大庆油田水处理及注水工艺技术ppt课件 60页

“股份公司油田地面工程关键技术交流会论文”大庆油田水处理及注水工艺技术大庆油田有限责任公司油田设计院2013年5月\n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\n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、大庆油田水处理工艺技术目录\n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\n工艺：两级沉降+压力过滤为主的三段水处理流程停留时间3~4h停留时间2~3h滤速≤10m/h自然沉降罐污水缓冲罐混凝沉降罐注水站缓冲罐过滤罐项目水质指标含油量≤20mg/L悬浮固体含量≤10mg/L粒径中值≤3μm硫酸盐还原菌≤25个/mL工艺一：高渗透油藏采出水处理工艺\n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。一级滤速≤10m/h注水站缓冲罐过滤罐二级滤速≤6m/h过滤罐自然沉降罐来水缓冲罐混凝沉降罐缓冲罐过滤罐工艺二：低渗透油藏采出水处理工艺项目单位水质指标要求水驱聚驱含油量mg/L≤8≤5悬浮固体含量mg/L≤3≤5粒径中值μm≤2≤2硫酸盐还原菌个/mL≤25≤100\n工艺：曝气沉降+涡凹气浮+流砂过滤+膜处理流程项目水质指标含油量≤5mg/L悬浮固体含量≤1mg/L粒径中值≤1μm硫酸盐还原菌≤25个/mL曝气沉降罐涡凹气浮机缓冲罐流砂过滤罐来水缓冲罐注水站增压泵中空超滤膜装置增压泵工艺三：特低渗透油藏水处理工艺\n停留时间7～9h停留时间3～5h滤速≤8m/h自然沉降罐来水缓冲罐混凝沉降罐注水站缓冲罐过滤罐增压泵工艺四：聚合物驱采出水处理工艺项目水质指标含油量≤20mg/L悬浮固体含量≤20mg/L粒径中值≤5μm硫酸盐还原菌≤100个/mL加药工艺：两级沉降+压力过滤流程基础上，调整工艺参数\n工艺五：三元复合驱采出水处理工艺项目水质指标含油量≤20mg/L悬浮固体含量≤20mg/L粒径中值≤5μm硫酸盐还原菌≤100个/mL工艺：序批沉降+两级过滤流程二级滤速≤4m/h停留时间18~24h一级滤速≤6m/h污水缓冲罐注水站缓冲罐过滤罐过滤罐\n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、大庆油田水处理工艺技术目录\n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。（一）实现水站达标\n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。\n措施一：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\n措施二：改进药剂投加方式现场应用57座水处理站改水剂加药为干剂加药，现场原剂配制投加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%\n适用沉降分离效率低的处理站，已应用5座含聚污水站含油去除率提高25%以上，悬浮固体去除率提高18%以上增设管式反应器、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措施三：沉降罐加气浮技术\n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，实现连续收油目前已改造30座污水站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\n措施五：加大容器清淤力度年安排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\n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\n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。