摘要：文南油田是一个油层埋藏深、渗透率低的复杂断块油田，注水开发后，对注入水的水质要求很高。经过在实践中不断创新改造，总结出了一项新的水处理工艺技术???
关键词：水处理 混合处理 成本 水质稳定
onclick="g(Abs);">Abs tract : Wennan oilfield is characteristic with shallow embeded ,low permeable and complicated fault block, the reserve with low permeability covers over 60 percent in total reserves, so the quality for injection water is quite high. The injection water hardly swept up the low-permeable formation due to nonstandard injecting water quality before 1995, which led to quite difficult to develop the low permeability reserve and to form severe corrosion in injecting system, so the huge loss is inevitable for oilfield development. After 1995, through technicians’ continuous summarization and creation in practice , we researched one new water disposal technology : Clean & Dirty Water Mixture Disposal Technology. Its main feature is to pre-mix and react for clean and dirty water resource, subsequently form a stable water quality system so as to resolve the corrosion and deposition problem for two unsuited quality water in injection, and realize the water quality to meet operational standard. This technology has so many advantages including low cost, high automation, easy operation, stable water quality and so forth, the water quality index after disposal reaches A1 level in SY5329-94; furthermore, it matches with formation water very well, never deposit in the ground condition. The application of this technology lays a solid foundation for water injection development in low-permeable oil reserves.
1 前 言
文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造的南倾部分，是一个异常高压、低渗、高饱和的复杂断块油气藏。油藏平均埋深3100m，储层平均孔隙度11.4~21.6%，平均空气渗透率4.3~208.9×10-3um2，平均孔喉直径1~5.4um。1983年以来，陆续投入了10个断块区共26个开发单元，动用石油地质储量6517×104t，其中，按渗透率统计，渗透率小于30×10-3um2的油层地质储量占全油田已动用储量的58%。特殊复杂的地质特征，给文南油田的注水水质提出了严格的要求，油田自1984年投入注水开发以来，水质问题便成为人们关心的热点、难点。
2 问题的提出
文南油田的注水，先后经历过注清水、清污混注等阶段，担负其水处理与回注任务的是文二 onclick="g(污水);">污水 处理站。该站设计了两套并行的水处理工艺流程：一套是日处理能力为5000m3的“斜板除油—诱导浮选—压力过滤—精滤”[1]密闭处理装置；另一套日处理能力为8000m3的“自然除油—混凝除油、斜管沉降—压力过滤”[1]密闭处理工艺流程。两套水处理流程并联运行，均用来处理含油 onclick="g(污水);">污水 ，技术改造之前，采用处理后的 onclick="g(污水);">污水 与清水混和后再回注。
2.1 产生的问题
文南油田的日注水量大约在12000m3左右，其中油井产出 onclick="g(污水);">污水 量大约为6000 m3左右，每天需补充浅层清水量6000 m3左右，两种水源的基本情况见表1和表2。从表中可以看出，油井产出水为CaCl2型，
注水水源基本情况表表1
水源类型
日供水量m3/d
总矿化度mg/l
水型
PH值
水温℃
机杂mg/l
含油mg/l
含铁 mg/l
含氧mg/l
含硫mg/l
CO2 mg/l
SRB 个/ml
TGB个/ml
油井产出水
6000
6~8×104
CaCl2
6.0
42
〉10
188
27.4
0
0.3
74
103
102
清水
6000
1018~1534
NaHCO3
7.0
20
2
0
0.3
2
0.1
3.7
10
