典型项目-胜利油田高含水期水处理新技术的工程应用

胜利油田高含水期

水处理新技术的工程应用前言前言2006年，在中石化集团公司的组织下，开展了采出水处理方面的“三年专项治理”工作，提出了“改造一座站、完善一座站、见效一座站、达标一座站”的目标。通过“专项治理”，氮气气浮、磁分离等多项新技术得到了应用，胜利油田水质达标率也由72.5%提升至86.5%。2009年，在“水质专项治理”的基础上，胜利油田立足“一体化治理”，不断的完善、优化、创新，先后开发、引入了HCF高梯度聚结气浮、油泥螺旋压滤脱水等新技术、新装备，为分公司注水水质的进一步提高加固了基础。通过这些年的治理，较好的满足了油田开发的需要，同时在含聚水处理、强腐蚀水处理、小段块油藏回注水处理和污泥配套处理等方面形成了一批特色技术。目录化学驱油剂不同类型油藏注入采出运移驱油剂和原油及水相互作用化学驱复杂采出乳状液宏观表象－水中含油多、分离难度大二元驱聚驱水驱微观特征－乳化复杂，油水分散体系稳定W/O、O/W及多重乳化界面膜强度大水相分散体系稳定粘度大不同种类驱油剂（缔合、两性聚合物，两性、多基表活剂，低张力泡沫剂等）

+不同类型油藏，使化学驱采出液“丰富多彩”。化学驱产生的含聚污水的高效率处理难度大。1含聚污水处理技术

针对含聚污水处理，形成三项工艺技术：1含聚污水处理技术1）、“氮气两级浮选”处理工艺一次除油罐提升泵缓冲罐二次除油罐一级气浮二级气浮过滤器注水罐1含聚污水处理技术该工艺已在孤岛采油厂孤三污、孤六污水站等8座站进行了应用，取得了较好效果。

技术指标进口：含油小于2000mg/l

悬浮物小于200mg/l

聚合物120mg/L出口：含油可达到15mg/l以下悬浮物可达到15mg/l以下聚合物小于5-10mg/L水处理成本：0.9-1.4元/m3

适用范围聚合物驱油田开发产生的含聚污水（聚合物浓度大于50mg/l）稠油污水1含聚污水处理技术DNFDNF一次除油罐一级气浮二级气浮二次除油罐缓冲罐反应罐缓冲罐典型站场：孤六污水站建成时间：2007年，2008年来水含聚升高，水质恶化，进行流程调整处理规模：1.5×104m3/d

加大除油罐停留时间，达到6小时以上。采用氮气气浮

设反应罐，药剂强化混合反应；动态调整药剂加入量。一级投有机药剂回收油、二级投无机药剂除SS和聚合物除油剂絮凝剂DNFDNF3000m3一次罐一级气浮二级气浮缓冲罐外输1）、“氮气两级浮选”处理工艺1含聚污水处理技术1.改造前后，最显著的变化是外输污水含油和悬浮物含量大大降低，每年减少原油损失近千万元。2.改造后，由于出水悬浮物的大幅减少，降低了对配聚粘度的负面影响，从图中可以看出，2008年3月，工程投产后注聚区平均粘度上升了近10mPa.S。1）、“氮气两级浮选”处理工艺孤六污水站应用效果2）、“OPS+磁分离”处理工艺提升泵缓冲罐接收罐OPS混凝分离该工艺2008年在胜利采油厂坨一污水站进行了扩大试验，处理水质可以稳定达标。1含聚污水处理技术技术指标进口：含油<3000mg/l出口：含油<5mg/l

