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华北油田对特低渗透油藏回注水采用超滤膜水处理工艺
《中国石油报》记者 何宏芳 / 时间:2016-09-07 14:48:26

  据中国石油资讯中心2016年9月7日讯 在当前油田开发工作中,精细注水已成为提高采收率和开发效益的最经济有效的方式,而注水水质是源头因素。水质不高,会对管线和井筒造成腐蚀、结垢,影响分注工艺的推广应用,增加油田开发运行成本。
  近年来,华北油田通过创新工作机制、提升管理水平、工艺标准化等措施,使水质达标率提高到97.3%,为油田开发夯实了基础。
  问题导向
  抓住关键补短板
  为进一步提高注水水质,华北油田开展水质大调查,分析影响水质的主要因素。经过调查发现,采出水处理工艺落后、设备老化、达不到低渗透、特低渗透油藏水质要求、注水管线未及时清洗清垢造成井口二次污染,是主要问题。
  知悉症结,也就抓住了问题的关键。紧接着,一个个举措出台,为提高水质开出治理药方。首先,完善工作机制。华北油田按照股份企业管理规定制定了《华北注水开发油田水处理和注水系统地面生产管理暂行办法》,增加工区、站场职责,细化水质化验项目、节点管理指标、监督与考核等内容。各油气生产单位完善厂级《注水管理办法》《注水专业内审考核细则》《化学药剂使用实施细则》等相关文件,根据年度工作目标对考核指标进行动态调整。同时,补充制定《微生物反应池污水处理操作规程》《紫外线杀菌装置操作规程》等操作规程23项。其次,采取年度定期专项检查、日常抽查、公布考核结果相结合的管理方式;油气生产单位编制月度报表,开展季度内审,召开“厂长注水办公会”,有序推进水质工作。
  标准化工艺
  破题解困提效益
  以往,油田采出水处理工艺流程一般为沉降+过滤+回注,俗称“老三套”,主要是去除废水中的油和悬浮物。但随着油田深入开发,采出液水质特性发生很大变化,同时岩性油藏低渗透油田对水质要求进一步提高,老的采出水处理工艺已不能满足回注水要求。
  为此,华北油田在2011年启动水质改善工程,成立水质改善项目部,制定3年规划。目前,按照油藏渗透率已形成五大系列采出水处理标准化工艺,即对特低渗透油藏,采用沉降+微生物+超滤膜工艺;对低渗透油藏,采用沉降+微生物+两级精细过滤工艺;对中低渗透油藏,采用沉降+气浮+过滤工艺或沉降+过滤工艺;对高渗透油藏,采用过滤或沉降罐除油工艺;对特高渗透油藏,采用隔油罐收油工艺。
  同时,针对水质管理工作实际,华北油田设计并形成注水“水质节点”管理方法。地质工作人员以“油区来水、沉降、过滤、注水站出口、注水井井口”5个节点为依据,结合现场实际确定合理的节点管理单元,实施逐级管理,并制定检测频次、责任人、不达标原因分析、治理措施等事项,实际运行中如果某级水质不达标,现场管理人员就根据相应原因分析表及时采取“两调一清”“两定一调”“控、调、换”等对应措施保证每个节点达标。
  为保障节点管理工作有效推进,华北油田制定节点水质标准、考核政策,配齐化验仪器,加强员工培训,定期组织检查,形成注水全系统闭环管理。相关管理部门以此为抓手,对各采油厂进行监督、检查、考核,以每年定期检查和日常抽查相结合的方式,形成水质管理新常态。目前,这个企业水质工作管理趋向量化、数字化、可视化,不仅大大减轻了注水管理的难度,而且最大限度避免了管理的模糊性,推动注水管理向精细化、标准化迈进。
  优化设计
  节能降耗显成效
  设计优化是最大的节约。油田在水质工作各个节点不断优化设计,提高注水系统效率、改善水质的同时,实现降本增效。
  华北油田创新形成“管网优化设计,仿真优化App,图形仿真技术,井筒、储层效率分析,注水系统效率测试技术,注水站能效在线分析系统”6项核心技术。其中,仿真优化技术在油田推广应用,先后对18座注水站实施技术改造,注水系统效率平均提高5.1个百分点,注水单耗下降到6.01千瓦时/立方米,累计节电7325万千瓦时。
  采用物理生化采出水处理技术,大幅降低药剂量。11座站采用生物工艺,30座站应用紫外线杀菌装置,3座站采用超滤膜工艺;改善后,14座站不加任何药剂。
  加快小断块一体化集成装置的应用,提高建设水平。通过多年研究应用,已形成第一级、第二级、第三级等不同水质标准的采出水一体化集成装置,已应用23套。随着工艺日益成熟,小断块就地处理回注,节约清水、拉运费已成为有效降本增效方法,并提高采收率。油田有4座站已应用采出水一体化集成装置,预计将节约运费、电费220万元。
  处理工艺
  要不断创新完善
  华北油田1976年勘探开发,从潜山油藏、砂岩油藏到复杂小断块开发,先后经历了快速建产、高速开发、战略调整和持续发展4个阶段。近些年,砂岩及复杂小断块油藏成为开发主力,精细注水无疑成为稳油增油的重要措施。而实施精细注水措施过程中,一个不容忽视的问题就是:传统“沉降+过滤+回注”的采出水处理工艺已不能满足低渗透、特低渗透油藏水质要求,影响了开发效果。采出水处理工艺必须不断创新、完善。
  为此,华北油田结合2011年启动的水质改善工程,组织机关专业部门、采研院、油气生产单位等27名专业人员组成专家组,覆盖地质、工程各专业,包括生产现场到开发研究等相关单位,结合实际,突出华北特色来开展攻关工作。
  为系统解决问题,华北油田带着问题邀请全国的水处理厂商进行工艺技术交流、现场考察,明确了不同油藏应采用不同处理工艺的原则。专家组从工艺先进性、适应性、投资运行成本等方面综合评价。针对特低渗油藏水质悬浮固体含量小于1毫克/升的严格要求,应采用超滤膜技术,而保证超滤膜长期稳定最佳预处理是微生物工艺;针对低渗油藏水质悬浮固体含量小于2毫克/升的要求,可以采用相对低成本的微生物+两级石英砂精细过滤工艺,达到水质要求;针对中渗油藏水质要求,传统的两级多功能过滤器或气浮+过滤等工艺已成熟,可直接推广应用。
  另外,华北油田复杂小断块多采用拉油的开采方式,占产量1/4,不能集中注水,严重影响开发效果。华北油田采取近井集中处理、采出水就地回注的方法,并根据不同油藏渗透率研制一体化集成膜处理、三级除油两级过滤的采出水一体化集成装置等橇装水处理工艺。
  通过研究应用,华北油田依照油藏渗透率形成5类采出水处理标准化工艺。近5年来,通过水质改善工程,油田在41座站采用标准化采出水工艺,水质全部达标,同时优先采用物理生化工艺降低加药量、清改污、关停无效回注井等措施,年节约成本5300万元以上。

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