油田采出水水质治理措施研究

大庆油田有限责任公司第一采油厂规划设计研究所

注入水具有驱替原油和补充地层能量的双重作用，油田通过注水保持压力是确保油田长期稳产、提高油田开发效果的基本措施。注水水质是油田注水的重要指标，是影响注水效果和成本的重要因素。较好的注入水质既能实现注采平衡、保持地层压力，又不会对储层渗流物性及其非均质性产生较大影响，可提高油层水驱效率及石油储量动用程度，获得较好的开发效果。

大庆油田某厂以保障油田原油稳产为目标，在技术上，通过改造、技术创新等手段保证含油污水处理系统的有效运行；在管理上，通过采取节点控制方法、细化管理制度等措施，切实提升水质达标率。

1 污水站概况

1.1 工艺现状

大庆油田某厂各类污水站58 座，满足“20.20.5”标准的主要有三种处理工艺：①两级沉降+一级过滤；②缓冲沉降+气浮装置+一级过滤；③自然沉降+气浮沉降+一级过滤。满足“5.5.2”标准的主要有两级沉降+多级过滤、来水缓冲+两级过滤两种处理工艺。原水处理设计规模为96.6×104m3/d，负荷率66.8%，深度水处理设计规模为59.9×104m3/d，负荷率64.0%，设计总能力能够满足生产需求。

1.2 水质情况

某厂采出水量64.5×104m3/d，其中水驱产水35.8×104m3/d，占55.4%；聚驱产水18.75×104m3/d，占29.1%；三元驱产水9.98×104m3/d，占15.4%。采聚浓度逐年上升，2019 年污水站来液含聚质量浓度375 mg/L（图1）。自2016 年开展水质专项治理后效果显著，截至2019 年第四季度，污水站双指标合格站34座，合格率90.43%，与2016年第四季度对比提高20个百分点。

图1 2010—2019年污水站含聚浓度变化曲线Fig.1 Polymer concentration change curve of sewage station from 2010 to 2019

2 存在的问题及治理措施

2.1 水驱污水站工艺不完善

随着三采区块的工业化推广，水驱区块采出液含聚浓度上升，最高平均含聚质量浓度达到324 mg/L，相同含聚浓度下，水驱采出液黏度与聚驱接近，处理难度接近于聚驱[1-3]。解决措施可从以下两方面入手：

（1）水驱污水站能力恢复。针对水驱污水站有效处理能力下降的问题，按照聚驱设计指标对9座水驱污水站进行工艺改造，增加沉降罐容积，延长沉降时间；增加过滤罐数量，调整级配、过滤参数。

（2）普深合一污水站工艺完善。针对普深合一污水站在建设时工艺不完善问题，对3座普深合一站进行改造，增加过滤及沉降工艺。

2.2 三采污水站达标困难

对于抗盐聚合物驱，该厂目前正注区块2 个，地面处理工艺按照高浓度聚合物驱设计，A 区块2019 年12 月注聚，井口见剂浓度为本底浓度；B区块见剂浓度540 mg/L，采出液处理达标困难。

对于三元复合驱，该厂目前4个区块经历见剂高峰期，由于三元驱采出液成分较为复杂，当区块见剂高峰期时，采出液处理达标困难，详见表1。

解决措施可从以下几方面入手：

（1）开展现场试验研究攻关[4]，优化运行参数。2019 年，针对抗盐区块采出液处理困难问题，开展了三相分离器延长沉降时间、沉降段去除率对比、沉降段加药效果对比三项试验，但均未见明显效果，将开展沉降段气浮工艺效果评价。

（2）加大药剂筛选力度，提高水质指标。2019年4 月，通过室内筛选160 余种破乳剂，优选出两种类型超支化聚醚型破乳剂，下一步将开展现场试验；下一步将从高效处理水质的角度技术攻关，去除破乳液中抗盐聚合物，优选出一种净水絮凝剂，能够将抗盐聚合物析出絮凝，保证处理后水质达标。

表1 抗盐聚合物驱和三元复合驱处理系统达标情况统计Tab.1 Standard reaching condition statistics of anti-salt polymers and ASP flooding treatment system

（3）优化集输系统运行参数。对F脱水站进行掺水优化，合理控制分离器液位，不同采出阶段，根据外输指标变化情况进行液面调整试验。当见剂上升期液面为3.2 m，见剂高峰期液面为3.35 m时，油水分离效果最优；调整沉降罐收油周期，根据不同阶段污水含油量变化，摸索沉降罐最佳收油周期。优化结果是收油周期由开发初期的10 天逐渐缩短为3天，见剂上升期至高峰期由12 h调整为连续收油，外输污水含油量明显下降。