悬浮物<200mg/l悬浮物<5mg/l

聚合物<120mg/L聚合物<10mg/L

技术特点OPS段不加药，利用物理法除油，回收油品好磁分离段加药除悬浮物、聚合物效率高2）、“OPS+磁分离”处理工艺1含聚污水处理技术应用站场：坨一污规模：5000m3/d时间：2008年10月投产出水水质完全达到设计要求坨一污水站应用情况2）、“OPS+磁分离”处理工艺1含聚污水处理技术指标OPS进水OPS出水磁分离出水含油量(mg/L)483.723.61.1悬浮物(mg/L)39.518.21.5粒径中值（μm）741.3溶解氧(mg/L)002聚合物(mg/L)122.7116.20COD(mg/L)1078.2660.2118.7调试运行期间OPS装置和磁分离装置出水水质平均数据数据表明OPS和磁分离装置出水水质达到A3级注水水质指标。坨一污水站应用情况2）、“OPS+磁分离”处理工艺1含聚污水处理技术药剂费用1.339元/m3，占总费用的72.3%，电费0.308元/m3，占16.6%，电费和药剂费两项占总运行费用的88.9%。坨一污5000m3/d规模运行成本分析序号项目单位数量1电费（每m3污水耗电0.56Kw）元/m30.3081.1OPS装置（每m3污水耗电0.50Kw）元/m30.2751.2磁分离装置（每m3污水耗电0.06Kw）元/m30.0332加药费用元/m31.3992.1助凝剂费用（投加浓度396mg/l）元/m31.3082.2絮凝剂费用（投加浓度5.1mg/l）元/m30.0913清水消耗费用元/m30.054磁粉损耗费用（总损耗0.816吨）元/m30.0955总运行费用元/m31.852不投加化学药剂操作管理简单自主研发本土化高梯度聚结气浮水处理技术：简称HCFHigh-velocity-gradientCoalescence&FlotationTechnologyforProducedWaterTreatment高速度梯度聚结＋气浮开发纯物理工艺1含聚污水处理技术3）、“HCF+沉降分离”处理工艺

坨一（聚驱采出水处理站）10000m3/d示范工程2010年11月正式投产。经检测，含油平均去除率保持在80%以上，在来水温度≤40℃、聚合物60mg/L、含油高度乳化、0～6微米油珠粒径占98％、含油≤450mg/L的条件下，出水含油保持在40mg/l以下，且回收的油品性质没有发生明显改变。现场流程1含聚污水处理技术3）、“HCF+沉降分离”处理工艺注水罐注水系统滤罐高梯度聚结气浮罐油站来水提升泵缓冲罐混凝沉降罐较在用工艺先进之处1、将“材料聚结”、“旋流聚结”、“气浮”有机融合于一体，除油率较传统工艺提高70%以上，现场出水含油稳定达到40mg/L以下；2、实现了油水的环保型处理，不加药，不产生老化油和污泥；3、结构简单，维护方便；4、装置全部实现了本土化，投资节省约40%；5、成本低，约0.1元/m3，节省药剂费0.7元/m3以上。设备间示范工程全景值班室配电室1含聚污水处理技术3）、“HCF+沉降分离”处理工艺目录一次除油罐二次混凝罐提升泵过滤器缓冲罐反应器

混凝沉降罐提升泵过滤器缓冲罐一次除油罐预氧化装置2强腐蚀污水处理技术反应罐2强腐蚀污水处理技术2强腐蚀污水处理技术药剂优化2强腐蚀污水处理技术一次除油罐二次混凝罐提升泵过滤器缓冲罐反应器混凝剂：10ppm絮凝剂：70ppm助凝剂：500ppm月份水量含油量mg/L悬浮固体含量mg/LSRB菌个/mL平均腐蚀率mm/a达标率%m3/d标准实测达标率标准实测达标率标准实测达标率标准实测达标率考核实测mg/Lmg/L%mg/Lmg/L%个/mL个/mL%mm/amm/a%%%2011.068200151.4100.051.0100.02525100.00.0760.070100.095.0100.02011.078200152.8100.053.2100.02525100.00.0760.055100.095.0100.02011.088200152.6100.055.787.7256100.00.0760.061100.095.096.92011.098200151.4100.055.198.0250100.00.0760.048100.095.099.52011.108200151.5100.052.2100.0252.5100.00.0760.017100.095.0100.02011.118200151.8100.055.0100.0250100.00.0760.019100.095.0100.02011.128200152.1100.053.5100.0250100.00.0760.020100.095.0100.02强腐蚀污水处理技术2强腐蚀污水处理技术电化学预氧化装置除Fe2+

