大庆油田水处理及注水工艺技术1讲义.pptVIP

“股份公司油田地面工程关键技术交流会论文”; 多年来，大庆油田始终坚持“把水量当产量来管，把水质当措施来抓”的理念，落实股份公司关于建立长效和常态化注水工作机制的要求，不断完善管理体系，创建“环节控制”管理法，逐步形成5大工艺系列，研发应用26项配套技术，形成具有大庆油田特色的水处理体系，有效解决了 “水质达标难、注水能耗高”的问题，满足了高含水后期油田开发的需要，为大庆油田4000万吨持续稳产提供了有力支撑;二、改善注入水质的主要做法;大庆油田已建水处理站288座，污水管道3358公里，年处理污水8.5亿立方米，建成国内最大的工业污水处理系统。为满足油田开发不同阶段注入水质要求，地面工程不断创新发展污水处理技术，逐步形成了五大工艺系列;工艺：两级沉降+压力过滤为主的三段水处理流程;油田老区：普通污水处理站后增加两级???力过滤流程为主； 外围油田：主要采用两级沉降+两级压力过滤流程。;工艺：曝气沉降+涡凹气浮+流砂过滤+膜处理流程;停留时间 7～9h;项 目;二、改善注入水质的主要做法;目前面临着： ①随着聚合物驱和三元复合驱开发规模的扩大，采出液成份日趋复杂，油水乳化严重，分离困难等问题。 ②随着特低渗透油层的开发，要求注入水质达到“5.1.1”标准。 ; 问题1：油水分离难;自然沉降时间由3~4小时延长到7~9小时，混凝沉降时间由2~3小时延长到3~5小时。;现场应用57座水处理站;适用沉降分离效率低的处理站，已应用5座含聚污水站;对于调节堰好用的沉降罐，采用堰调节连续收油至油系统；对于调节堰不好用的沉降罐，增设电动 调节阀调整液位，实现连续收油;年安排2700万元，清淤800座，清除污物17万立方米 淤泥高度控制在40cm以下; 问题2：过滤效率低;先小强度“颗粒碰撞”松散滤料，后大强度“水流剪切”清除污染物。 滤后水含油降低31％，悬浮物降低36%。 现场应用17座水处理站。;用升温水对过滤罐反冲洗，提高反洗效果; 水反冲洗后滤料情况 ;应用2座含聚站，正组织设计2座;2011年开始，制定滤料清洗和滤罐维修流 程和制度，由内部队伍实施专业化施工; 问题3：细菌控制难;杀菌率达到99.0%以上;污水站二氧化氯杀菌工艺流程图; 问题4：低渗透及特低渗透水质达标难;逆向过滤工艺，通过絮凝使絮体和水快速分离，形成悬浮泥层，污水经泥层过滤 ;中空纤维超滤膜为中空型，内压式设计，过滤精度高，要求来水达到“8.3.2”标准，处理后水质达到“5.1.1” 标准;通过以上技术措施的实施，并在加强生产管理的配合下，油田采出水水质得到明显改善。2012年污水处理站水质合格率上升至90.2%。; 目前，大庆油田污水站水质合格率已达到90.2%，而井口水质合格率低于65.0%，存在二次污染严重。主要是在干支线和井筒污染治理上，缺乏有效的技术措施。; 问题1：注水干支线污染治理难度大;注 水 管 道 清 洗 技 术; 问题2：井筒污染治理难度大;通过技术攻关，解决了边远井和特殊井的洗井难题。; 问题3：废液处理能力不足;废液回收预处理技术; 三年累计洗井114854井次，干支线冲洗17134km，井口水质合格率逐年上升，由2010年45.3%提高到2012年67.4% ， 累计增加注水988.6万立方米;二、改善注入水质的主要做法;大庆油田建成注水站245座，注水泵830台，注水管道21938公里，注水井34668口，年注水6.1亿立方米，年耗电35.5亿千瓦时，注水能耗占总能耗的43.2%，权重高、潜力大，已经成为油田节能降耗的主要挖潜对象。对此，通过开展注水系统能耗节点分析，量化能耗分布，确定挖潜措施;; 1、井管压差大;杏南五;;; 2、管网压降大;杏V-I;利用非金属管道不腐蚀、不结垢、摩阻小等特性，减少水力损失，提高系统效率 适于低洼地势和强腐蚀地域，已应用6265公里 制定维修管理办法，实施内部专业维修，已完成518处;3、泵管压差大;通过叶轮减级降低泵扬程，缩小泵管压差，达到节能目的 成本低、见效快，生产单位可自行实施 适用于泵管压差1.3～1.5MPa之间，现场应用124台泵;;通过变频调整电机转速，调节流量、扬程和功率，降低输出功率，缩小泵管压差 自动调节，可消除泵管压差 适用于注水波动较大，相对独立的注水管网（如聚驱注水站），目前应用14座站;注水站采取梯级配备设计，按流量大、中、小3级布泵 能适应较大范围水量变化，对注水方案调整、产能钻控、周期注水等有较强适应性，降低泵管压差 适于规模注水区块注水泵配置，年优化注水泵运行70台次，年节电4263.69万千瓦时; 4、机泵能耗高;将泵体内主要过流机件叶轮、导叶等涂膜抛光，