大庆油田采出水处理技术现状与发展

赵永军 李冰 杨清民 王克远 马文铁（大庆油田设计院）

　　摘　要：随着油田的开发发展，大庆油田采出水处理经历了三个阶段：开发初期常规采出水处理阶段；深度处理阶段和聚驱采出水处理阶段。本文概述了采出水处理技术的现状及发展演变，简要介绍了各阶段的处理工艺和针对存在的问题所进行的技术改进，以及近年来对新技术、新工艺的应用。为了更好的发挥采出水处理在油田可持续发展中的重要作用，本文提出了在油田开发后期，综合含水率升高，聚驱采油技术推广后，采出水处理技术所面临的困难和今后的技术发展方向。

1 前言

　　大庆油田从六十年代开发建设，发展到会天，油田采出水处理技术在油田的持续高产稳产、保护生态环境等诸多方面发挥着重要作用。将采出水处理后回注于油层，不仅可以回收水中的原油、实现水的循环利用、减少环境污染，而目提供了充足的注水水源、节约大量的淡水资源，取得了显著的经济技益和社会效益。
　　采出水处理在油田开发的不同时期，均担当着重要的角色。伴随着油田开发的不同时期，大庆油田采出水处理总体上可划分为三个阶段。
　　第一阶段：油田开发初期，低含水时的干出水处理阶段。主要满足高渗透油层的注水水质要求，这是一条主线，贯穿于油田开发的始终。
　　第二阶段：油田由低含水逐步为中含水，井网加密时期的采出水深度处理阶段。该阶段始于1991年，主要对经处理后达到高渗透油层注水要求的采出水进行深度处理，以满足中、低渗透油层的注水水质要求。
　　第三阶段：油田开发后期高含水及聚驱开采时期的采出水处理阶段。这个阶段从1997年设计建站开始，仅有三年历史。也是油田采出水处理中出现的新课题，目前尚未找到简单且行之有效的处理技术。

2 采出水处理技术现状及其发展演变

　　自1969年第一座标志性的采出水处理站-东油库采出水处理站的设计建成，到1999年底，大庆油田采出水处理技术并走过了三十年的历程。三十年来，大庆油田共建成各种类型的采出水处理站123座，总处理规模达到231.35×10⁴m³／d。
　　对各种类型的采出水处理站，投其工艺流程的不同，统计情况见下表1。

表1 大庆油田采出水处理站工艺流程分类统计表 起始时间 类别 建站数量 建站规模（10⁴m³/d） 典型站例 站别 工艺流程 1969-1999 水驱采出水处理站 三段流程 23座 41.5 北二 两段流程 16座 54.14 喇Ⅱ－1 粗粒化流程 16座 34.15 北Ⅱ－1 1991-1999 水驱采出水深度处理站 两极单向过滤 22座 27.10 北十一 两级双向过滤 21座 36.1 杏十五-1 两次除油两级过滤 11座 3.86 南六 1996-1999 聚合物驱采出水处理站 三段流程 13座 30.50 聚中一 四段流程（试验站） 1座 4.0 聚北十三 合计 123座 231.3 　

　　从上面的表中可以看出大庆油田采出水处理工艺流程的发展演变过程，以下按各类采出水处理流程的发展顺序分别做简要的阐述。
2.1 自然除油+混凝除油+过滤流程（三段流程）
　　该流程是油田开发初期，在不断探索和现场试验研究基础上确定的处理工艺。后来采用的不同处理流程，都是在此基础上完善、发展起来的。
　　该工艺首先于1969年应用在东油库采出水处理站，并获得成功，随后在北二、西一、南四、中三、喇一、喇二、喇三、北Ⅱ－1等采出水处理站推广使用。主要解决油田开发初期，脱水站脱出水的油水分离问题，实现污油回收，并将处理后水回注高渗透油层。典型的工艺流程见图1（其中过滤形式有重力和压力两种）。该工艺通过多年的设计研究和生产运行总结，已形成一套从理论到实践较为完整的处理技术。实践证明，该工艺具有除油效率高，出水水质稳定，维护管理方便等诸多优点，因而得到广泛的应用。

