韓守剛，李 偉，劉 濤，王錦程 （勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營(yíng)257051）

王華東 （江漢油田分公司清河采油廠，山東 壽光262714）

坨142區(qū)塊水質(zhì)沿程污染分析及治理措施

韓守剛，李 偉，劉 濤，王錦程 （勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營(yíng)257051）

王華東 （江漢油田分公司清河采油廠，山東 壽光262714）

勝坨油田坨142區(qū)塊位于濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷坨－勝－永斷裂構(gòu)造帶勝利村構(gòu)造東翼，該區(qū)塊由于水質(zhì)污染造成注水井欠注嚴(yán)重，單元?jiǎng)討B(tài)注采對(duì)應(yīng)率降低，地層能量不斷下降。針對(duì)該區(qū)塊注入水水質(zhì)存在的問(wèn)題，對(duì)水質(zhì)沿程污染進(jìn)行了研究，確定了造成水質(zhì)沿程污染的主要原因，并制定了治理保護(hù)措施，水質(zhì)沿程污染狀況得到明顯改善。

注入水；水質(zhì)污染；沿程；細(xì)菌；治理

勝坨油田坨142區(qū)塊含油面積4.22km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1071×104t，平均滲透率為220×10－3μm2，采出程度26.31%，目前開(kāi)油井50口，開(kāi)水井33口，日注水5888m3，累積注采比0.73。由于水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，地層后期堵塞嚴(yán)重，注水層段合格率只有34%。為了提高注水開(kāi)發(fā)效果，提高注水井井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)率，對(duì)坨142斷塊注水地面系統(tǒng)沿程水質(zhì)變化情況進(jìn)行了研究，依據(jù)研究結(jié)果，制定了治理措施，水質(zhì)沿程治理工作取得了良好的效果。

1 坨142區(qū)塊注水水質(zhì)現(xiàn)狀分析

按照滲透率分類，坨142區(qū)塊注水水質(zhì)應(yīng)為B2級(jí)，但是實(shí)際注水水質(zhì)在C級(jí)以下［1］。由于注入水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，造成該區(qū)塊地層堵塞，單井平均注水壓力由投產(chǎn)時(shí)的5.2MPa上升到目前的10.5MPa，注水啟動(dòng)壓力由注水開(kāi)發(fā)初期的4.5MPa上升到目前的8.7MPa，吸水指數(shù)由初期的5.2下降到目前的2.1。水井欠注造成單元?jiǎng)討B(tài)對(duì)應(yīng)率降低，地層能量不斷下降，坨142區(qū)塊地層總壓降達(dá)到13.88MPa，動(dòng)液面由初期的828m下降到目前的1303m。

為了解決坨142區(qū)塊由于水質(zhì)造成的注水開(kāi)發(fā)矛盾，對(duì)沿程水質(zhì)變化情況進(jìn)行研究，在坨142區(qū)塊選定了X4井、X7井、X32井共3條水質(zhì)檢測(cè)線，對(duì)水質(zhì)變化情況進(jìn)行分析，結(jié)果見(jiàn)表1。

沿程水質(zhì)化驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，污水經(jīng)坨二站內(nèi)處理后，外輸水中懸浮物含量達(dá)標(biāo)率為97.8%，但外輸至勝九注水站段懸浮物含量升高，至井口超標(biāo)嚴(yán)重，地面注水系統(tǒng)沿程水質(zhì)存在二次污染，外輸水到井口懸浮物含量增加2～5倍。

2 沿程水質(zhì)污染原因分析

2.1 沿程懸浮物增加原因分析

圖1 鐵離子沿程變化情況

污水經(jīng)過(guò)坨二站處理后，外輸污水懸浮物達(dá)標(biāo)，但在輸送到勝九注水站的過(guò)程中，懸浮物含量明顯增加，由鐵離子變化曲線 （圖1）可看出，該段鐵離子含量也明顯增加。坨二污水站至勝九注水站為1.6km鋼制管線，2006年投產(chǎn)，投產(chǎn)時(shí)未作內(nèi)防腐。裸管在污水的腐蝕作用下，產(chǎn)生Fe2＋，繼而產(chǎn)生鐵的氧化物沉淀，表現(xiàn)在水中懸浮物的增加。因此，該段懸浮物增加主要是鐵離子的影響［2，3］。

自勝九注水站到井口段，懸浮物繼續(xù)上升 （圖2），但鐵離子含量變化不大。勝九注水站到井口管線為1986年投產(chǎn)，現(xiàn)場(chǎng)觀察管線結(jié)垢情況比較嚴(yán)重，因此該段懸浮物增加主要是由于管線結(jié)垢造成的。

