潿洲油田群生產水減排方案研究與實踐

董志恒 羅 軍 李學強

(湛江南海西部石油勘察設計有限公司 廣東湛江 524057)

潿洲油田群生產水減排方案研究與實踐

董志恒 羅 軍 李學強

(湛江南海西部石油勘察設計有限公司 廣東湛江 524057)

隨著潿洲油田群逐步進入開發后期，生產水逐年增多，油田原有的生產水處理設施的處理能力和處理后的水質已不能滿足生產及國家節能減排的要求。本文結合整個潿洲油田群目前實際的生產運營狀況，對該油田群未來幾年的生產水配產進行了預測，通過利用生產水替代海水回注驅油、在整個油田群增加一套高精度污水處理系統以及將生產水通過污水井回注非目的層等創新性措施，對原有的生產水處理方案進行了優化調整，區域性統籌解決了該油田群日益增多的生產水處理難題。目前，優化調整后的生產水處理流程已通過系統調試并順利投產，運行處理效果良好，達到了節能減排、降本增效的目的。

潿洲油田群；生產水處理；減排方案；替代海水回注驅油；高精度污水處理系統；污水井回注非目的層；節能減排；降本增效

潿洲油田群位于我國南海北部灣海域，主要包括潿洲11-1、潿洲11-4N、潿洲12-1及潿洲12-8W/6-12油田等，已形成原油產量超過230萬m3/a的規模，目前已建及在建平臺主要有WZ12-1 PUQ、WZ12-1 PUQB及WZ11-4N WHPB等20多座。隨著潿洲油田群逐步進入開發后期，主要面臨2個方面的難題：一是地層產出液的含水率越來越高，有的油田已高達90%，致使生產水越來越多，原有設施的處理能力及水質標準已跟不上生產的要求[1]；二是國家對節能減排要求日益嚴格[2],且潿洲油田群處于國家劃定的“優質種質資源保護區”海域范圍內，根據相關規定，該區域在2011年后不能再向海洋增排生產水，且不能設置新的排海口[3]，從而限定整個潿洲油田群直接排放的生產水量必須維持在2011年的水平，即不能超過7 500 m3/d。同時，隨著該油田群的后續開發，目前只依靠簡單處理進行回注的渠道過于單一，已經不能滿足整個潿洲油田群的生產水處理需求。為了解決上述難題，本文對整個潿洲油田群未來幾年的生產水量進行了預測，并兼顧新開發油田的生產水配產，以此為基礎對原有的生產水處理方案進行了優化調整，區域性統籌解決了潿洲油田群生產水日益增多的難題，節能減排效果顯著，對類似油田生產處理有一定借鑒意義。

1 生產水量預測與分析

2015—2020年整個潿洲油田群生產水配產及生產水富余量預測如表1所示。

表1 潿洲油田群各年份生產水配產預測

注：生產水富余量=生產水總量-國家允許排放量(7 500 m3/d)。

目前，潿洲油田群的生產水處理能力約為17 520 m3/d，生產水處理合格后通過直接排放與地層回注2種方式可以全部解決，處理流程如圖1所示。但是，隨著生產年份的增加，整個潿洲油田群的生產水量也逐年遞增并將在2020年達到23 294 m3/d。由于二期開發將產生更多的生產水，由表1可見，整個油田群單日的生產水總量將在2016年即超過現有設施的處理能力。同時，除去直接排海的部分，富余部分生產水量在2015年就已超過了現有地層的注水極限(8 550 m3/d)，亟需對整個生產水處理方案進行調整。

圖1 潿洲油田群生產水基本處理流程圖(富余生產水未優化調整前)

2 生產水處理方案優化調整

2.1 生產水處理流程擴容改造

WZ12-1 PUQ及WZ12-1 PUQB作為整個潿洲油田群生產水中心處理平臺，分別設有流程相同的處理系統，基本處理流程如圖1所示(富余生產水未優化調整前)。經過對原有流程的擴容改造，增設1套水力旋流器及纖維球精細濾器，使WZ12-1PUQ平臺污水系統處理能力為9 000 m3/d，WZ12-1 PUQB平臺處理能力為14 400 m3/d，整個潿洲油田群的污水處理能力達23 400 m3/d，能夠滿足2020年生產水總量(23 294 m3/d)的處理需求。