、H2S等还原性物质；H+还原，去除CO2；pH值略有提高,腐蚀性降低；氧化杀灭SRB等有害菌类；电场作用强化悬浮物凝聚絮凝过程。技术特点：2强腐蚀污水处理技术油站来水絮凝剂除油罐沉降罐提升泵滤罐去注水站缓冲罐混合反应罐电化学装置稳定剂絮凝剂mg/L助凝剂mg/L稳定剂mg/L药剂成本元/m3水耗电量Kwh/m3水

1909900.640.04广利污水站药剂及电耗情况助凝剂投产时间：2007年5月设计处理能力：11000m3/d设计外输水质指标：B2级2强腐蚀污水处理技术为彻底解决腐蚀问题，该站首次全部采用玻璃钢罐和玻璃钢管道，成功的建成了油田首座“玻璃钢”示范站，具有很好的耐腐蚀效果，目前运行良好。并逐渐在胜利油田其他强腐蚀污水站场改造中推广应用。玻璃钢防腐技术4.64.54.85.01.92.02.22.30.20.250.260.3012345系列1系列2系列3含油量悬浮物SRB广利污广一注莱1-292配莱1-226井实测值标准值广利污广一注莱1-292配水间改造后沿程水质的情况改造后沿程腐蚀情况

近5年的工程应用情况表明，该技术可以有效去除亚铁等还原性物质，减弱二氧化碳等酸性气体影响，调整pH值，有效控制腐蚀，提高沿程水质稳定性。2强腐蚀污水处理技术目录3、小断块油藏回注水处理技术接收罐混凝沉降罐提升泵滤罐注水罐压力除油罐一次除油罐悬浮污泥床悬浮污泥床缓冲罐缓冲罐注水罐滤罐提升泵针对胜利油田小断块油藏多、分散、规模小、地处偏远需就地处理的特点，力求污水处理工艺可靠、高效、集成。近年来，在小断块油藏回注水处理中，为解污水密闭难题，胜利油田在老一代的压力除油/沉降技术基础上持续开发、优化和完善了“压力密闭流程”，目前已完成了压力斜板除油罐和压力沉降罐优化换代升级改造工作，并作为小断块、小规模的处理工艺进行了推广应用。接收罐混凝沉降罐提升泵滤罐注水罐压力除油罐3、小断块油藏回注水处理技术技术关键：

在老一代压力罐的基础上，先后在内部结构优化、材料选择、混合反应、斜板沉降、聚结分离等五大关键要素进行技术改进，并取得了良好的效果。3、小断块油藏回注水处理技术2010年在孤东二号联实施改造了5000m3/d压力流程，从运行结果看，在不加药的情况下，污油的去除率均达到75%以上，东二联出水水质得到明显改善。含油量（mg/l)去除率含聚量（mg/l)平均悬浮物量（mg/l)去除率进口280-370

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80压力除油罐出口70-80≥75%956025%压力沉降罐出口50-604050%含油量mg/L3、小断块油藏回注水处理技术2011年在胜利采油厂坨五污推广应用了一套5000m3/d压力流程，在加药的情况下，在来水含油<800mg/l，SS<200mg/l的情况下，实现出水含油<30mg/l，SS<15mg/l。

