王金鑫，王鑫，同航，劉正

（延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000）

延長油田的主力開發(fā)油藏為特低滲透型油藏，注水開發(fā)是低滲透型油田的一項重要措施，同時延長油田位于我國西北，本身就缺乏水資源，各級政府對水資源管控相對較嚴格。因此，采取地層水回注方式來解決注水的問題，隨著加大注水量，處理設施的結垢腐蝕也逐漸嚴重，原有污水處理方法已不能滿足油田的生產和開發(fā)要求。為此，特開展污水處理技術研究，通過工藝改造，實現(xiàn)了污水的高效利用，滿足油田注水生產的要求[1-5]。

1 聯(lián)合站概況

延長油田某聯(lián)合站建成于2002年，所轄地區(qū)開發(fā)層為長2 及延安組，下設注水站4 座，注水管網成熟，各項功能比較齊全，如污水處理、原油的加熱脫水、儲存外運等，延安組和長2 的污水處理設計規(guī)模為600 m3·d-1。始建設計出水水質為懸浮固體質量濃度≤8 mg·L-1、含油量≤5 mg·L-1、粒徑中值≤3 μm。由于開發(fā)初期長2 和延安組采取混層集輸，混層處理的方式導致水處理設備腐蝕結垢嚴重，處于癱瘓狀態(tài)，同時處理后不達標的水注入地層后對儲層造成污染，堵塞流體通道，破壞孔隙結構，不利于儲層保護，故聯(lián)合站水處理設備停用，采出水采取無目的層回注方式消化，注水開發(fā)采用清水作為注水水源。

1.1 來水水質

1.1.1 水質化驗分析

該聯(lián)合站所轄區(qū)塊屬鄂爾多斯盆地，主力開發(fā)油層為延長組的長2 油層和延安組油層。延長組地層水離子分析見表1，延安組地層水離子分析見表2。

表1 延長組地層水離子分析表

表2 延安組地層水離子分析表

1.1.2 水質配伍性實驗

延安組地層水與延長組地層水的水質配伍性試驗結論如下：

1）延安組地層水與延長組地層水不配伍。

2）延安組、延長組油井采出液中含有較高硫酸鹽還原菌、硫化物和鐵，且呈偏酸性。

1.2 改造前工藝及存在問題

改造前該聯(lián)合站采用的是除油+雙濾料+雙室PE 過濾的處理工藝，計劃日處理污水600 m3，設計出水水質達到延長油田注入水一級水質指標，同時經過處理合格的水實行同層回注的原則處理。但是由于處理設備運行過程中采取混輸混注的方式，導致設備結垢嚴重，腐蝕情況普遍，致使主要設備破損，基本不能夠繼續(xù)使用，已經不能滿足當時的注水開發(fā)需求。故該區(qū)塊采用清水作為注水水源，造成了極大地成本浪費，同時，不合格的水注入地層，破壞了儲層孔隙結構，降低注水效果，增加無效成本。因此開展污水處理系統(tǒng)清改污研究，降低對水資源的依賴，采出水實現(xiàn)100%利用，經處理后達標的水實現(xiàn)同層回注，達到保護儲層的目的。

2 工藝改造

2.1 主工藝流程改造

從延安組和延長組地層水離子分析結果中就可以看出，延長組和延安組采出水是不配伍的，所以本次改造方案采取“分層處理、同層回注”的設計理念。同時結合聯(lián)合站實際情況，提出“氣浮+粗濾+超濾”的設計方案，并且充分利用聯(lián)合站原有的設施，通過維修、更換等方法恢復原有功能，并進行技術升級、重新設定參數(shù)等技術辦法提升舊設備性能，滿足實際要求，降低改造成本。同時新增了氣浮、濾水和超濾等設施。改造前、后工藝流程如圖3所示。

圖3 改造前、后主工藝流程

所改造的設備中包括新建一座氣浮裝置，選用改進后的高效溶氣氣浮。工作原理為：采出污水進入氣浮裝置后，與溶解的空氣水混合，絮凝體附著在小氣泡上，在通過機器腔與水分離后，它浮到表面并被輸送走，底部的泥沙由底部刮泥機刮至排污閥。出水通過專門設計的流道流出浮選機，部分出水通過專門設計的溶解氣泵循環(huán)使用。該氣浮裝置選用了特殊的管式反應器，使藥劑能夠更加高效地混合，同時擁有內置斜板，增加了絮體的反應過程，使分離效率有了明顯的提高。并且整體設計結構緊湊，占地面積得到了極大地降低，自控能力高，能夠適應延長油田的生產特征，能夠適應復雜的水質和工作環(huán)境，維修和保養(yǎng)周期都得到了延長。

粗濾設備采用雙濾料+雙介質組合的過濾方式，確保粒徑中值和懸浮物指標達標，而且通過優(yōu)選出適合該區(qū)塊的濾料，使濾料再生和反洗效果提高，第一次更換濾料周期長達2年（根據(jù)2019年調研統(tǒng)計，目前濾料更換周期普遍在6～12 個月）；通過對超濾膜材料進行對比，優(yōu)選德國PTFE 超濾膜，其具有良好的親水性、耐磨抗污染能力、耐酸堿、可再生性好、抗拉力強等特征。

