油田采出水水質影響因素分析及治理措施研究

趙東睿，靳筱宣，余天寶

（中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽 745100）

隨著油田開采年限的增加，采出液含水率逐年上升，含油污水水量逐年增加，由開發初期的低含水率期，上升至現在的中高含水率期，部分油井的含水率上升率甚至高達90%以上。低滲透油田儲層具有孔徑小、喉道細、滲透率低的特征，特殊的儲層特征及復雜的地層水性質決定了對回注水質的要求更高[1]。近年來，HS采油作業區上游ZF 區塊的開發導致D 區塊的含水率上升，使含油污水處理壓力越來越大；同時，采出水水質復雜、回注水水質要求高，致使D 區塊含油污水難以處理。

1 D 區塊采出水水質處理工藝現狀

采出水具有鹽度高、腐蝕性強、易結垢、水質復雜的特點。各作業區中心站對于采出水處理有不同的工藝流程，主要形成了以“沉降除油+過濾”、“沉降除油+氣浮+過濾”、“沉降除油+生化+過濾”、“一級沉降除油”等多種處理工藝，分別適用于不同規模的水處理站場。

H 中心站于2010 年投運，主要負責D 增壓站、O轉油站、本站所轄井組、S 轉油站及卸油臺來液的收集、加溫、處理、采出水就地回注等任務（圖1）。采出水系統配套200 m3、500 m3除油罐各1 具，40 m3臥式凈化水罐2 具，“生物+過濾”采出水裝置1 套（300 m3/d），日均回注水量350 m3（表1）。末端的生化處理池每日需添加一定量的營養劑，保證微生物正常生長、繁殖所需的營養，最終要求處理后的采出水回注標準：懸浮固體含量≤30 mg/L，含油量≤30 mg/L。

圖1 D 區塊采出水水質處理工藝流程圖

表1 D 區塊采出水來液情況統計

1.1 三相+除油+生化+過濾處理工藝

D 區塊H 中心站三相分離器采出水處理工藝采取“沉降除油+生化+過濾處理工藝”。三相分離器來水經水室出水口進入除油罐除油后進入一體化水處理裝置中。在實際運行過程中，該工藝流程主要受限于前段三相分離器的運行溫度影響（表2）。

表2 H 中心站處理水質檢測結果一覽表 單位：mg·L-1

1.2 沉降除油+生化+過濾處理工藝

該流程將沉降罐來油經一級沉降后去除浮油和分散油，利用油輕水重的密度差進行分離，分離時間依據水質特點而定，采出水通過進水管直接進入緩沖水管，再進入一體化水處理裝置處理后進行混注，故注水泵出口水質較差。

2 采出水水質影響因素及處理工藝存在問題

通過對HS 采油作業區H 中心站采出水處理工藝及水質狀況調研、分析，認為目前該中心站采出水處理系統存在的問題主要為以下幾點。

2.1 上游站庫來液量大且多層位來水

2.1.1 來液量大，超負荷運行 S 轉油站一體化水處理裝置設計能力為300 m3/d，在實際運行中S 轉油站處理來液主要為本站及上游站庫流程中分離出的采出水，同時，還需處理卸油臺來油（約350 m3）。近兩年，隨著S 轉油站上游站庫O 轉油站、卸油臺產建來液量的增加，S 轉油站日處理采出水達450 m3，超負荷運行。

2.1.2 來液混層，水型不配伍 H 中心站所轄采油井主要開采長8 層系，但隨著不斷開發，部分區塊已進入混層開采，部分油井來液為長7、延9、延10 等層位，且卸油臺卸油后直接進入流程，采出水來液層位復雜，不配伍層系的采出水混合會增加結垢的可能，且本身采出水礦化度高，細菌含量超標，易造成腐蝕結垢。高礦化度增強了污水的電導率，有利于電子遷移和腐蝕反應的進行，有利于沉積結垢，抑制氧的擴散，容易發生氧濃差電池腐蝕。主要表現為采出水中存在大量懸浮物，不能有效沉降，給設備運行帶來困難。

2.2 采出水工藝流程問題突出

2.2.1 采出水處理流程附屬設備老化嚴重 由于采出水工藝流程個別附屬設備老化嚴重，來油加熱爐故障，且沉降時間不足，則導致除油、除懸效果下降，直接影響濾前水質[2]。

2.2.2 采出水處理流程不完善 H 中心站現有采出水處理工藝流程不完善，部分站點除油罐除油效率較低，個別站的除油罐出水口的含油量甚至大于進水口。分析認為沉降除油罐依靠重力排泥不徹底，污泥中含有大量的黏性泥質、細菌、油污等，成分復雜，污泥定期排放至干化池后得不到及時清理，致使污泥在系統內形成惡性循環，造成二次污染。