变强度与原参数反洗方式对比措施一：过滤罐变强度反冲洗技术\n措施二：过滤罐提温反洗技术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，滤料松散常温洗后滤料粘连升温洗后滤料松散现场应用5座水处理站（min）\n水反冲洗后滤料情况通过气泡对滤料的扰动和搓洗，加速滤料表面污染物的剥离，提高滤料再生质量气水反冲洗后滤料情况措施三：过滤罐气水反冲洗技术与单纯水反冲洗再生相比，提高清洗效率30%以上，节省自耗水量40%现场应用14座水处理站\n应用2座含聚站，正组织设计2座采用逆向过滤，使污物阻截在滤料底部；通过增加过滤层厚度，延长过滤时间；污染滤料提升至洗砂器，经迎流搓洗再生可代替两级过滤；过滤与反洗同时进行；滤料无板结，纳污能力强滤前滤后新料3个月措施四：连续自动砂滤技术\n措施五：过滤罐专业修保2011年开始，制定滤料清洗和滤罐维修流程和制度，由内部队伍实施专业化施工年投入资金3000万元，清洗维修730座，有效运行率从72.3%提高到95%，出站水质达标率提高4.3%洗前筛管洗后筛管洗前滤料洗后滤料\n问题3：细菌控制难原因分析：紫外线物理法杀菌作用距离短，只能实现站内达标，且受见聚浓度影响大；杀菌剂化学法杀菌若实现井口达标，药剂沿程消耗多，用量大，成本高，且产生抗药性治理思路：紫外线物理杀菌和二氧化氯化学杀菌技术结合，站内、站外分段治理\n杀菌率达到99.0%以上紫外光使微生物的核酸突变，造成细胞死亡，达到杀菌目的现场应用98座水处理站可实现站内达标措施一：紫外线杀菌技术\n污水站二氧化氯杀菌工艺流程图盐酸二氧化氯发生器亚氯酸钠外输过滤二氧化氯氧化细胞内巯基酶，抑制微生物蛋白质的合成，起到杀菌作用作用距离长，无抗药性，井口余氯0.05mg/Ｌ时，井口SRB达标率稳定在80%以上措施二：二氧化氯杀菌技术（个/ml）可实现井口达标，应用4座水处理站\n问题4：低渗透及特低渗透水质达标难原因分析：①低渗透油田水质达到“8.3.2”标准，采用常规采出水处理工艺，因技术、管理等原因，水质达标时常波动②特低渗透油层需“5.1.1”注入水质标准，常规粒状过滤处理工艺无法达到要求。治理思路：研发应用悬浮污泥和超滤膜工艺技术，满足达标要求\n逆向过滤工艺，通过絮凝使絮体和水快速分离，形成悬浮泥层，污水经泥层过滤可替代混凝沉降和一级过滤，无需滤料；污染物可从系统中随时排除，避免恶性循环适用于外围水驱低处理量站，已应用5座总来水一沉后SSF罐缓冲罐过滤后措施一：低渗透油田采用悬浮污泥过滤技术污水平均含油量平均悬浮物含量过滤后3.2376.298.5来水一沉出水SSF装置出水2.86mg/L过滤后4.788.5101.3来水一沉出水SSF装置出水2.3mg/L\n中空纤维超滤膜为中空型，内压式设计，过滤精度高，要求来水达到“8.3.2”标准，处理后水质达到“5.1.1”标准已建设2座站措施二：特低渗透油田采用超滤膜处理技术\n通过以上技术措施的实施，并在加强生产管理的配合下，油田采出水水质得到明显改善。2012年污水处理站水质合格率上升至90.2%。近三年全油田污水站水质合格率\n目前，大庆油田污水站水质合格率已达到90.2%，而井口水质合格率低于65.0%，存在二次污染严重。主要是在干支线和井筒污染治理上，缺乏有效的技术措施。（二）二次污染治理\n问题1：注水干支线污染治理难度大原因分析：注水干线冲洗废液量大、管线拉运和拆装工作量繁重（厚壁）且受地貌和环境制约；注水支线以水冲洗为主，效果不理想且废液拉运量大治理思路：一是注水干线冲洗采取固定式流程，实现直排冲洗；二是注水支线冲洗推广应用产生废液少的空穴射流和气脉冲清洗技术\n措施一：移动式干线冲洗技术措施二：固定式干线冲洗技术措施三：气脉冲清洗技术措施四：空穴射流清洗技术注水管道清洗技术清管器干线冲洗支线冲洗\n问题2：井筒污染治理难度大原因分析：常规罐车洗井不能实现大排量、连续洗井，影响洗井效果；老区主要是洗井液处理能力不足，影响洗井数量；偏远井主要是洗井液运输距离长，洗井难度大；柱塞泵管网不具备洗井条件治理思路：一是制定罐车洗井安全规程和管理制度，推行专业化洗井；二是推广应用连续、大排量洗井技术，研究应用边远井和特殊井洗井技术\n通过技术攻关，解决了边远井和特殊井的洗井难题。