2.2 混凝除油+过滤流程（两段流程）
　　随着脱水站破乳剂质量的提高及脱水技术的发展，脱水站脱出的采出水中含油量已较大幅度降低，经过一次除油罐处理后的采出水中，含油量在正常情况下己能达到100mg／L以下。因此在1974年以后设计的一部分处理站采用了二段处理工艺，即改为“混凝除油+过滤”流程。典型的两段处理流程见图2。

　　在流程简化的同时，对处理工艺和处理构筑物进行了一些改进和革新。如引进无阀滤池技术，结合采出水特点，研制出了单阀滤罐，实现滤罐自动反冲洗，减轻了操作工人的劳动强度，节约了反冲洗泵和反冲洗罐；将除油罐的集配水管路由原来的中心筒方孔式和穿孔管式，改为辐射状喇叭口梅花点布置，使集、配水均匀合理，解决了穿孔管结垢、孔眼堵塞等问题；除油罐的出水由管式出水改为可调堰出水，解决了处理站投产初期，因处理水量达不到设计负荷，致使收油困难的问题，出使各组滤罐的进水分配更均衡，这些成功技术一直沿用到今天。
2.3 粗粒化+混凝除油+过滤流程
　　 粗粒化技术是大庆油田率先研究和使用的技术，1981年在北Ⅱ-1、南六采出水处理站首次应用。主要是针对污水中的分散油和乳化油，使小油珠聚结成大油珠而易于重力分离，从而提高处理效率、缩小除油罐体积、缩短建设周期、节省基建投资。采用粗粒化技术，能够更好地适应采出水水量日益增长的需要。这一技术的应用对提高当时处理设备的处理效果和处理能力，具有显著的技术经济意义。其典型的流程如图3所示。

