就地分水及處理工藝在塔河油田B區塊的實踐與應用*

宋正聰 高珊珊 徐雅萍

1中石化西北油田分公司2中國石油大學（北京）

塔河油田B 區塊1997 年投入開發，主力產層為古生界奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏，井深在5 500～6 500 m。目前區塊日產液量2 455 m3，綜合含水率84%，地層水總礦化度為17.5×104～26.3×104mg/L，為CaCI2水型，pH 值6.5～6.8，日注水量在800～1 500 m3左右。

隨著油田開發的不斷深入，區塊的原油產量逐漸下降，油井的含水率不斷上升，原油乳化問題日益嚴重[1]。另一方面，為了保證油井產油量，需不斷加大采液強度和注水替油力度，造成油井產液量和注水量逐年升高。

該區塊地面集輸處理系統于2004 年建設使用，針對油田中、低含水期設計，雖多次進行部分改建，但與區塊開發需求的矛盾仍不斷凸顯。目前主要存在以下問題[2]：①污水往返輸送能耗高，B區塊的油井產液輸送至聯合站進行處理后，再返輸至B 區各注水井，平均往返輸送距離為11.4 km，增加電耗；②聯合站及輸送管線負荷高，B區塊所有油井產液均輸送至聯合站進行脫水處理，進站管線運行壓力高，刺漏風險大，隨著油井提液量不斷加大，造成聯合站處理負荷增加，有時站庫超負荷運行；③大量污水在聯合站無效加熱，污水進聯合站溫度為45 ℃，采用天然氣加熱后升溫至70 ℃，增加熱能損耗；④計轉站外輸泵不滿足外輸需求，B區塊計轉站外輸泵主要為螺桿泵，隨著綜合含水率的上升，螺桿泵泵效下降；⑤對現有的站庫進行改擴建工程量較大，投入費用過大，另外部分集輸設施改造困難或無法改造。

為此，塔河油田引進就地分水工藝，該工藝集成預分水和污水凈化功能，可實現產出液在計轉站就地分水、就地污水處理、就地回注[3]，在塔河油田B-3計轉站成功應用，經濟效益顯著。

1 就地分水工藝

1.1 裝置組成

就地分水裝置主要由一體化預分水裝置、2臺多介質過濾器、加藥裝置、反沖洗裝置、儲水罐、輸水泵組成[4]（圖1）。一體化預分水裝置為臥式封閉罐體，由氣液分離倉室、斜分離匯管、污水凈化倉室、油倉室、水倉室組成（圖2）。多介質過濾器為立式、橇裝封閉罐體，由罐體、下支撐組件、濾料組成。儲水罐由300 m3纖維纏繞玻璃鋼貯成，內有隔氧浮盤。

一體化預分水裝置采用水泥基礎固定，可實現高含水原油的氣、水初步分離。多介質過濾器采用橇裝結構設計，便于安裝、搬遷，該裝置內充填核桃殼濾料，對低含油污水進行過濾、凈化處理。

1.2 工藝原理

就地分水工藝流程為：進站閥組來液→一體化預分水裝置→多介質過濾器→儲水罐→輸水泵→注水管網。

單井來液進入一體化預分水裝置時首先進入氣液分離倉室，由頂部的氣液分離器進入，進行旋流分離[5]，脫除的天然氣進入二次氣液分離器再次分離，進入天然氣管網；部分油從頂部導管進入油倉室；其余油水由底部導管進入斜分離匯管，該匯管傾斜角度為30°。在斜分離匯管通過重力沉降、多級分離進行二次油水分離，油由斜分離匯管頂部整排導管進入油倉室，其余油水通過導管從底部進入污水凈化倉室。污水凈化倉室內沉降區裝填有斜管填料，油水流經沉降區內的斜管時，油上浮至水面，從該倉室隔板頂部溢出口進入油倉室；懸浮物沉降至斜管時滑落至倉室底部形成污泥，污泥從排污口排出；水通過下部導水堰管進入水倉室。油進入油倉室后通過自壓輸送至油氣處理系統處理，倉室內設有浮子調節閥控制液位，確保油、水有效分離。進入水倉室內的水含油質量濃度≤50 mg/L[6]，懸浮物質量濃度≤50 mg/L，該室也有浮子調節閥控制液位。在氣液分離倉室、斜分離匯管、污水凈化倉室之間導管設有加藥口，加入混凝劑、助凝劑[7]，加入比例為60∶1～80∶1。

低含油污水進入后端的多介質過濾器。當水自上而下通過濾料時，水中的小油滴、凝絮物、懸浮物和砂粒由于吸附和機械阻流作用被濾層表面截留下來[8]，使污水得到凈化，分出合格水水質[9]：含油濃度≤15 mg/L，懸浮物濃度≤10 mg/L，粒徑中值≤10 μm。分出的水進入儲水罐，通過外輸泵輸至站外注水管網[10]。