井筒污染治理措施一：改进罐车洗井技术措施二：直排式洗井技术措施三：循环洗井技术措施四：不可洗井管柱清洗技术注水井精细过滤器加药泵加药箱刮油器油水分离器排污口循环泵发电机循环洗井车\n问题3：废液处理能力不足原因分析：为满足油田开发对水质的需求，干支线冲洗和洗井工作量大幅度上升，产生的废液量成倍增长，致使废液处理能力不足治理思路：因地制宜增建废液预处理池及配套工艺，并研究应用污泥减量化技术\n措施一：增建预处理池及配套工艺措施二：载体絮凝磁分离技术废液回收预处理技术需建废水预处理池70座，其中在用17座，规划3年内改造13座、新建40座。磁种作为载体参与絮凝过程，在外加磁场作用下，实现固液分离。具有操作简单、适应性强的特点。已建成6座处理站。\n三年累计洗井114854井次，干支线冲洗17134km，井口水质合格率逐年上升，由2010年45.3%提高到2012年67.4%，累计增加注水988.6万立方米注水量上升井3.87万井次+9m36877注水压力下降井4.00万井次清洗后清洗前12.511.9-0.6MPa清洗后清洗前累积多注水988.6万方注水量上升井万井次+9m36877注水压力下降井井次清洗后清洗前12.511.9-0.6MPa清洗后清洗前累积多注水\n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、大庆油田水处理工艺技术目录\n大庆油田建成注水站245座，注水泵830台，注水管道21938公里，注水井34668口，年注水6.1亿立方米，年耗电35.5亿千瓦时，注水能耗占总能耗的43.2%，权重高、潜力大，已经成为油田节能降耗的主要挖潜对象。对此，通过开展注水系统能耗节点分析，量化能耗分布，确定挖潜措施\n2010年大庆注水系统能耗损失分布系统节能思路：整体控压、局部提压、管网降损、单机提效泵管压差0.72MPa，3.2%管网压降0.96MPa，4.3%井管压差3.92MPa，17.4%油压10.6MPa，47.1%机泵能耗6.3MPa，28.0%水力能耗24.9%MPa有用功47.1%注水井管网机泵无用功28.0%ΔP1ΔP2ΔP3平均泵压16.20MPa平均管压15.48MPa平均井口管压14.52MPa平均单井油压10.60MPa输入当量压力22.50MPa\n1、井管压差大原因分析：为满足局部区块及部分偏远井注水压力，采取系统提压方式，导致系统压力偏高，平均井管压差达到3.92MPa，占注水系统总能耗的17.4%治理思路：通过实施分压注水、分散注水及单井增压等措施，降低井管压差\n措施一：实施分压注水杏南五杏V-2杏南六杏V-1杏南五杏V-2杏南六杏V-1杏五注杏南二西部过渡带东部过渡带纯油区杏十五-1杏南开发区注入压力：14.0MPa需局部增压井：2.6%注入压力：13.0MPa需局部增压井：1.1%注入压力：13.5MPa需局部增压井：5.0%适于压力差异较大的多套井网注水现场应用26个注水系统，辖井2162口大庆长垣油田不同井网压力差异较大，为此，地面配套建设分压注水管网，实施分压注水避免系统高压运行\n水质站注水井注配间注水井注水井注水井低压供水管道注水支线注配间注配间注配间措施二：分散注水技术分散注水工艺效果系统低压供水，注配间升压注水，满足局部区块注水需求系统低压节能，建设投资低，柱塞泵泵效高、单耗低适用于外围较小注水系统，应用注配间82座，单井726口\n措施三：单井局部增压技术配水间单井增压泵完不成配注单井注水站高压来水单井出线对于启动压力高或偏远的注水井，采取“一泵一井”“高压对高压”的二次增压措施，满足单井注水需求以相对低能耗增加注水井点，避免井组甚至系统高耗运行适于边缘或高压井点注水，应用增