　　到80年代中后期，由于油田开发方式发生变化，大批油井由自喷采油转为机械采油，采出水中出现大量泥砂。粗粒化装置因易被泥砂堵塞而失去了粗粒化作用，该技术的应用得以终止。
　　污水中大量泥砂的出现，使水处理由原来的油、水两相分离改为油、泥、水三相分离，为此恢复了一次除油罐，也使沉寂多年的斜板沉降技术在油田重新得到应用。同时为适应污水中的泥砂，相应地进行了以下几项技术改进：
　　1、除油罐内设置斜板，既可提高除油效率，又可去除水中大量的泥砂，使停留时间由4h变为2h，处理效率提高一倍；
　　2、在除油罐底部留有足够的积泥高度（1.0m左右），集水管口设置斜板箱，以利于泥水分离，罐底部设置冲泥管和排泥管等；
　　3、因采出水中所含泥砂导致滤罐阻力增加、过滤周期缩短、反冲洗不彻底、滤后水质变差等问题，对单阀滤罐内部滤料及支撑结构重新设计，采用不锈钢筛网配水及采用双层或多层滤料代替单一介质的石英砂滤料，以提高截污能力。
　　针对采出水处理过程中出现的各种问题，经过对处理工艺不断的改进和完善，有效地提高了采出水处理工艺的适应能力和整体水平，保证了处理后水质达到了高渗透油层的注水标准。
2.4 深度处理流程
　　随着外围油田、老区表外储层等低渗透油层的开发，为了满足低渗透油层的注水水质要求，大庆油田自1991年开始建设采出水深度处理站。大部分深度处理是对经处理已达到高渗透油层注水指标的采出水进行再处理，主要采用两次压力过滤工艺。
　　通过大量的试验证明，对于经过常规工艺处理后的采出水，再经两级石英砂慢速过滤（一级滤速8m／h，二级滤速4m／h），在正常情况下可以达到低渗透油层注水水质标准。1991年建成的北十一、杏十六采出水深度处理站均采用了此种处理工艺。其特点是流程简单、操作管理方便、处理效果好，但同时也在在着滤速低、滤罐多、占地大等缺点，处理量不宜过大，处理规模受到一定的限制。
　　为了更有效地提高过滤效果，达到提高滤速、减少占地、降低工程造价的目的，在上述处理工艺基础上，对滤层结构进行了调整。采用无烟煤、石英砂、磁铁矿等多层介质滤料代替单一介质的石英砂滤料。由于多层滤料级配合理、滤床利用率高，可以提高滤罐截污能力，将滤速提高了一倍（一次为16m/l，二次为8m／h），节省了大量工程投资和占地，效益显著。为了进一步提高滤速，我院又研制开发了双向过滤器，在杏十五-1采出水深度处理站首次应用成功。一切滤速提高到31.4m／h，二次滤速提高到17m／h。与石英砂慢速过滤工艺相比较，滤速提高了4倍；与多层滤料过滤工艺相比较，滤速提高了2倍。双向过滤工艺在节省占地方面具有显著优
势，自用水量也很小，辅助流程的回收水池、反冲洗罐等容积大力减少。但由于双向过滤器的上、下向滤速比必须采用计算机程序控制，控制系统所占投资的比例较大，工程投资相对较大，且对管理、维护要求高，近几年已不再采用。
2.5 聚合物采出水处理流程
　　聚合物采出水处理是油田水处理领域近年来面临的新课题。因油系统采用超高分子聚合物注入地下驱油，采出水中含有一定浓度的聚台物，导致采出水的粘度增加，油、水、泥的分离难度增大，且原水中的含油量、含泥量等增加也较多，进一步增加处理难度。虽然经过几年的技术攻关，目前仍未找到简捷、适用的处理工艺。因此，从1997年至今建设的聚合物采出水处理站，仍然采用“自
然除油+混凝除油+压力过滤”三段处理工艺。所不同的是增加水在除油罐内的停留时间，一次除油罐设定为10.3h（1999年减少为8.0h），二次除油罐设定为5.4h（1999年减少为4.0h）；过滤工艺仍然采用单层石英砂滤罐，滤速设定为8.Sm/h；处理后水质指标也放宽为含油≤30mg／L，悬浮物≤30mg／L。

3 近年来新技术、新工艺的采用

3.1 核桃壳过滤技术的应用
　　核桃壳过滤技术是80年代中后期在国内发展起来的，陆上、海上油田应用的很广泛，国内早己有能力成套生产。大庆油田应用的较晚，九十年代中期在外围油田有零星应用。1998年建成的“南Ⅱ- 1采出水处理站”，因规模大、滤罐数量多，而采用核跳壳过滤器，是大庆油田首次大量应用，获得了很好的效果。
　　该技术自有滤速高（可达20m／h以上）、截污能力强、水洗强度低（6-8L／s.m2）等优点，反洗时辅助以机械搅拌，反冲洗效果好。克服了石英砂滤罐固有的滤速低、反冲洗强度大等缺点，极具推广使用价值。在1998年之后建设的水驱采出水处理工程中，已普遍用于一级过滤，但在聚驱采出水处理工程中暂未应用。
3.2 浮选技术的应用
　　大庆油田1993年首次引进国外“诱导气浮”及“双滤料过滤”处理技术，应用干南六采出水处理站，并获得成功。由于当时设备、仪表等尚未实现国产化，因而未能在油田推广使用。随着聚驱采油的推广，在水驱污水中也发现含有聚合物，导致油水分离难度加大。因此为了提高处理效率、节省投资和占地，根据在采油一厂的初步试验结果，采用“喷射浮选除油+核桃壳过滤”处理工艺，于2000年8月建成北Ⅰ-3采出水处理试验站。投产初期，在处理水量较小、原水含油量≤500mg/L、聚合物含量≤100mg／L的情况下，处理后水质基本满足高渗透油层注水指标。但还有待于水量增加或含油含聚浓度增加后的进一步验证。
　　虽然气浮选除油具有停留时间短（18min），除油效率高（达90％以上），占地小，以其代替二级除油罐可节省大量投资和占地等优点。但由于回收的污油为泡沫油，并且气浮设备局部无积泥空间，排出污泥的含水率高（达97％）等缺点。在收油系统、排泥系统方面须采取相应的措施，如设置污泥浓缩脱水工艺采用容积式收油泵等。