103
清水为NaHCO3型，二者之间不配伍，所以二者混合后，机杂含量急剧上升，注水水质恶化。清污混注过程中，在生产现场还发现注水管网流程及注水井井下油套管腐蚀结垢严重，最大点蚀速率达3mm/a以上，最大结垢速率达5mm/a以上。据统计，清 onclick="g(污水);">污水 先分别处理后再混注，油田因注水系统腐蚀结垢及井口水质长期不达标所造成的经济损失每年都在2500万元以上，该油田带来了巨大的经济损失。
2.2 产生问题的原因分析
清、 onclick="g(污水);">污水 混注后，主要表现出以下两方面：
1）结垢加剧，悬浮物含量增高： onclick="g(污水);">污水 中含有大量的Ca2+、Mg2+、Fe2+、SO42-和部分HCO3-，清、 onclick="g(污水);">污水 混合后，清水中的HCO3-加速了CaCO3的沉淀；温度升高，压力下降可以促使HCO3-分解，加速成垢。其反应机理[1]如下：
Ca2++2HCO3-→CaCO3↓+ CO2+H2O
Fe2++2HCO3-→FeCO3↓+ CO2+H2O
2）细菌大量繁殖： onclick="g(污水);">污水 中含有大量有机物，但因矿化度高，介质与胞体内渗透压差大，故不宜滋生细菌，清水里有生成细菌的条件，可又没有营养物质，故单一 onclick="g(污水);">污水 或清水都不适合细菌大量繁殖。而两者混合后，既有营养物质，又有细菌生长的最佳环境条件（温度、含盐量、PH值），因此，大量细菌繁衍滋生（测定混合水中SRB的含量高达106个/ml）。
腐蚀产物和垢物的沉积，又为硫酸盐还原菌提供了良好的生存环境，加剧腐蚀,致使注水水质沿注水管网急剧恶化。
2.3 清、 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理问题的提出
清、 onclick="g(污水);">污水 先分别处理后再混合导致注水系统腐蚀、结垢严重，系统水质难以达标。问题的解决有两条途径：一、是清、 onclick="g(污水);">污水 分注；二是清、 onclick="g(污水);">污水 先混合，经处理后混注。清污分注存在两个问题：⑴清水对地层伤害大（储层存在中强度水敏），清水与地层水不配伍，易结垢，对油层的伤害加大；⑵清、污分注需要从储水罐、注水泵、分水器、流程上完全分开，不仅需要耗费大量资金改造现有工艺流程、装置和设备，而且将增大分注后的运行和管理费用。因此，开展清、污混合处理可行性研究十分必要。
采油四厂于1993年首先提出并于1994年初正式以“清 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理水质达标可行性研究”为题进行立项、研究，其中心论点就是“让两种不同性质的水源提前混合、反应，将地下的矛盾提前到地面解决，将系统中的矛盾提前到站内解决”。
3 “清 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理水质达标工艺技术”的研究及应用
3.1 清 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理水质达标工艺技术的研究
清 onclick="g(污水);">污水 混合处理的技术关键是清污两大不配伍水源在 onclick="g(污水);">污水 站内混合反应后能否形成一个稳定的水质体系，且处理后的水质能否达标，并与地层水配伍性好。为此，采油四厂与有关专家组成专门的项目组，进行了长达一年半的研究和试验，并获得成功。研究试验的主要内容有：清 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺技术研究,水处理工艺动态摸拟试验,储层敏感性试验,驱油效率试验,杀菌试验,不同PH值的清污混配水在地面和地层条件下的化学稳定性及与地层水的配伍性试验、垢物分析等，取得了1000多个主要数据，为清 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺奠定了坚实的基础。
3.2 清 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理工艺技术的应用
在室内研究试验成功的基础上，1995年9月17日在文二 onclick="g(污水);">污水 处理站进行了现场试验，历时44天，累计处理水量484541m3。试验过程中对处理后的水质进行了系统监测和评价，结果表明：
1)处理后的水质达到了文南低渗透油藏注入水水质标准（见表2），动态挂片测试腐蚀速率为0.003~0.0182mm/a，低于行业标准[2]。
2)地面和地层条件下，处理后的水化学稳定性好，不结垢。
3)处理后的水与地层水配伍性好。
清污混合处理工艺现场试验水质监测数据表表2
取样地点
取样时间
PH值
水温℃
含氧mg/l
S2- mg/l
悬浮物mg/l
含油mg/l
滤膜系数
含铁 mg/l
细菌 个/ml
Fe3+
∑Fe
SRB
TGB
文二污滤后水
1995.10.31
6.5
29
0.02
0.2
2.0
4
26
0.3
0.5
0
10
注水泵房
1995.10.31
6.5
29
0.01
0.3
2.4
3
31
0.2
0.4
10
10
4 “清、 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理水质达标工艺技术”的配套完善
4.1 初期的试验流程及缺陷
清、 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺技术在文二 onclick="g(污水);">污水 站应用初期的流程如下图如示。