圖2 懸浮物含量沿程變化情況

2.2 沿程細(xì)菌增加原因

勝九注水站內(nèi)有3000m3注水罐2座，按水量1.5×104m3計(jì)算，停留時(shí)間為6.7h。注水罐無(wú)排泥系統(tǒng)，且已有7年沒(méi)有清灌，污泥的高度約有0.7m。在長(zhǎng)期運(yùn)行過(guò)程中，金屬腐蝕造成管壁粗糙，腐蝕產(chǎn)物等形成了利于細(xì)菌繁殖的微小環(huán)境，同時(shí)菌體及代謝產(chǎn)物與水中油、有機(jī)殘?jiān)?、粘土顆粒等在管壁附著，更加劇了腐蝕。以上各因素互相促進(jìn)，導(dǎo)致注水灌內(nèi)污垢沉積，罐底及管壁的沉積污垢形成有利于細(xì)菌繁殖的優(yōu)良環(huán)境，造成水中細(xì)菌含量的增加［4，5］。表2為沿程污水細(xì)菌變化情況。

通過(guò)以上分析，污水水質(zhì)沿程污染的主要原因如圖3所示。

3 治理措施

3.1 調(diào)整藥劑投加時(shí)間及方式

為了確定殺菌劑的最佳投加時(shí)間，對(duì)SRB菌在污水中的生長(zhǎng)周期進(jìn)行了研究。通過(guò)試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)使用沖擊式殺菌處理，有效加藥間隔3d左右。因此根據(jù)水質(zhì)檢測(cè)結(jié)果和細(xì)菌生長(zhǎng)曲線，將站內(nèi)殺菌劑投加的間歇周期由7d改為3d。

將目前緩蝕劑的投加點(diǎn)調(diào)整至濾后，且加藥濃度由目前的15mg/L增加到20mg/L，但水量由原來(lái)的24000m3/d降到15000m3/d，藥劑量由350kg/d減少到300kg/d。

表2 沿程污水細(xì)菌變化情況

3.2 改造污水站至注水站管線

坨二污水站至勝九注水站為1.6km鋼制管線，投產(chǎn)時(shí)未作內(nèi)防腐，導(dǎo)致管線沿程污染，因此對(duì)該管線進(jìn)行了清洗和內(nèi)防腐處理。

3.3 注水罐及井口管線清洗

由于細(xì)菌在注水罐內(nèi)滋生嚴(yán)重，對(duì)勝九注水站注水罐進(jìn)行了清灌處理，并采用富鋅底漆＋玻璃鱗片重新做內(nèi)防腐；采用PGT技術(shù)對(duì)注水站至所選注水井口管線進(jìn)行清洗。

圖3 懸浮物含量增加原因分析圖

4 治理效果

1）提高井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)率，坨142區(qū)塊沿程水質(zhì)治理后，井口水質(zhì)懸浮物含量由平均的15mg/L下降到5mg/L，含油由平均400個(gè)/ml下降到25個(gè)/ml。

2）改善了地層注水狀況。因水質(zhì)不達(dá)標(biāo)造成的地層堵塞狀況得到明顯改善，地層平均注水壓力由14MPa下降到11MPa。

3）降低了酸化增注費(fèi)用。水質(zhì)改善后酸化增注平均有效期由35d增加到257d，單井年酸化增注次數(shù)由6次降低到1次，坨142區(qū)塊年節(jié)約酸化費(fèi)用400萬(wàn)元。

［1］SY/T5329－94，石油行業(yè)碎屑巖油藏注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn) ［S］.

［2］林孟雄，陳坤.鄯善采油廠油田回注水質(zhì)劣化原因及對(duì)策 ［J］.工業(yè)安全與環(huán)保，2006，32（10）：31～34.

［3］陳健，鄭海軍.油田污水處理回注技術(shù)研究 ［J］.北方環(huán)境，2004，29（3）：12～15.

［4］魯逸人，趙林，譚欣，等.新型殺菌劑處理油田回注水試驗(yàn)研究 ［J］.長(zhǎng)安大學(xué)學(xué)報(bào)，2004，21（4）：65～67.

［5］畢秀范.水處理劑在油田污水回注系統(tǒng)的應(yīng)用 ［J］.工業(yè)水處理，2005，25（2）：75～76 .

TE991.2

A

1000－9752（2011）06－0359－03

2011－03－25

韓守剛 （1981－），男，2006年大學(xué)畢業(yè)，工程師，碩士生，現(xiàn)主要從事注水技術(shù)管理工作。

［編輯］ 蕭 雨