目前坨五污已完成后续20000m3/d压力沉降罐的设计。3、小断块油藏回注水处理技术技术原理：集加药混凝澄清分离与泥层过滤工艺结合为一体。油田应用情况：目前油田共建有悬浮污泥处理站4座（大北、樊家、102站等），悬浮污泥罐8座，处理水量2.5×104m3/d。3、小断块油藏回注水处理技术技术特点：出水含油量可以达到B级，悬浮物及悬浮粒径中值在C级与B级标准间；可以作为一级过滤器使用，或作为精细过滤器前的把关设备。3、小断块油藏回注水处理技术地点：102站工艺：

悬浮污泥+精细过滤规模：8000m3/d阶段：工程应用“悬浮泥床+金属膜过滤”处理工艺悬浮泥床出水除悬浮固体外，基本达到A3级水质目录

回注水沿程水质变差的主要是由于腐蚀结垢及其腐蚀结垢产物与水中其它不稳定物质发生化学反应，导致回注水在输送过程中再生悬浮物的产生。地面回注水沿程水质变化4沿程水质稳定技术细菌大量繁殖硫化物增加金属设施腐蚀铁离子增加生成FeS沉淀金属设施腐蚀铁离子增加生成FexOy沉淀再生悬浮固体处理及输送系统各节点氧的溶入碳酸盐、硫酸盐等垢物系统内形成水垢回注水在地面输送过程中产生再生悬浮物的原因分析：主要原因主要原因次要原因4沿程水质稳定技术通过源头控制及沿程控制技术，集成优化后的水处理技术，形成了回注水水质稳定控制配套技术，现场实施后注水井口水质稳定率达到90%以上。根据油藏对水质的要求，针对污水特性、分类及沿程二次污染的主要原因，选择水质控制模式：源头控制：控制腐蚀结垢及细菌繁殖，去除原水中铁、硫、成垢离子。主要应用技术有水质改性、水质氧化、水质稳定剂配伍应用。沿程控制：加强过程控制，抑制腐蚀及细菌生长，延缓沿程管线老化。主要应用技术有抑菌防腐涂层、输送设施的清洗技术。4沿程水质稳定技术工艺药剂适配性优化技术研究了污水处理用“三防药剂”配伍性，确定最佳投加顺序：阻垢剂、杀菌剂、缓蚀剂，根据处理工艺调整了加药流程。研制了脱硫净水剂和杀菌缓蚀剂等，控制了硫化氢、细菌为主的腐蚀。检测指标水质标准回注水沿程取样地点来水外输注水站SRB(个/mL)602502560硫化氢(mg/L)26.02.02.0腐蚀速率(mm/a)0.0760.760.0350.043悬浮物(mg/L)1042.95.66.0脱硫净水剂杀菌缓蚀剂水处理效果油站来水脱硫剂絮凝剂一次除油罐混凝沉降罐提升泵滤罐去注水站缓冲罐杀菌缓蚀剂阻垢剂滨二站现场试验效果杀菌剂4沿程水质稳定技术水质稳定剂配伍技术东四联现场试验效果4沿程水质稳定技术絮凝净化杀菌缓蚀剂阻垢缓蚀杀菌作用杀菌剂缓蚀剂缓蚀作用协同协同增加增加

目前油田回注水处理均采用缓蚀、阻垢、杀菌等药剂对系统进行水质控制，为此可利用药剂的复合配伍弥补各种药剂的局限性，发挥药剂之间的“协同效应”

，在提高处理效果的同时可降低药剂使用量。东四联现场试验效果4沿程水质稳定技术药剂优化前的加药流程药剂优化后的加药流程混凝剂絮凝剂缓蚀剂一次除油罐二次除油罐杀菌剂缓冲罐阻垢剂注水罐配水间混凝剂絮凝剂缓蚀剂一次除油罐二次除油罐杀菌剂缓冲罐阻垢剂注水罐配水间