4 今后面临的困难及技术发展方向

　　根据大庆油田未来的发展形势，油田中后期的采出水量会越来越大，加上聚合物驱油、三元复合驱油等技术的深入应用，采出水的成份会越来越复杂，处理难度也会越来越大。采用高效节能、维护管理方便、低投入、低成本的处理技术是将来的发展趋势，也是会后大庆油田采出水处理技术的发展方向。在会后的工作中，应重点解决如下几个问题。
4.1 低渗透油层的悬浮物超标问题
　　目前老区及外围的低渗透油田，因国内采出水精细过滤技术尚不成熟，油田也没有应用。存在深度处理后水中悬浮物含量超标、粒径不合格的现象。针对这一问题，近年来主要在过滤系统进行技术改造，调整滤料级配、强化反洗效果等，但效果不明显。由于纤维球滤料在重力和水力作用下，可形成理想的孔隙分布，对悬浮物的去除效果很好，经改性后的纤维球具有憎油性，能充分发挥去除悬浮物的潜力，可以作为油田采出水的精细过滤器。试验证实：“改性纤维取过滤器”在进水含油≤20mg/L、悬浮物≤20mg／L的情况下，滤后水含油量≤2mg/l、悬浮物≤mg/L、d50≤2um, Zum，效果非常理想。目前我院正准备在2001年的产能工程中进行现现场试验。
4.2 外排系出水的达标排放问题
　　随着油田后期含水率的上升及区域性注采不平衡，油田外排采出水量会逐年增加。采出水是以石油污染为主的有机污染废水，其特点是矿化度高、含油、合化学助剂等，成份复杂，COD远高于BOD。若处理至国家排放标准，目前尚无成熟技术。而国家对环境保护的要求日趋严格，寻求简单而行之有效的处理工艺，使油田采出水排放达到国家排放标准，己迫在眉睫。大庆油田现以着手于
该项技术的研究工作。
4.3 污泥处理问题
　　采出水处理过程中产生的污泥，目前未经任何处理，均排放至处理站的地近，对环境影响很严重。随着油田的发展，污泥所带来的问题会越来越突出，是将来必须解决的问题。目前大庆油田在个别站采用了“污泥浓缩--压滤脱水”工艺进行试验，初步试验结果表明：压出泥饼的含水率介于60－70％。现正在深入研究污泥的沉降特性和处理工艺等，以提供详细的工业化设计参数。
4.4 聚合物污水处理工艺问题
　　聚合物采出水处理站从1997年开始建设，采用的处理工艺均是老三段处理流程。污水中由于聚丙烯酰胺的存在，增加了油水分离难度，虽然通过延长污水停留时间得到一定程度的改善，但存在处理为筑物效率低、体积庞大、占地大、投资高等缺点。并且随着聚驱采油的推广和水驱污水受到聚合物污染而出现了处理效率降低、处理能力下降等问题。为此研制开发了横向流里结除油器，并从1998年开始先后在水驱、聚驱、三元复合驱和外围低渗透油田进行了现场试验，其除油效率达92－97％，悬浮物去除率为53－69％，效果很好。目前正在为获得更详细合理的设计参数，进行更深入的研究工作。
　　此外，大庆油田从2000年开始己着手于膜分离过滤技术、水力旋流技术的现场试验研究工作。同时，也开始对其它小型高效的除油过滤设备，如“ZEROIL高效水处理装置”、“高分辨率水处理装置”等技术进行探讨，以期这些新技术、新工艺能更好地服务于大庆油田，为油田的可持续发展发挥作用。