2.2 輔助流程改造

本次技術升級包括對站內新建氣浮設置排出的浮渣進行預處理，通過計算，該聯(lián)合站氣浮設備排放0.59 m3的浮渣，29.5 m3的98%含水浮渣。計劃新引進橇裝式疊螺壓濾機，選用3.6～9 m3·h-1處理能力的機型型號，待所有設備安裝調試好之后工作周期可安排為2 天，每個工作周期8 h，基本能夠滿足該聯(lián)合站浮渣處理的需求。污油回收系統(tǒng)和污水返收系統(tǒng)的現(xiàn)有管道，根據(jù)程序變化增加一部分管道。改造加藥間，增加加藥設施5 個，方案中投入的藥劑有助凝劑、絮凝劑、殺菌藥、緩蝕劑和阻垢劑，投入的藥量分別是30、5、40、30、10 mg·L-1，加藥位置為高效溶氣氣浮前加助凝劑和絮凝劑，粗濾裝置前加殺菌劑、緩蝕劑和阻垢劑。

2.3 主要設備設計參數(shù)

2.3.1 氣浮設備

常規(guī)的溶氣氣浮裝置（DAF 氣?。┻m應能力較強，但是存在溶解氧含量較高的問題，對于高礦化度水質也容易堵塞常規(guī)釋放器而影響氣浮效果。因此在常規(guī)氣浮的基礎上，通過技術改進，選擇了適應能力更強、溶解氧含量較低的高效溶氣氣?。ˋDAF 氣氣?。O計處理水量50 m3·h-1，進水水質：含油量≤500 mg·L-1，懸浮物≤100 mg·L-1；出水出水：含油量≤20 mg·L-1，懸浮物≤20 mg·L-1；自控附屬：自帶制氮系統(tǒng)自動化程度高，能夠做到無人值守。

2.3.2 粗濾設備

粗過濾裝置主要確保“懸浮物和粒徑中值”能夠達標，本次設計選用“雙濾料過濾和多介質過濾”相結合的二級過濾組合，系統(tǒng)運行模式采用的是串并聯(lián)自主轉換，提高其自控能力，滿足實際生產現(xiàn)狀。設計處理能力1 100 m3·d-1；進水水質：含油量≤20 mg·L-1，懸浮物≤20 mg·L-1；出水水質：含油量≤5 mg·L-1，懸浮物≤2 mg·L-1；自控水平：全自動運行；反洗方式：氣、水反洗。

2.3.3 超濾設備

超濾單元主要目的是滿足“懸浮物和粒徑中值”達標的注水水質要求。對于油田水處理來說，超濾裝置技術關鍵是根據(jù)水質特點和運行工況篩選“耐油性膜材料和膜組件”。通過在中石油、中石化等國內一流企業(yè)進行考察研究，本項目選擇PTFE 超濾膜。設計處理能力：1 100 m3·d-1；單支膜元件尺寸：Φ260 mm×2 300 mm；膜通量：27.8 L·m-2·h-1；產水率：90.9%；進水水質：含油≤5 mg·L-1，懸浮物≤2 mg·L-1；出水水質：含油≤3 mg·L-1，懸浮物≤2 mg·L-1，粒徑中值≤1.5 μm；自控水平：全自動運行膜再生系統(tǒng)等。

3 改造后處理效果分析

通過技術改造，實現(xiàn)了延長組和延安組分層處理、同層回注的目標，節(jié)約了注清水的費用并且保護了水資源。其中延長組采出水處理系統(tǒng)設計處理規(guī)模1 000 m3·d-1，實際采出水處理量946 m3·d-1，系統(tǒng)負荷率94.6%；延安組采出水處理系統(tǒng)設計采出水處理規(guī)模 600 m3·d-1，實際采出水處理量577 m3·d-1，系統(tǒng)負荷率96.2%。改造后污水處理系統(tǒng)出水水質達到超低滲透率油藏注水水質指標，綜合達標率為98%，結果見表4。

表4 主要處理單元節(jié)點水質指標

通過連續(xù)7 天不間斷的化驗方法檢測出水水質的各項指標，確保數(shù)據(jù)的真實可靠。最終結果為：含油量≤3 mg·L-1，懸浮物含量≤2 mg·L-1，粒徑中值≤1.5 μm，達到油田的一級注水水質指標。

改造后水處理費用也由 12 元·m-3降至8.41 元·m-3，聯(lián)合站每年節(jié)約無效注水費和清水處理費等費用達323.8 萬元，其中藥劑費每年118 萬元、更換濾料費每年 66.55 萬元及人工費每年49.1 萬元等，節(jié)約清水回注電費113.8 萬元，具有良好的經濟效益。同時，減少了因混層處理導致結垢、腐蝕的經濟損失，提高了注水配伍性和注水開發(fā)效果。

4 結論

氣浮+粗濾+超濾的處理工藝，有效解決了污水處理系統(tǒng)結垢嚴重、出水水質差的問題，尤其是高效溶氣氣浮和超濾裝置極大程度提升了處理系統(tǒng)的適應性。同時，改造后以油田采出水替代清水作為注水井注入水，每年可減少大量無目的注水量，節(jié)約無效注水費和清水處理費，而且處理達標的水注入地層后，保護地層孔隙不被堵塞的同時，降低了地下水被污染的風險。