井口的懸浮物、SRB、含油率普遍高于注水流程處理終端節(jié)點，其中懸浮物增加了3.8～35 mg/L，油增加了 5～65 mg/L，SRB 增加了 490～1 074 mL-1， 未及時開展通球作業(yè)的海管二次污染尤為嚴重。

3 水質(zhì)改善技術與策略

3.1 水處理設備結構的優(yōu)化改進

3.1.1 斜板除油器優(yōu)化改進措施

（1）通過內(nèi)部結構改造，提升斜板除油器的收油和排污效率：①在混合室兩側增加坡狀收油槽，提高收油效率；②在水室增加收油漏斗，解決水室不能收油的問題；③增加沖洗管線，實現(xiàn)收油槽油泥的沖洗功能；④在罐體底部加裝砂包，方便現(xiàn)場對流程各個罐體底部污油泥的清理，確保生產(chǎn)水處理系統(tǒng)的水質(zhì)；（2）選擇不銹鋼材質(zhì)波紋板填料代替原瓦楞板填料，提高斜板除油器的除油效率；（3）將波紋孔板原45°傾角改為斜管60°傾角，分離面積增大，既可提高處理能力，又有利于污泥的排除〔7〕；（4）入口構件優(yōu)化為下孔箱式，一方面能吸收進入設備高速液流的動能，減小來液對內(nèi)流場的沖擊和擾動；另一方面能根據(jù)來液流速較高的特點，利用慣性或離心方式實現(xiàn)一定程度的預分離作用；（5）采用設備外部可調(diào)節(jié)堰板高度的方式進行收油液位調(diào)整；（6）對于只有1臺處理設備的流程安裝旁通管線，以達到不停產(chǎn)清罐的目的。

3.1.2 加氣浮選器優(yōu)化改進措施

（1）優(yōu)選微氣泡發(fā)生裝置。一方面將傳統(tǒng)射流氣浮優(yōu)化為微氣泡溶氣氣浮，微氣泡發(fā)生器產(chǎn)生部分粒徑為5～10μm的微氣泡，且氣泡平穩(wěn)上浮，浮選效果穩(wěn)定；另一方面在罐內(nèi)安裝新型溶氣水釋放器（見圖2），釋放管上布置若干個釋放孔，通過大阻力布水方式進行釋放，其釋放出的溶氣水呈“線狀”分布，溶氣水釋放器頂部設置有緩沖板，可以有效減弱帶壓溶氣水釋放后對水流的攪動。

圖2 新型溶氣水釋放器

（2）優(yōu)化上下?lián)醢逦恢?，使溶氣水釋放器位于上下?lián)醢宓闹虚g區(qū)域（見圖3）。在上下?lián)醢逯g的較小空間，短時間內(nèi)就可實現(xiàn)溶氣水與生產(chǎn)水的充分混合，保證溶氣水與含油污水在較短時間內(nèi)充分、均勻混合，從而提高微氣泡與油滴的黏附效率，還可避免因氣流和水流對流造成的流態(tài)混亂現(xiàn)象。

圖3 氣浮選器上下?lián)醢逦恢?/p>

（3）在清水區(qū)設置收油槽（見圖4），通過控制液位、定時排油將積累在清水區(qū)液面的浮油層排出，保證出水水質(zhì)。

圖4 新增清水室收油槽

（4）在混合分離區(qū)加裝斜板填料（見圖5）。含油污水經(jīng)過前三級的浮選分離后，粒徑相對較大的油滴被去除，進入到第四級的含油污水油滴粒徑相對較小，去除難度較大。通過溶氣水產(chǎn)生微氣泡的黏附作用與斜板填料的聚結作用，可有效地將細小油滴聚結、黏附成較大油滴，從而提高浮選分離效率。