压间64座，单井486口(MPa)（kWh/m3）\n2、管网压降大原因分析：注水半径大，沿程和局部水力损失大；管道内壁垢质等导致磨阻大，平均管网压降达到0.96MPa，占注水系统总能耗的4.3%治理思路：通过优化管网运行，降低压力损耗；通过清管除垢及应用非金属管道等措施，减少管道沿程损失\n措施一：注水管网优化运行杏V-I杏V-II太一联杏十五-1高一联杏南六杏十三-1杏南五杏南-太北注水联络线太二联（kWh/m3）增加管网连通，调节管网压力，降低管网压降\n措施二：应用非金属管道利用非金属管道不腐蚀、不结垢、摩阻小等特性，减少水力损失，提高系统效率适于低洼地势和强腐蚀地域，已应用6265公里制定维修管理办法，实施内部专业维修，已完成518处（mm）\n3、泵管压差大原因分析：泵特性曲线与管路特性曲线不匹配，泵出口压力偏高，平均泵管压差达到0.72MPa，占注水系统总能耗的3.2%治理思路：应用泵减级、叶轮切削、梯级匹配及变频调节技术等措施，降低泵管压差\n措施一：多级离心泵叶轮减级（切削）技术通过叶轮减级降低泵扬程，缩小泵管压差，达到节能目的成本低、见效快，生产单位可自行实施适用于泵管压差1.3～1.5MPa之间，现场应用124台泵（MPa）（kWh/m3）泵管压差平均单耗0.41.75.63使用前后能耗对比6.010.381.316.515.516.015.0300A：Q300P15.3B：Q300P14.0原泵特性减级（切轮）后特性管道特性原泵管压差1.7新泵管压差0.4Q(m3/h)P(MPa)\n措施二：离心泵泵管压差控制技术通过阀前、阀后两个压力变送器，把泵管压差信号传至控制装置，控制装置自动控制电动阀的开度，调整泵管压差实时调整泵管压差在0.5MPa以内适于高低压离心式水泵，现场应用86套（kWh/m3）\n措施三：离心式注水泵高压变频技术通过变频调整电机转速，调节流量、扬程和功率，降低输出功率，缩小泵管压差自动调节，可消除泵管压差适用于注水波动较大，相对独立的注水管网（如聚驱注水站），目前应用14座站(MPa)（kWh/m3）\n措施四：优化注水泵运行匹配注水站采取梯级配备设计，按流量大、中、小3级布泵能适应较大范围水量变化，对注水方案调整、产能钻控、周期注水等有较强适应性，降低泵管压差适于规模注水区块注水泵配置，年优化注水泵运行70台次，年节电4263.69万千瓦时\n4、机泵能耗高原因分析：磨损及腐蚀等原因影响注水泵效率，全油田平均泵效78.4%，占注水总能耗的28%治理思路：通过涂膜技术、工况调整、专业修保及应用高效注入设备等措施，提高泵效\n将泵体内主要过流机件叶轮、导叶等涂膜抛光，降低磨阻，提高注水泵效率适于运行年限长、腐蚀严重注水泵已经应用81台注水离心泵措施一：离心泵涂膜技术叶轮涂层后叶轮涂层前（%）（kWh/m3）\n措施二：精细注水泵管理每天计算单耗和泵效等参数，调整机泵在高效区运行选用新型纤维密封填料，延长更换周期，提高运行时率，现场应用8台泵实施目标保养制，实测泵效低于铭牌95％修保；采油厂成立机泵专业修保队伍；年修保263台次H～Qη～QN～QNηQH\n措施三：燃气轮机直拖注水泵技术天然气在燃气轮机内燃烧产生高速气流，带动动力涡轮高速旋转，拖动注水泵运行能耗低，配套常规注水泵，便于维护，运行费用低适用天然气富裕区块，注水量大的注水站，已应用2座站（万元）（元）\n泵管压差0.6MPa，2.7%管网压降0.94MPa，4.2%井管压差3.66MPa，16.5%平均泵压16.10MPa平均管压15.50MPa平均井口管压14.56MPa平均单井油压10.90MPa油压10.9MPa，49.2%机泵能耗6.04MPa，27.3%水力能耗23.5%输入当量压力22.14MPaMPa有用功49.2%注水井管网机泵无用功27.3%目前注水系统能耗损失分布机泵能耗降低0.7%，水力能耗降低1.4%，有用功提高2.1%ΔP1ΔP2ΔP3\n自2000年以来，通过精细管理，大庆油田保持注水单耗逐年下降、系统效率稳步上升（kWh/m3)（%)\n60