因原斜管沉降罐内部构件腐蚀穿孔短路，试验被迫利用文二联的万方事故池作为平流式沉淀池进行。即产出水加入1#药剂后与已加入
2#药剂的清水混合，然后再加入3#药剂进入反应器反应，并在反应器中加入4#药剂，然后再进入平流式沉淀池沉降，沉降后的水利用 onclick="g(污水);">污水 处理站的原处理流程进入自然除油罐，然后再进入缓冲罐，再加压过滤，过滤后的水加入5#药剂后回注。该工艺流程的缺陷是：平流式沉淀池面积大，水面上漂浮的浮油*人工不便回收，池底沉积的污泥每隔23天就会堆满全池，*人工清池不但劳动强度大，且不便清除。更重要的是，当产出水含油较高时，就会出现水质上的波动，分析认为是部分药剂被污油吸附或消耗严重，造成水处理效果变差所致。另外，在试验过程中还发现，在平流式沉淀池中污泥与污油粘附在一起，形成一种油泥状物体，即不上浮，也不下沉，可以在水体中任何位置停留，这种物体在后续的提升过程中，极易被提升泵叶轮打碎，从而被带入滤罐，随着时间的累积，滤罐过滤效果变差。
4.2 清、 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺的配套完善
针对清 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺试验中存在和发现的问题，2000年对文二 onclick="g(污水);">污水 站进行了改造和配套完善，形成了目前比较先进合理的水处理工艺流程（见下图）。
含油 onclick="g(污水);">污水 首先进入5000m3立式自然除油罐进行一级除油，然后再进入500 m3立式自然除油罐进行二级除油，再进入浮选器进行三级除油，经过三级除油后的产出水含油量可降至10mg/l以下，然后加入1#药剂，经提升泵叶轮混合后与清水混合，再加入3#药剂，经管道快速混合器混合后进入反应器，反应器中先后加入2#药剂和4#药剂，使清 onclick="g(污水);">污水 充分反应，然后进入1000 m3立式斜板沉降罐，沉降后进入平流式沉淀池进行二次沉降，从万方池提升出来的水直接进入压力滤罐过滤，过滤后加入5#药剂回注。改造的主要内容是：对含油 onclick="g(污水);">污水 先期进行除油，然后再与清水混合反应，去除泥垢，并加强对含油 onclick="g(污水);">污水 的除油处理，从而减小了污油对后续水处理的干扰和影响，并在平流式沉淀池前增设了斜板沉降罐，这不仅增强了悬浮物的去除作用，而且绝大部分的污泥沉降后，可以从设在罐底的排污设施排入专设的排污池中，对污泥集中进行浓缩处理，从而大大减轻了工人从平流式沉淀池收油和清泥的工作量，提高了工作效率。另外，新增设的斜板沉降罐被设计为逆向流，即水流在罐底部分配水，从罐上部收集。与同向流沉降罐相比，沉降后的水中悬浮物含量大大减少，为后续的水处理提供了保障，过滤后的水质明显提高，滤料的使用寿命大幅度延长。
为保证水质的长期稳定达标以及各种水处理设施的安全高效运行，进一步降低操作人员的劳动强度，文二 onclick="g(污水);">污水 处理站还广泛应用自动化控制技术，对一些重要工艺参数的控制和操作辅以电气自动控制技术，近几年相继实现了滤罐反冲洗自动操作、沉降罐排污自动操作、浮选器液位自动控制、加药自动控制等，使工艺控制更加科学、合理，工艺效果更加稳定。另外，各种耐腐蚀材料和先进的防腐技术在文二 onclick="g(污水);">污水 处理站的应用也使水处理系统腐蚀大大减缓。
5 水处理效果及效益评价
5.1 水质处理效果
清 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺配套完善后，工艺过程更加科学合理，水处理效果显著提高（见下表3），工人劳动强度大幅度降低，水质更加稳定。
清 onclick="g(污水);">污水 混合处理工艺配套完善后的水处理效果表表3
指标
PH值
溶解氧mg/l
S2- mg/l
悬浮物mg/l
含油mg/l
含铁 mg/l
滤膜系数
细菌 个/ml
腐蚀速率mm/a
Fe3+
∑Fe
SRB
TGB
处理后的水质
6.3
0.02
0.2
≤1
2
0.1
0.3
42
0
10
0.02
5.2 效果评价
“清、 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理水质达标工艺技术”在文南油田的成功应用，使文南油田的注入水水质实现了系统达标，解决了长期以来困扰文南油田注水开发的水质问题，使文南油田7个低渗透断块油藏的注水开发得以实现，累计增加水驱控制储量927.8万吨，增加水驱动用储量557.2万吨，并使分层注水工艺措施得以实施。1995-2003年，文南油田累计实施分注措施井48口，增加水驱动用储量50.1万吨，对应油井见效25口，增油2.36万吨。同时，由于注水系统水质的达标，系统腐蚀和结垢得到了有效控制，大大延长了注水系统内管网、设备及注水井井下油套管的使用寿命，注水管网穿孔次数下降了90%以上，注水井检管周期延长到5年以上，并基本上实现了注水井不洗井、不加药、注水管线不清洗的管理目标，生产系统已完全步入良性循环，年创经济效益在4000万元以上。
6 结 论
对文南油田这样的高压低渗透油藏来说，注水水质是决定其注水开发成功与否的关键之一。通过工程实践，验证了我们提出的清、 onclick="g(污水);">污水 先混合后处理技术思路是正确的，并通过不断研究和实践，形成了一套成熟的水处理工艺技术，彻底解决了长期困扰文南油田注水系统的腐蚀和结垢问题。我们在“清污、混注”水处理工艺改进过程中走过的弯路和取得的一些成功经验，可供其他油田借鉴。
参考文献：
1、刘德绪，油田 onclick="g(污水);">污水 处理工程.北京，石油工业出版社，2001.9 2、SY/T 5329-94，碎屑岩油藏注水水质推荐指标。