2.2.3 污泥淤積，設備故障頻發 在現場應用中存在污泥淤積，設備故障頻發的情況，導致“沉降除油+生化+過濾處理工藝”產生的污水經一次沉降后直接進入下一設備。容器被污泥淤積，影響沉降效果，加劇污泥進入下游系統引發堵塞頻次，設備頻繁結垢堵塞，造成設備維修頻次大大增加，2022 年S 轉油站注水設備維護共計約30 余次。

2.3 未實現完全密閉隔氧

處理流程無法實現完全密閉隔氧，溶解氧含量超標，氧是含油污水處理系統中的重要腐蝕因素。當采出水中溶解氧超標時，會生成Fe（OH）3，加劇腐蝕[3]。已建立臥式凈化水罐密閉隔氧裝置破損，近年來采用臥式緩沖罐，未設置隔氧措施，除油罐、污水污泥池、加藥點等處都存在曝氧，處理流程無法實現完全密閉，導致溶解氧含量升高，加劇了系統的腐蝕和細菌繁殖。

3 D 區塊采出水水質提升措施

HS 采油作業區D 區塊針對采出水處理系統生產運行中存在的問題，建議從以下方面完善改進，以達到水質提升的目的。

3.1 控制沉降時間

強調技術管理計劃性、預判性。結合新井投產計劃預測采出水小高峰，控制采出水卸車頻次與時間間隔，調整廠內3 座卸車池、2 座沉降除油罐的倒罐時間，實現單一儲罐（池）內采出水物理沉降20～24 h，通過運行控制達到工藝要求，泥砂、有機雜質及固體顆粒等含量降低20%～35%，保證油水分離效果。

沉降除油罐采用負壓排泥系統，利用外部助排泵產生的負壓攜帶作用將罐底污泥排出，同時優化污泥池結構，降低人工清淘難度，擴大污水污泥池容積，減少水質二次污染[4]。開展沉降除油工藝優化研究，引進試驗水力旋流沉降除油、聚結除油及沉降除油+氣浮等高效除油工藝，提高沉降除油工藝出水水質。

3.2 優化采出水處理流程

根據采出水特點及水質情況，優化改進處理設備，完善處理工藝流程，配套過濾、殺菌工藝，提高出水水質。針對S 轉油站采出水處理裝置遠超設計能力問題，可將2 具200 m3清水罐改為300 m3沉降除油罐，將100 m3反洗罐改為調節水罐，注水泵房清水泵改注采出水，更換采出水注水泵1 臺。同時，優化加藥制度，根據來液量變化動態調整加藥量及加藥泵的運行（表3）。

表3 S 轉油站采出水系統加藥計劃

3.3 采用密閉隔氧措施

針對溶解氧的危害，建議采用密閉隔氧措施，對臥式凈化水罐更換隔氧裝置，開展臥式緩沖罐密閉隔氧措施的研究，同時在污水系統前端投加除氧劑。

3.4 系統污泥清運

清理或外運不及時淤泥會在系統內不斷循環，堵塞管線，淤積設備，導致注水泵頻繁故障。因此需要制定詳細的污泥“清、減、封、運”方案（表4），并及時處置。臥式容器清淤，定期對三相分離器、加熱爐清理淤泥，污泥占整體污水處理量的1%～2%，污泥中通常包含重金屬、微生物等。處理時嚴格遵循“減量化、無害化、資源化”原則。結合實際運行情況，優化采出水系統排污時間，沉降罐每天排污。在清池清淤用高壓水槍把淤積物沖散并稀釋，被稀釋后的淤積物運往隴東油泥處理廠，清理次數一般為每年一次。

表4 S 轉油站排污排泥要求

4 結語

通過對HS 采油作業區D 區塊水質指標及工藝現狀調研，分析總結了采出水處理系統存在的問題，提出了提高水質的建議及措施，有以下結論認識。

（1）隨著HS 采油作業區的不斷產建開發，采出水產量較設計投產初期增加1 倍，同時存在多源頭來水，措施增產等因素使得水質波動較大、組分復雜，嚴重影響下游單元的運行，加速了設備、管線腐蝕。

（2）控制沉降時間、優化加藥制度等措施能夠有效應對短時期內高峰水處理任務，降控有機雜質、懸浮物、泥沙含量，保證油水分離，水質達標。

（3）進行污泥減量化處理，建議對早期污泥池結構優化改造或建設排泥儲罐等以便于污泥清理外排。

（4）管理上“控上游、強中游、保下游”，扎實推進各項治理措施，嚴格減量化質量監督管理制度，強化外來液處理。嚴控上游來水質量，全力推進站內施工改造，強化采出水水質管控。