圖5 加裝斜板填料

（5）優(yōu)化內(nèi)部收油槽結構：保持原有的縱向收油槽位置不變，增加橫向收油槽（見圖6），橫向收油槽作為收油用，縱向收油槽則作為匯油和排油用。橫向收油槽在收油過程中沒有死角，不會因局部區(qū)域無法排油造成油層的堆積；橫向收油槽可以依靠水流的推流作用將油層推至收油槽內(nèi)，在較低的運行液位下，隨著油層的不斷增厚“推流”至收油槽，有效降低溢流到油槽內(nèi)油相物質(zhì)的含水率。

圖6 加氣浮選器內(nèi)部增加橫向收油槽

3.1.3 核桃殼過濾器的優(yōu)化改進措施

（1）防濾料漏失：為防止活動構件間腐蝕導致反洗時濾料漏失，將核桃殼攪拌機構的軸承盒、定板、堵板優(yōu)化改進為耐腐蝕性更好的不銹鋼材質(zhì)。

（2）加強反洗：核桃殼過濾器反洗時增加反洗時間和反洗強度，并在反洗水管線上增加清洗劑的化學藥劑注入點，增強對濾料的清洗能力。

（3）減小反洗水對流程的沖擊：在以往的設計中，核桃殼（雙介質(zhì)過濾器）反洗后的污水進入污水罐，再用污水泵將罐中污水打到斜板除油器進行處理，此部分污水會對水處理流程造成沖擊。優(yōu)化增加了一路污水泵出口到油處理流程的管線，當污水罐的水質(zhì)較差時，現(xiàn)場可將其送至油處理流程進行處理，保證水處理系統(tǒng)的流程穩(wěn)定、水質(zhì)合格。

3.2 對不達標藥劑進行換型

針對藥劑之間不相容、藥劑效果相互干擾的問題，完成化學藥劑升級換型64種。藥劑升級換型可提高油水分離效率，降低原油含水和污水含油率，降低油水處理費用。

此外，針對藥劑注入方式對注入系統(tǒng)進行優(yōu)化，初步設計了一種插入式藥劑注入方式〔8〕，避免藥劑注入點焊接方式導致的腐蝕，藥劑混合效果差、藥劑間不配伍等。充分隔離藥劑與焊接點的接觸，降低局部高濃度藥劑對管線的腐蝕，減少不同管材間的直接焊接，降低電化學作用對連接點的腐蝕，實現(xiàn)藥劑深入處理流體管線內(nèi)部，提高藥劑的混合效率。

3.3 制定基于注水配伍程度的防垢策略

在水源設計過程中，基于注入水與地層水的配伍性分析開展注入水水源評價與優(yōu)選設計，建立了注入水與地層水的結垢評價方法及評價標準〔9〕，可客觀評價注入水與地層水的結垢程度，對于不同結垢程度的注水井給出針對性的預防和解除措施（如表2所示），能夠較好地指導新項目及在生產(chǎn)油田的注水防垢設計。

表2 不同結垢程度對應的防垢措施

3.4 水質(zhì)標準動態(tài)優(yōu)化策略

制定了水質(zhì)標準調(diào)整原則及技術路線。當實際注水量/配注量>90%時，無需調(diào)整注水水質(zhì)指標控制標準；實際注水量/配注量<90%，應有針對性地開展水質(zhì)指標優(yōu)化并按以下原則進行調(diào)整：（1）油田綜合含水率≤70%，注水水質(zhì)應按滲透率損害率≤20%推薦指標進行控制；（2）油田綜合含水率>70%，注水水質(zhì)可按滲透率損害率≤30%推薦指標進行控制。

水質(zhì)指標確定技術路線如圖7所示，并通過室內(nèi)和現(xiàn)場試驗對渤海油田20余個主力注水油田水質(zhì)指標進行優(yōu)化。

以SZ36-1油田為例，ODP（整體開發(fā)方案）參照SY/T 5329—1994《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》，水質(zhì)主要控制指標：懸浮物≤5 mg/L，粒徑中值≤3 mg/L，油≤15 mg/L。SZ36-1油田平均氣測滲透率為3 000 md，而SY/T 5329—1994規(guī)定的指標過于嚴格。通過室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗評價不同指標對儲層的傷害程度，當懸浮物≤10 mg/L，粒徑中值≤4 mg/L，油≤30 mg/L時，巖心滲透率降幅＜20%，可滿足油田注水需求。水質(zhì)指標優(yōu)化后有助于釋放地面水處理設備的處理能力，減少藥劑成本。

