大庆油田水处理及注水工艺技术分析

问题1：油水分离难
原因分析：化学驱后采出水乳化严重，粘性增强， 常规处理工艺和化学药剂不适应，油水及固液分 离困难。油珠浮升速度下降到原来的十分之一。 治理思路：一是通过增加沉降罐有效停留沉降时 间；二是通过上部连续收油和下部清淤扩大沉降 空间；三是通过改进加药方式和在沉降罐中加气 浮作用来提高分离效率。
缓冲罐
注水站
一级滤速 二级滤速 ≤ 6m/h ≤ 4m/h
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤20 mg/L
≤5μm ≤100个/mL
目录 一、大庆油田水处理工艺技术 二、改善注入水质的主要做法 三、降低注水能耗的主要做法
（一）实现水站达标
目前面临着： ①随着聚合物驱和三元复合驱开发规模的扩 大，采出液成份日趋复杂，油水乳化严重，分离 困难等问题。 ②随着特低渗透油层的开发，要求注入水质 达到“5.1.1”标准。
浮固体去除率提高18%以上
沉降罐
适用沉降分离效率低的处理
收油
站，已应用5座含聚污水站 出水
溶气水 空气
溶 气 泵 回流
进水
措施四：沉降罐连续收油技术
对于调节堰好用的沉降罐，采用堰调节连续收油至油系统； 对于调节堰不好用的沉降罐，增设电动 调节阀调整液位，实现连续收油
保持自然沉降罐油厚控制在20cm以下，混凝沉降罐油厚 控制在10cm以下
大庆油田水处理及注水工艺技术
2013年5月
多年来，大庆油田始终坚持“把水量当产量来管， 把水质当措施来抓”的理念，落实股份公司关于建立 长效和常态化注水工作机制的要求，不断完善管理体 系，创建“环节控制”管理法，逐步形成5大工艺系列， 研发应用26项配套技术，形成具有大庆油田特色的水 处理体系，有效解决了 “水质达标难、注水能耗高” 的问题，满足了高含水后期油田开发的需要，为大庆 油田4000万吨持续稳产提供了有力支撑
措施一：过滤罐变强度反冲洗技术
先小强度“颗粒碰撞”松散滤料，后大强度“水流剪 切”清除污染物。
滤后水含油降低31％，悬浮物降低36%。 现场应用17座水处理站。
反冲洗强度,L/s.m2
20 16 12
8 4 0
0
原参数
优化参数
5
10
15
20
25
变强度与原参数反洗方式对比
运行时间(min)
措施二：过滤罐提温反洗技术
目前已改造30座污水站
措施五：加大容器清淤力度
制定年度沉降罐、储水罐和回收水池清淤计划，组织专业队 伍实施，提高容器运行效率
年安排2700万元，清淤800座， 清除污物17万立方米
淤泥高度控制在40cm以下
问题2：过滤效率低
原因分析：化学驱和低温集输导致滤料污染严重、 再生困难，造成滤罐憋压运行甚至结构损坏。滤料 污染和滤罐损坏率年均达到20%～35% 治理思路：通过优化反洗参数，气水反洗、升温清 洗，应用连续砂滤技术以及实施滤罐专业修保提高 过滤效率
➢ 高渗透油藏水处理工艺 ➢ 低渗透油藏水处理工艺 ➢ 特低渗透油藏水处理工艺 ➢ 聚合物驱水处理工艺 ➢ 三元复合驱水处理工艺
技术成熟 工艺灵活 操作简单 维护方便
工艺一：高渗透油藏采出水处理工艺
工艺：两级沉降+压力过滤为主的三段水处理流程
污水
自然 沉降罐
混凝 沉降罐
停留时间 停留时间
3~4h
2~3h
缓冲罐
过滤
罐
缓冲罐
注水站
滤速 ≤10m/h
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤10 mg/L
≤3μm ≤25个/mL
工艺二：低渗透油藏采出水处理工艺
油田老区：普通污水处理站后增加两级压力过滤流程为主； 外围油田：主要采用两级沉降+两级压力过滤流程。
来水 自然
混凝
目录 一、大庆油田水处理工艺技术 二、改善注入水质的主要做法 三、降低注水能耗的主要做法
大庆油田已建水处理站288座，污水管道3358公里，年 处理污水8.5亿立方米，建成国内最大的工业污水处理系统。 为满足油田开发不同阶段注入水质要求，地面工程不断创 新发展污水处理技术，逐步形成了五大工艺系列
缓冲
沉降罐 沉降罐
罐
过滤
罐 缓冲 罐
过滤 罐
过滤 罐
缓冲 注水站
罐
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
一级滤速 二级滤速 ≤10m/h ≤6m/h
单位
mg/L mg/L μm 个/mL
水质指标要求
水驱
聚驱
≤8
≤5
≤3
≤5
≤2
≤2
≤25
≤100
工艺三：特低渗透油藏水处理工艺
工艺：曝气沉降+涡凹气浮+流砂过滤+膜处理流程
药品质量和加药浓度得到保障，相 同加药浓度下，油水分离效果提高 20%以上。同时，减轻员工劳动强 度 ； 降低工程投资及运行费用30 ～ 40%
现场应用57座水处理站
措施三：沉降罐加气浮技术
增设管式反应器、溶气泵工艺，原有沉降罐增加气浮功能， 加快油珠浮升速度 提高沉降罐处理效率
含油去除率提高25%以上，悬
用升温水对过滤罐反冲洗，提高反洗效果
常规反洗，顶部常有约5cm污染
层，滤料抱团、粘连；升温反洗
顶部只有一层薄油，滤料松散 现场应用5座水处理站
常温洗后滤料粘连 升温洗后滤料松散
（min）
停留时间 7～9h
停留时间 3～5h
缓冲罐
过滤罐
增压泵
滤速 ≤8m/h
缓冲罐
注水站
源自文库项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤20 mg/L
≤5μm ≤100个/mL
工艺五：三元复合驱采出水处理工艺
工艺：序批沉降+两级过滤流程
污水
停留时间18~24h
缓冲罐
过滤罐
过滤罐
来水 曝气 沉降罐
涡凹气浮机
缓冲 罐
流砂 过滤罐
增压泵
缓冲 罐
增压泵中空超滤膜装置
注水站
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤5 mg/L ≤1 mg/L
≤1 μm ≤25个/mL
工艺四：聚合物驱采出水处理工艺
工艺：两级沉降+压力过滤流程基础上，调整工艺参数
来水
自然 沉降罐
加药
混凝 沉降罐
措施一：延长沉降时间
聚驱水处理主工艺沿用水驱设计思路，依据含聚污水沉 降特性，个性化配置沉降罐规格，优化沉降参数、延长 沉降时间
自然沉降时间由3~4小时延长到 7~9小时，混凝沉降时间由2~3 小时延长到3~5小时。
大庆油田聚驱水处理站全部采用
措施二：改进药剂投加方式
改水剂加药为干剂加药，现场原剂 配制投加