盡管潿洲油田群生產水經過該套基本流程處理后，水質標準可以達到直接排放的要求[4],即含油量小于20 mg/L、固體懸浮物小于5 mg/L，可每天向大海排放生產水7 500 m3(國家允許排放量)。但對于未排放的富余生產水，還需要根據其用途利用相應設備繼續進行優化處理。

2.2 富余生產水優化處理方案

為了解決富余的生產水，最有效的方法就是利用注水井將其回注到貯水能力較強的非目的層，或者回注到目的層進行驅油增產[5]。根據標準SY/T 5329—2012[6]，容納地層的物理特性不同，對回注生產水的水質要求也不同(表2)，因此須采用不同的方案對未排放的富余生產水進行處理。

表2 碎屑巖油藏注水水質推薦控制指標

2.2.1 利用生產水替代海水回注驅油

按照潿洲油田群原始設計方案，由于初期的生產水量并不能滿足回注量的要求，故整個油田群通過在WZ12-1 PUQ平臺設置一套海水精細處理系統，將海水處理至B2級水質后輸往WZ12-1 PUQ、WZ12-1 WHPB和WZ6-9/10 WHPA 3座已建平臺，再通過井口注入目的地層進行增壓驅油。而根據該油田群目前實際的生產動態，一方面日益增多的生產水無法處理，另一方面仍采用生產成本較高的海水進行回注的方案顯然不合理。

基于上述問題，從節能減排及降本增效的角度出發，創新提出采用生產水替代海水進行回注驅油的調整方案，其具體實施辦法為：減少平臺海水提升泵的運行數量，停運海水細過濾器、脫氧塔、真空泵等處理設備，直接利用已有的增壓泵、注水泵及海底管道將處理合格的生產水輸至各平臺替代海水回注。該方案的優點在于：可以降低平臺大量用于處理海水的能耗，省去海水細濾器、脫氧塔等設備的操作維修費用，關鍵是能夠解決數量相當可觀的一部分生產水。經過粗略估算，采用生產水替代海水回注可使油田能耗及維修操作費用等生產成本最高節省人民幣約271萬/a。同時，與海水相比，生產水來自于地層，其與儲層的配伍性更高，不會引起儲層的敏感性反應而堵塞地層孔隙[7]，對提高采收率也可起到一定作用，經濟效益顯著。

2.2.2 將生產水作為油田群二期開發回注水源

潿洲油田群二期開發包括WZ11-4N WHPB、WZ11-4 WHPC等新建平臺，由于地層壓力不足，均采用注水的方式進行開采。以此為契機，統籌考慮采用生產水作為注水水源。根據該油田群油藏地層的物理特性，由于滲透率較低，水質標準須達到A2級(表2)，因此需要在中心平臺WZ12-1 PUQB上新增一套生產水深度處理系統。

該套生產水深度處理系統的核心設備是陶瓷膜精細濾器，與傳統的多介質細過濾器及纖維細濾器相比，其最大的優勢為不但能精細過濾微小的固體顆粒，還能很好地控制污水的含油量，且水質穩定，經其處理后的污水能很好地滿足低滲透油田A2級注水水質要求[8-10]。該套生產水深度處理系統能兼顧處理替代海水回注及二期開發平臺回注的生產水量，而且生產水緩沖罐中含油量小于20 mg/L的生產水，處理至A2級水質后即可通過增壓泵輸往各平臺進行回注，流程如圖2所示。

2.2.3 將生產水通過污水井回注非目的層

除了可以直接排放及回注驅油的生產水，剩余的生產水將全部回注至容水能力較強的非目的層，以達到減排的目的。目前，整個潿洲油田群在WZ12-1 PUQ平臺通過2口污水井(A13、A15井)將多余的生產水回注地下，地層已達設計注水極限(8 550 m3/d)。據估算，潿洲油田群在2020年高峰期每天有9 730 m3的多余生產水需要回注污水井，需要增加新的注水井口。根據就近原則，在WZ12-1 PUQ平臺進行回注可以省去長距離的海底管道及外輸增壓設備，但是該平臺已沒有多余的注水井口，若重新鉆井將會產生龐大的成本支出，因此從工程角度考慮可以利用2口低產油井(A14、A16b井)轉為注水井進行回注。目前WZ12-1PUQ平臺4口井回注儲層滲透率均大于500 mD，主要流動孔喉半徑最小平均值為3.9 μm，按照標準SY/T5329—2012[6]推薦水質標準為C3級,因此生產水緩沖罐中的水質能夠滿足要求，可以通過注水泵直接回注井口。

