我国油田采出水处理回注的现状及技术发展

·工业给排水·我国油田采出水处理回注的现状及技术发展杨云霞张晓健提要从采出水处理药剂、处理设备以及处理工艺等方面对我国油田采出水处理现状进行综合论述,并分析了其中存在的一些问题。关键词油田采出水回注水处理采出水是油田在采油的过程中随原油一同采出的地层水。由于地层不同、采油过程不同,采出水的成分十分复杂,一般不能直接排放或回注。表1我国各主要油田采出水水质[1]项目总矿化度/mg/L硫化物/mg/L溶解氧/mg/L悬浮物/mg/L总铁/mg/L油/mg/L温度/℃平均腐蚀率/mm/aMF滤膜系数TGB腐生菌/个/LSRB硫酸盐还原菌/个/L中原油田8万0.81.040463002.2104104华北油田100.2610.59445104104胜利油田2万～4万1.0300～64000.7大港油田3万1.4468256000江苏油田4万～5万1.5285.33278.021001000大庆油田0.530.312.660250吉林油田19.5301.114830.01392.5×1052.5×105辽河油田200080.583.41.24.69550.0248141000100塔里木油田23万28.5淮东油田0.0540～800.09603.3克拉玛依油田5.002～3100吐哈油田86470.24557～88670.217104106目前,我国大部分油田已进入石油开发的中期和后期,采出油中的含水量为70%～80%,有的油田甚至已高达90%,日产含油污水量非常大。如果不经处理直接排放,不仅会造成土壤、水源的污染,有时甚至会引起污油着火事故,威胁人民的生命安全,造成国家的经济损失,同时也会危害油田自身的利益。反之,如果对采出水进行处理,并用于回注,则不仅可满足油田开采过程中注水量日益增长的要求,同时也可以节省水资源,为油田带来经济效益。1我国油田采出水的水质状况采出水的污染是由于其中含有可溶性的盐类和重金属,悬浮的或乳化的原油,固体颗粒,硫化氢,有些油田的采出水中甚至会含有微量的天然放射性物质;除了以上这些天然的杂质外,还含有一些用来改变采出水性质的化学添加剂,以及注入地层的酸类、除氧剂、表面活性剂、润滑剂、杀菌剂、防垢剂等。采出水的性质和原油产地的地质条件、注水的性质以及原油集输及初加工的整个工艺过程有关,不能一概而论。笔者对此进行了调研,得到我国各主要油田采出水水质见表1。2我国油田采出水处理回注的现状及技术发展2.1油田注水标准从60年代末我国第一座含油污水处理回注站投产至今,各油田污水处理站都已具相当规模。但是,随着采出原油含水率的不断提高,注水量成倍增长;同时,各油藏对注水的水质要求更加严格。1995年1月18日中国石油天然气总公司颁布新的行业标准[2],并于同年7月1日实施,见表2。与旧标准相比,新标准对于注水中的悬浮物粒径以及引起管道腐蚀、减少污水处理系统和注水系统寿命的指标提出了更加严格的要求,对新建的污32给水排水Vol.26No.72000DOI:10.13789/j.cnki.wwe1964.2000.07.010表2总公司的注水新旧指标及华北某局注水指标对照项目总公司推荐指标某石油局标准渗透率/μm2渗透率/μm2<0.10.1～0.6>0.6≤0.1>0.1新旧新旧新旧污水清水污水清水悬浮物含量/mg/L≤1.0≤1≤3.0≤3≤5.0≤5≤2≤1≤4≤2悬浮物粒径/μm≤1.0≤2≤2.0≤3≤3.0≤5≤3≤2≤5≤3水中含油量/mg/L≤5.0≤5≤8.0≤10≤15.0≤10≤15≤20溶解氧含量/mg/L新标准:溶解氧作为辅助性指标,当腐蚀率不达标时,注水中的溶解氧<0.50mg/L;旧标准:矿化度小于5000mg/L时为0.5,矿化度大于5000mg/L时为0.05同旧标准硫化物含量/mg/L新:0旧:≤10游离CO2含量/mg/L新:-1.0≤CO2≤1.0旧:≤10水中含铁量/mg/L新:辅助指标旧:≤0.5<0.5平均腐蚀率/mm/a≤0.076≤0.1膜滤系数≥20≥15≥10腐生菌/个/mLn×102≤103n×103≤103n×104≤103≤1000硫酸盐还原菌/个/mL0≤1020≤1020≤102≤100铁细菌/个/mLn×102n×103n×104点腐蚀新标准:试片各面都无点腐蚀;旧标准:没有要求水处理站及老处理站的改造提出了新的挑战。但是,注水的水质要求越好,技术越复杂,投资越大,因此各油田管理者常常是根据自己的油田(或区块)的特点,运用技术经济界限,综合确定自己的地方注水标准,如中国某一北方油田[3],见表2。2.2采出水处理回注工艺根据采出水处理后是用于回注、排放、农灌、饮用,还是作为蒸汽发生器或热采锅炉的给水的要求不同,采出水的处理工艺不同。另外,由于各油田(或区块)采