就地分水及处理工艺在塔河油田B区块的实践与应用*

宋正聪 高珊珊 徐雅萍

1中石化西北油田分公司2中国石油大学（北京）

塔河油田B 区块1997 年投入开发，主力产层为古生界奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏，井深在5 500～6 500 m。目前区块日产液量2 455 m3，综合含水率84%，地层水总矿化度为17.5×104～26.3×104mg/L，为CaCI2水型，pH 值6.5～6.8，日注水量在800～1 500 m3左右。

随着油田开发的不断深入，区块的原油产量逐渐下降，油井的含水率不断上升，原油乳化问题日益严重[1]。另一方面，为了保证油井产油量，需不断加大采液强度和注水替油力度，造成油井产液量和注水量逐年升高。

该区块地面集输处理系统于2004 年建设使用，针对油田中、低含水期设计，虽多次进行部分改建，但与区块开发需求的矛盾仍不断凸显。目前主要存在以下问题[2]：①污水往返输送能耗高，B区块的油井产液输送至联合站进行处理后，再返输至B 区各注水井，平均往返输送距离为11.4 km，增加电耗；②联合站及输送管线负荷高，B区块所有油井产液均输送至联合站进行脱水处理，进站管线运行压力高，刺漏风险大，随着油井提液量不断加大，造成联合站处理负荷增加，有时站库超负荷运行；③大量污水在联合站无效加热，污水进联合站温度为45 ℃，采用天然气加热后升温至70 ℃，增加热能损耗；④计转站外输泵不满足外输需求，B区块计转站外输泵主要为螺杆泵，随着综合含水率的上升，螺杆泵泵效下降；⑤对现有的站库进行改扩建工程量较大，投入费用过大，另外部分集输设施改造困难或无法改造。

为此，塔河油田引进就地分水工艺，该工艺集成预分水和污水净化功能，可实现产出液在计转站就地分水、就地污水处理、就地回注[3]，在塔河油田B-3计转站成功应用，经济效益显著。

1 就地分水工艺

1.1 装置组成

就地分水装置主要由一体化预分水装置、2台多介质过滤器、加药装置、反冲洗装置、储水罐、输水泵组成[4]（图1）。一体化预分水装置为卧式封闭罐体，由气液分离仓室、斜分离汇管、污水净化仓室、油仓室、水仓室组成（图2）。多介质过滤器为立式、橇装封闭罐体，由罐体、下支撑组件、滤料组成。储水罐由300 m3纤维缠绕玻璃钢贮成，内有隔氧浮盘。

一体化预分水装置采用水泥基础固定，可实现高含水原油的气、水初步分离。多介质过滤器采用橇装结构设计，便于安装、搬迁，该装置内充填核桃壳滤料，对低含油污水进行过滤、净化处理。

1.2 工艺原理

就地分水工艺流程为：进站阀组来液→一体化预分水装置→多介质过滤器→储水罐→输水泵→注水管网。

单井来液进入一体化预分水装置时首先进入气液分离仓室，由顶部的气液分离器进入，进行旋流分离[5]，脱除的天然气进入二次气液分离器再次分离，进入天然气管网；部分油从顶部导管进入油仓室；其余油水由底部导管进入斜分离汇管，该汇管倾斜角度为30°。在斜分离汇管通过重力沉降、多级分离进行二次油水分离，油由斜分离汇管顶部整排导管进入油仓室，其余油水通过导管从底部进入污水净化仓室。污水净化仓室内沉降区装填有斜管填料，油水流经沉降区内的斜管时，油上浮至水面，从该仓室隔板顶部溢出口进入油仓室；悬浮物沉降至斜管时滑落至仓室底部形成污泥，污泥从排污口排出；水通过下部导水堰管进入水仓室。油进入油仓室后通过自压输送至油气处理系统处理，仓室内设有浮子调节阀控制液位，确保油、水有效分离。进入水仓室内的水含油质量浓度≤50 mg/L[6]，悬浮物质量浓度≤50 mg/L，该室也有浮子调节阀控制液位。在气液分离仓室、斜分离汇管、污水净化仓室之间导管设有加药口，加入混凝剂、助凝剂[7]，加入比例为60∶1～80∶1。

低含油污水进入后端的多介质过滤器。当水自上而下通过滤料时，水中的小油滴、凝絮物、悬浮物和砂粒由于吸附和机械阻流作用被滤层表面截留下来[8]，使污水得到净化，分出合格水水质[9]：含油浓度≤15 mg/L，悬浮物浓度≤10 mg/L，粒径中值≤10 μm。分出的水进入储水罐，通过外输泵输至站外注水管网[10]。