工藝應用過程中壓力大于0.2 MPa 時進行反沖洗，確保過濾、凈化效果。反沖洗用水為儲水罐合格水，反沖洗后混合液進入站外污水罐，然后泵輸至油氣處理系統[11]。

1.3 設計參數

（1） 一體化預分水裝置。設計處理液量2 000 m3/d；進液含水率≥70%；設計壓力1.0 MPa；工作壓力0.4～0.8 MPa；出水水質：含油濃度≤50 mg/L，懸浮物濃度≤50 mg/L；容積127 m3；橇體尺寸1 050 cm×90 cm×754.5 cm。

（2）多介質過濾器。單臺處理量25 m3/h；單罐容積8.48 m3；設計壓力0.8 MPa；濾速8 m/h；出水水質：含油濃度≤15 mg/L，懸浮物濃度≤10 mg/L，粒徑≤10 μm；反沖洗時間8～15 min；橇體尺寸256 cm×202 cm×405 cm；濾料為0.80～1.00 mm 粒徑的核桃殼粒，平均抗壓極限為0.165 kN。

2 工藝應用

2.1 現場應用情況

自2017 年以來，就地分水工藝先后在塔河油田S-1計轉站、B-3計轉站進行了現場試驗應用。

以B-3 計轉站應用情況為例，對現場報表30天的應用數據進行分析（圖3），日均處理液量在1 984～2 382 m3/d 之間波動，平均處理液量為2 221 m3/d，略超負荷運行。分水量在847～933 m3/d 之間波動，日均分水量895 m3左右。

圖3 來液總量與分水量關系Fig.3 Relationship between total incoming liquid and water separation quantity

油井進液平均含水率80.9%，為確保分水效果，現場實踐操作中，一體化預分水裝置進口壓力控制在0.45～0.65 MPa[12]。打開氣出口壓力調節閥門，調節預分水裝置進口壓力高于油出口壓力0.05～0.25 MPa。油倉室液位至0.8 m 后，打開油出口閥門至全開狀態，調節油倉室浮子調節閥[13]，使油倉室液位穩定在0.8 m 左右。打開斜分離匯管進口閥（根據來液量大小控制閥門開啟度），待水倉室液位達到0.8 m 后，打開水倉室出口閥門至全開狀態，調節水倉室浮子調節閥，使其液位穩定在0.8 m左右。

裝置分水比在35%～50%之間波動，從單井來液、氣液分離倉室出水、斜分離匯管出水、水倉室出水、多介質過濾器出水取樣來看分水凈化效果明顯（圖4）。多介質過濾器[14-16]出水取樣化驗結果：含油濃度0～6.09 mg/L，懸浮物濃度3.58～8.75 mg/L，粒徑1.84～7.28 μm[17-18]，各項指標均符合要求，出水水質穩定，可直接進行回注。實踐證明該工藝分水、處理效果達到預期目的，能夠滿足現場生產需求。

圖4 就地分水效果對比Fig.4 Comparison of on-site water separation effects

2.2 效益分析

（1）投資費用小。項目一次性投資包括集輸部分、污水處理部分、電器部分、儀控部分、土建部分、人工費用等，工程建設總投資估算為877萬元。

（2）運行成本低。運行成本主要包含藥劑費、電費、維修保養費等，如果不考慮設備折舊，噸水直接運行成本為1.42 元，折算全年運行成本46萬元。

（3）節能降耗明顯。降低外輸壓力節約電耗、減少污水無效加熱、節約天然氣、減少污水返輸量、減少倒運費[19-20]，折算年節約能耗費用363萬元。

（4）降低環保風險。外輸液管線運行壓力降低0.5 MPa，減少刺漏次數，年節約維護費、污泥處理費64萬元。

綜上所述，該工藝在塔河油田B區塊應用后預計2～3 年收回成本，經濟效益顯著，達到了預期目的。

3 結論

（1）就地分水工藝在高含水區塊應用分水效果明顯。針對體積為2 000 m3、含水率在80%左右的來液，該裝置分水量在847～933 m3/d 之間，分水比在35%～50%之間，處理后出水水質：含油濃度≤15 mg/L，懸浮物濃度≤10 mg/L，粒徑≤10 μm，達到設計目的。

（2）就地分水工藝可實現產出液在計轉站就地分水、就地污水處理、就地回注，減少污水往返量、降低外輸網管運行壓力及后端聯合站處理負荷和能耗，預計2～3年收回成本，經濟效益良好。

（3）該工藝技術成熟、性能可靠、維護使用方便，適用于中高含水區塊的預分水和污水處理，具有廣闊的推廣前景。