大庆油田水处理及注水工艺技术1剖析.pptVIP

* * * * 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 原因分析：注水干线冲洗废液量大、管线拉运和拆装工作量繁重（厚壁）且受地貌和环境制约；注水支线以水冲洗为主，效果不理想且废液拉运量大 治理思路：一是注水干线冲洗采取固定式流程，实现直排冲洗；二是注水支线冲洗推广应用产生废液少的空穴射流和气脉冲清洗技术 注 水 管 道 清 洗 技 术 清管器 干线冲洗 支线冲洗 问题2：井筒污染治理难度大 原因分析：常规罐车洗井不能实现大排量、连续洗井，影响洗井效果；老区主要是洗井液处理能力不足，影响洗井数量；偏远井主要是洗井液运输距离长，洗井难度大；柱塞泵管网不具备洗井条件 治理思路：一是制定罐车洗井安全规程和管理制度，推行专业化洗井；二是推广应用连续、大排量洗井技术，研究应用边远井和特殊井洗井技术 通过技术攻关，解决了边远井和特殊井的洗井难题。 井筒污染治理 注水井 精细过滤器 加药泵 加药箱 刮油器 油水分离器 排污口 循环泵 发电机 循环洗井车 问题3：废液处理能力不足 原因分析：为满足油田开发对水质的需求，干支线冲洗和洗井工作量大幅度上升，产生的废液量成倍增长，致使废液处理能力不足 治理思路：因地制宜增建废液预处理池及配套工艺，并研究应用污泥减量化技术 废液回收预处理技术 需建废水预处理池70座，其中在用17座，规划3年内改造13座、新建40座。 磁种作为载体参与絮凝过程，在外加磁场作用下，实现固液分离。具有操作简单、适应性强的特点。已建成6 座处理站。 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 注水量上升井 3.87 万 井次 +9m 3 68 77 注水压力下降井 4.00 万 井次 清洗后 清洗前 12.5 11.9 - 0.6MPa 清洗后 清洗前 累积多注水 988.6 万方 注水量上升井 万 井次 +9m 3 68 77 注水压力下降井 井次 清洗后 清洗前 12.5 11.9 - 0.6MPa 清洗后 清洗前 累积多注水 二、改善注入水质的主要做法 三、降低注水能耗的主要做法 一、大庆油田水处理工艺技术 目 录 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 2010年大庆注水系统能耗损失分布 系统节能思路：整体控压、局部提压、管网降损、单机提效 泵管压差 0.72MPa，3.2% 管网压降 0.96MPa，4.3% 井管压差 3.92MPa，17.4% 油压 10.6MPa， 47.1% 机泵能耗 6.3MPa， 28.0% 水力能耗 24.9% MPa 有用功 47.1% 注水井 管网 机泵 无用功 28.0% ΔP1 ΔP2 ΔP3 平均泵压 16.20MPa 平均管压 15.48MPa 平均井口管压 14.52MPa 平均单井油压 10.60MPa 输入当量压力 22.50MPa 1、井管压差大 原因分析：为满足局部区块及部分偏远井注水压力，采取系统提压方式，导致系统压力偏高，平均井管压差达到3.92MPa，占注水系统总能耗的17.4% 治理思路：通过实施分压注水、分散注水及单井增压等措施，降低井管压差 杏南五 杏V-2 杏南六 杏V-1 杏南五 杏V-2 杏南六 杏V-1 杏五注 杏南二 杏十五-1 杏南开发区 注入压力：14.0MPa 需局部增压井：2.6% 注入压力：13.0MPa 需局部增压井：1.1% 注入压力：13.5MPa 需局部增压井：5.0% 适于压力差异较大的多套井网注水 现场应用26个注水系统，辖井2162口 大庆长垣油田不同井网压力差异较大，为此，地面配套建设分压注水管网，实施分压注水 避免系统高压运行 水质站 注水井 注配间 注水井 注水井 注水井 低压供水管道 注水支线 注配间 注配间 注配间 分散注水工艺效果 系统低压供水，注配间升压注水，满足局部区块注水需求 系统低压节能，建设投资低，柱塞泵泵效高、单耗低 适用于外围较小注水系统，应用注配间82座，单井726口 配水间 单井增压泵 完不成配注单井 注水站 高压来水 单井出线 对于启动压力高或偏远的注水井，采取“