工艺应用过程中压力大于0.2 MPa 时进行反冲洗，确保过滤、净化效果。反冲洗用水为储水罐合格水，反冲洗后混合液进入站外污水罐，然后泵输至油气处理系统[11]。

1.3 设计参数

（1） 一体化预分水装置。设计处理液量2 000 m3/d；进液含水率≥70%；设计压力1.0 MPa；工作压力0.4～0.8 MPa；出水水质：含油浓度≤50 mg/L，悬浮物浓度≤50 mg/L；容积127 m3；橇体尺寸1 050 cm×90 cm×754.5 cm。

（2）多介质过滤器。单台处理量25 m3/h；单罐容积8.48 m3；设计压力0.8 MPa；滤速8 m/h；出水水质：含油浓度≤15 mg/L，悬浮物浓度≤10 mg/L，粒径≤10 μm；反冲洗时间8～15 min；橇体尺寸256 cm×202 cm×405 cm；滤料为0.80～1.00 mm 粒径的核桃壳粒，平均抗压极限为0.165 kN。

2 工艺应用

2.1 现场应用情况

自2017 年以来，就地分水工艺先后在塔河油田S-1计转站、B-3计转站进行了现场试验应用。

以B-3 计转站应用情况为例，对现场报表30天的应用数据进行分析（图3），日均处理液量在1 984～2 382 m3/d 之间波动，平均处理液量为2 221 m3/d，略超负荷运行。分水量在847～933 m3/d 之间波动，日均分水量895 m3左右。

图3 来液总量与分水量关系Fig.3 Relationship between total incoming liquid and water separation quantity

油井进液平均含水率80.9%，为确保分水效果，现场实践操作中，一体化预分水装置进口压力控制在0.45～0.65 MPa[12]。打开气出口压力调节阀门，调节预分水装置进口压力高于油出口压力0.05～0.25 MPa。油仓室液位至0.8 m 后，打开油出口阀门至全开状态，调节油仓室浮子调节阀[13]，使油仓室液位稳定在0.8 m 左右。打开斜分离汇管进口阀（根据来液量大小控制阀门开启度），待水仓室液位达到0.8 m 后，打开水仓室出口阀门至全开状态，调节水仓室浮子调节阀，使其液位稳定在0.8 m左右。

装置分水比在35%～50%之间波动，从单井来液、气液分离仓室出水、斜分离汇管出水、水仓室出水、多介质过滤器出水取样来看分水净化效果明显（图4）。多介质过滤器[14-16]出水取样化验结果：含油浓度0～6.09 mg/L，悬浮物浓度3.58～8.75 mg/L，粒径1.84～7.28 μm[17-18]，各项指标均符合要求，出水水质稳定，可直接进行回注。实践证明该工艺分水、处理效果达到预期目的，能够满足现场生产需求。

图4 就地分水效果对比Fig.4 Comparison of on-site water separation effects

2.2 效益分析

（1）投资费用小。项目一次性投资包括集输部分、污水处理部分、电器部分、仪控部分、土建部分、人工费用等，工程建设总投资估算为877万元。

（2）运行成本低。运行成本主要包含药剂费、电费、维修保养费等，如果不考虑设备折旧，吨水直接运行成本为1.42 元，折算全年运行成本46万元。

（3）节能降耗明显。降低外输压力节约电耗、减少污水无效加热、节约天然气、减少污水返输量、减少倒运费[19-20]，折算年节约能耗费用363万元。

（4）降低环保风险。外输液管线运行压力降低0.5 MPa，减少刺漏次数，年节约维护费、污泥处理费64万元。

综上所述，该工艺在塔河油田B区块应用后预计2～3 年收回成本，经济效益显著，达到了预期目的。

3 结论

（1）就地分水工艺在高含水区块应用分水效果明显。针对体积为2 000 m3、含水率在80%左右的来液，该装置分水量在847～933 m3/d 之间，分水比在35%～50%之间，处理后出水水质：含油浓度≤15 mg/L，悬浮物浓度≤10 mg/L，粒径≤10 μm，达到设计目的。

（2）就地分水工艺可实现产出液在计转站就地分水、就地污水处理、就地回注，减少污水往返量、降低外输网管运行压力及后端联合站处理负荷和能耗，预计2～3年收回成本，经济效益良好。

（3）该工艺技术成熟、性能可靠、维护使用方便，适用于中高含水区块的预分水和污水处理，具有广阔的推广前景。