技术实施后，在保证水质的条件下，药剂费用降低了30%左右，且污水站至注水井口水质稳定率达到92.9％。水质稳定剂配伍技术指标含量（mg/L)H2S10-20TGB/FB600-2500SRB2500-6000Ca2+、Mg2+513HCO3-1099.2Vcorr（mm/a）0.1-0.3来水中硫化氢和细菌高，较高碳酸氢根及钙镁离子，腐蚀性较强，沿程水质存在污染。水质改性与稳定剂的复配应用来水中硫化氢和细菌高，较高碳酸氢根及钙镁离子，腐蚀性较强，沿程存在污染。沿程水质变化趋势4沿程水质稳定技术滨一站污水情况滨一站现场实施效果：

实施后污水站外输水SS、SRB的达标率提高了10%以上；注水井口污水悬浮物含量稳定率94.6%。在水质改性技术的基础上，进行了“三防药剂”与水质净化复配技术的应用。沿程水质油站来水改性剂絮凝剂除油罐混凝沉降罐提升泵滤罐去注水站缓冲罐三防药剂滨一站混合反应罐缓冲罐来水加药前滤前加药后外输注水站配水间4沿程水质稳定技术水质改性与稳定剂的复配应用抑菌防腐涂层水质保障技术

针对油田目前应用的污水处理设备、输送管线以金属材质为主的现状，为避免污水在回注处理、输送过程中因固着菌滋生及生物膜形成造成二次污染，研发了杀菌防腐涂料。杀菌时间4h12h1d3个月杀菌率（％）SRB8599.599.599.7FB90959599.7备注空白菌量2.5╳106个/mL

室内评价结果4沿程水质稳定技术无防腐涂层普通防腐涂层抑菌防腐涂层利津沿程现场试验效果4沿程水质稳定技术在注水罐及部分注水管线实施了抑菌防腐涂层技术，同时对输送管线进行了清洗。利津沿程现场试验效果取样地点利津污利津注13号配水间LJL29-14设计指标实施前SS（mg/L）3.56.212.622.34含油（mg/L）2.83.02.92.810SRB（个/ml）25025002500600025腐蚀率（mm/a）0.0050.0070.0040.0110.076实施后SS（mg/L）3.23.23.63.54含油（mg/L）2.32.02.12.510SRB（个/ml）2560256025腐蚀率（mm/a）0.0060.0070.0100.0090.076实施前后沿程水质变化情况抑菌防腐涂层水质保障技术目录4污泥配套技术高含水期上述油田污水含有悬浮物等机杂，处理过程中不可避免会产生污泥，尤其是三次采油污水含聚，导致污泥含聚，更加大了污泥处理难度。胜利油田近年来在污泥“减量化、无害化、资源化”等方面都做了大量工作，其中在污泥“无害化、资源化”方面建成了污泥焚烧、泥砂清洗等示范工程，相对污水处理工艺独立性强，在此不作介绍。这里主要将近年来胜利油田在污泥“减量化”方面的处理技术---即污泥脱水技术进行介绍。4污泥配套技术带式压滤脱水技术优点：连续运行，处理量大；

脱水率较高；

缺点：滤布清洗、维护量大板框/厢式压滤脱水技术优点：能耗较低；

基本无噪音；

脱水率较高；缺点：间歇运行，处理量小；

滤布清洗、维护量大离心脱水技术优点：占地面积小；

连续运转，处理量大；

密闭运行，管理简单；

缺点：噪音大；能耗高；4污泥配套技术通过固活叠片相对移动，实现污泥快速浓缩通过螺杆旋转挤压，实现泥水分离随着近年来三次采油污水处理导致大量含聚油泥处理问题的日益突出，引进了螺旋压滤脱水技术。4污泥配套技术4污泥配套技术2010年9月~2011年6月在孤六污开展了污泥螺旋压滤脱水试验

试验流程：污泥池→污泥泵（已建）→螺旋压滤机→脱水后污泥

试验规模：湿泥量10m3/h（含水率98%）4污泥配套技术不加药脱水试验：

取样时间：2011年3月31日～