圖2 潿洲油田群生產水深度處理系統示意圖

3 工程實踐

整個潿洲油田群優化調整后的生產水處理方案如圖3所示，其中虛線框內為新增加的部分。

表3給出了潿洲油田群生產水排放及回注方案聯合配產，可見采用以上幾種方案能夠很好地解決該油田群日益增加的生產水排放問題，同時可以保證油田群后續開發的順利進行。當然，對于處理合格的國家允許直接排放的7 500 m3/d生產水，由于目前該油田群能力所限無法全部回注，從環保角度出發，若條件成熟后也可建議將其回注至地下，真正實現零排放。

潿洲油田群生產水減排方案涉及到的現場調整主要集中在WZ12-1 PUQ及WZ12-1 PUQB中心平臺。工程實踐表明，通過增設水力旋流器及纖維球精細濾器對潿洲油田群生產水整體處理能力進行了擴容，在WZ12-1 PUQB平臺增設陶瓷膜細過濾器、注水罐及注水增壓泵等設備對生產水進行精細處理，滿足了該油田群二期開發的需求。目前，優化調整后的潿洲油田群生產水處理流程經過系統調試已經順利投產，運行處理效果良好。

表3 潿洲油田群生產水排放及回注方案聯合配產

4 結束語

為解決潿洲油田群生產水日益增多、國家節能減排要求日益嚴格的問題，對該油田群生產水處理方案進行了優化調整。按照調整后的方案，有效地解決了整個潿洲油田群逐年增多的生產水處理問題，嚴格控制排放量不超過國家規定指標，并且使排放比例逐年下降并預計于2020年最低削減至32.2%，減排效果顯著；同時通過方案優化還降低了油田生產成本，提高了經濟效益，起到了降本增效的作用。本文研究成果可為類似海上油田生產水減排處理提供借鑒。

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(編輯：呂歡歡)

Research and practice for reducing produced water emission in Weizhou oilfields

Dong Zhiheng Luo Jun Li Xueqiang

(ZhanjiangNanhaiWestOilSurvey&DesignCo.Ltd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

As Weizhou oilfields group gradually matures into late stage development, the amount of produced water increases a great deal, which leads to the capacity of the original water treatment facilities and the quality of the treated water cannot meet the requirements of the production and the national energy-saving and emission-reduction. The produced water proration of the oilfields group in the next few years was predicted based on the current actual operation status of Weizhou oilfields group. By substituting seawater with produced water for water flooding, adding a high accuracy water treatment system to the whole oilfields group, and re-injecting the produced water to the non-target strata through wastewater disposing wells, the original produced water treatment scheme was adjusted and optimized, solving the regional problem of increasing produced water in the oilfields group comprehensively. Up to now, the optimized treatment scheme after optimization has passed the systematic debugging and been put into operation successfully with a good treatment result, achieving the purpose of energy-saving and emission-reduction, as well as cost-decreasing and benefit-enhancing.

Weizhou oilfields group; produced water treatment; emissions reduction scheme; non-seawater flooding; high accuracy water treatment system; re-injection to non-target stratum; energy-saving and emission-reduction; cost-decreasing and benefit-enhancing

董志恒，男，工程師，2005年畢業于中國石油大學(華東)，獲學士學位，主要從事與海洋油氣田開發相關的規劃設計工作。地址：廣東省湛江市坡頭區11號信箱(郵編:524057)。E-mail：dongzhh2@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0146-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.023

TE45;TE992.2

A

2015-05-22 改回日期：2015-08-17

董志恒,羅軍,李學強.潿洲油田群生產水減排方案研究與實踐[J].中國海上油氣，2016,28(1)：146-150.

Dong Zhiheng,Luo Jun,Li Xueqiang.Research and practice for reducing produced water emission in Weizhou oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):146-150.