3.5 完善注水水質(zhì)監(jiān)測機制

3.5.1 重點加強注水井井口水質(zhì)監(jiān)測

注水管匯和海管會對注水水質(zhì)造成二次污染，另外渤海大部分油田的注水緩沖罐均沒有頂部收油裝置，進入到緩沖罐的污油會逐漸在頂部累積。污油無法外排也會對水質(zhì)造成二次污染。傳統(tǒng)上以中心處理平臺末端節(jié)點作為注水水質(zhì)控制的監(jiān)測節(jié)點，忽略了沿程管線對水質(zhì)的二次污染，因此，將其優(yōu)化為以注水井口水質(zhì)監(jiān)測作為達標考核的基本監(jiān)測點。

3.5.2 水質(zhì)實時監(jiān)測

水質(zhì)在線監(jiān)測技術在陸地油田已成功應用〔9〕。對歧口17-2油田注入水的在線監(jiān)測數(shù)值與化驗員實測數(shù)據(jù)進行對比，如表3所示。

表3 懸浮物檢測值對比

由表3可見，在線監(jiān)測結果與室內(nèi)化驗結果接近，監(jiān)測結果可靠。有條件的平臺可進行水質(zhì)在線監(jiān)測，避免部分井口注水平臺水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)的缺失。

圖7 注水水質(zhì)標準確定技術框圖

4 現(xiàn)場實施效果

上述改善措施在渤海主力注水油田貫徹實施后，污水處理藥劑使用量從“十二五”初期的0.63 L/m3降至目前的0.15 L/m3，年平均降低13.5%左右，有效實現(xiàn)了降本增效。“十三五”期間，渤海油田累計升級換型化學藥劑64種（清水劑、破乳劑、防腐劑等），共節(jié)約化學藥劑11000 t左右，節(jié)約成本1.3億元。此外，斜板除油器等關鍵設備的清罐周期由1a/（次·罐）延長至 1.5～2 a/（次·罐），除油率提高 5%～20%；氣浮選器除油率提高15%，核桃殼過濾器濾料更換周期由 0.5a/（次·罐）延長至 1.5 a/（次·罐），過濾效率提高5%～15%。以NB35-2油田為例，生產(chǎn)污水含油從改善前的750 mg/L降至目前的450 mg/L，注水含油由40 mg/L降至13 mg/L，斜板、氣浮等單罐設備年降低維修費用15萬元。

在注水水質(zhì)達標率方面，自2018年以來渤海油田整體水質(zhì)達標率連續(xù)3年保持在95%以上，水質(zhì)達標率相比以往得到大幅提升。以2019年水質(zhì)調(diào)查結果為例，注水中的油、懸浮物固體、粒徑中值等指標明顯改善，33個注水油田中有27個油田水質(zhì)達標率為100%，渤海油田整體水質(zhì)達標率為98.57%，較“十二五”階段提升了10%～15%。

5 結論

分析了渤海油田注水水質(zhì)存在的問題，針對注水水質(zhì)達標率低、注水水源復雜引起的不配伍、油水處理設備效能低、海管二次污染等水質(zhì)不穩(wěn)定因素，研究形成了針對性的水質(zhì)改善技術與策略。該水質(zhì)改善技術在現(xiàn)場成功應用推廣后，藥劑成本、關鍵水處理設備維護成本有所下降，設備處理效能大幅提升，渤海油田注水水質(zhì)達標率連續(xù)3年保持在95%以上，為渤海油田產(chǎn)量目標的實現(xiàn)提供了有效支撐。