（4）强化生产节点管理，提高水质合格率。水质管理主要在于参数控制，突出精细管理，改善外输水质。“三法一控”抓收油，综合考虑季节、工艺等因素，采用“梯次收油法、提温收油法、个性收油法”，有效控制油厚；“三调一精”抓反洗，根据来水水质、处理量变化，动态调整反冲洗“时间、强度、周期”三项参数，实现精细化管理；“三优一保”抓加药，重点做好“加药点、加药比、配伍性”三项优化工作，保证化学药剂的投加效果；“三位一体”抓设备，污水站容器清淤、滤罐维修、设备修保，厂矿队一体化联动运行，恢复设备运行能力及处理效果；“三定一准”抓化验，化验管理做到“定点、定量、定责”，确保数据及时准确，为水处理分析定策提供依据。

（5）优选污水站沉降工艺，探索最佳收油方式。G 污水站开展序批连续流对比试验，试验结果：连续流平均含油去除率25.83%，含悬去除率26.52%；序批平均含油去除率22.10%，含悬去除率18.10%。F 污水站开展序批连续流对比试验[5]，试验结果：运行连续流平均含油去除率77.4%，含悬去除率40.9%；运行序批平均含油去除率90.1%，含悬去除率39.2%，沉降段序批含油去除率高于连续流12.75%，悬浮物去除效果差异不大。F污水站开展浮动收油效果评价，运行序批沉降浮动收油最佳时间为沉降罐出水收油8 h，收油效果较好。

2.3 区域调水平衡问题

区块开发间隔较短，深度水调水调整难度大。聚驱、三元驱投入开发面积逐年增加[6-7]，从2013年开始，每年开发1～3个区块。三采注入阶段，小井距注入时间5 年，大井距注入时间8 年左右，相邻区块投注时间密集，难以满足深度水需求。

“十四五”期间共安排7 个产能区块（表2），深度水缺水矛盾更加突出。G 区断东、C 区断西、E 区以及J 区东部变成缺水重灾区，全厂三采深度水原水欠缺量最大达到7.01×104m3/d。

表2 “十四五”期间三次采油开发基础信息统计Tab.2 Statistics of basic information on EOR development during the 14th Five-Year Plan period

解决措施包括以下几方面：

（1）低含剂污水调入水驱系统处理，增加深度水水源。在需求上，及时将三采后续水驱井网注入水质调整为普通水，减少深度水用量；在供给上，优先调用未含聚或低含聚的三采污水进行深度处理[8]，增加深度处理水源。

（2）探索含聚污水深度处理技术[9]，满足深度水需求。现场试验拟采用工艺：“两级沉降+微生物处理+三级过滤”、“两级沉降+微生物+旋流气浮+三级过滤”；室内试验核心工艺：“微生物处理+三级过滤”。室内试验开展了微生物反应器停留时间、营养剂添加量、回流比及三级过滤参数的试验，可实现两项指标去除率98%以上，处理效果较好。

（3）加快三元水回注试验研究攻关[10]。F 区三元污水回注试验已经取得阶段性成果，三元污水对注入质量、体系性能、注入能力等影响均在合理范围内。但D区强碱后续保护段塞稀释污水改为三元污水后，黏损由19%升高至70%，需要继续开展后续保护段塞阶段聚合物类型优选研究，以解决三元污水调配困难问题。

（4）开展三采注采结构优化调整攻关。针对“十四五”期间深度水原水不足问题，地质与地面联合开展优化研究，地质提供相应优化原则，指导地面进行相应建设。

2.4 源头废液干扰系统

该厂主要废弃物有固废和液废两大类，对水质影响较大的主要是洗井污水、站所清淤两项废弃物。洗井废水产生量大，缺少处理手段，直接进入系统影响生产运行；站所清淤较为集中，夏季产生量较大，受接收能力限制，导致清淤作业不及时，影响站库处理指标。

该厂坚持“分类缓存、定向排放、专业处理”工作思路，强力推进废弃物管控。

解决措施包括以下两方面：

（1）提高洗井水源头处理能力。厂内立项对7座污油点进行改造，新建7套污水预处理装置，改造后新增处理能力360 m3/h（图2），目前某油矿污油点已经改造完成，处理后含油、悬浮物能达到“双200”指标要求。

图2 预处理设备现场处理Fig.2 Field treatment of preprocessing equipment

（2）加大减量化清淤力度。该厂自2016 年引进减量化清淤技术，目前有7 套减量化处理装置，极大地提高了清淤效率，清淤废弃物产生量每年平均减少48%，4 年累计减量化清淤18.67×104m3，保障全厂容器及时清淤。经处理后指标低于“双200”指标，硫化物含量低于2 mg/L，4年累计节省处理费用3 692.2万元。

3 结束语

（1）三采采出液处理难度较大，需加强转油放水站放水指标控制，强化药剂筛选研究，精细污水站节点管理，有序实施推进治理措施。

（2）三采区块开发密集，导致深度水需求量较大，区域平衡较为困难，需加强科研技术攻关，优化三采结构调整。

（3）切断外来污染源干扰，减少源头污染物的产生量，坚持“分类缓存、定向排放、专业处理”技术思路。