青海油田低滲油藏回注水水質(zhì)改善技術(shù)

郭利霞 李春保 夏兵 崔浪 張夢千

（1.青海油田公司采油二廠；2.青海油田公司鉆采工藝研究院）

1 背景介紹

目前國內(nèi)低滲難開采油藏最有效的開發(fā)方式就是通過加強注水，提高地層能量，最終提高單井產(chǎn)能和采收率[1-2]。隨著開采時間的延長，采出污水量逐漸增加，為防止污水對環(huán)境造成污染，將油田污水處理后進行回注是最好的選擇?；刈⑽鬯仨殱M足油田注入水質(zhì)標準，且要與地層水有較好的配伍性[3-4]。

油田污水經(jīng)處理后回注既可避免環(huán)境污染，補充地層能力，又能節(jié)約生產(chǎn)成本，為油田帶來良好的經(jīng)濟效益。但不合格的注入水不僅會傷害地層，還會引起水系統(tǒng)的腐蝕結(jié)垢問題[5-8]。

烏南油田油砂體橫向連片性較差，油藏儲層滲透率低（平均滲透率為9.2×10-3μm2），儲層具有中等水敏性。烏南油田注水平均壓力21.8MPa，注水井最高注水壓力32MPa，其中注不進、欠注井30多口，主要分布在烏101區(qū)塊。該油田回注污水來源復雜，處理難度大，聯(lián)合站的污水處理工藝老化簡單，且下游存在污染問題，導致下游水質(zhì)不達標現(xiàn)象[9-10]。

針對該油田區(qū)塊污水處理后回注過程中存在的一系列問題，從源頭開始，對固體懸浮物、沿程SRB菌、沿程腐蝕等主要影響指標進行整改，控制注入水質(zhì)沿程二次污染問題，從而全面提高油田井口水質(zhì)達標率。

2 回注水指標

通過對注入水的懸浮固體含量、粒徑中值、含油量和細菌濃度、硫化物含量、鐵離子含量、堿度及溶解氧等巖心傷害實驗及注入水與產(chǎn)出水的配伍性實驗，建立適合該低滲油田注入水的水質(zhì)標準，注入水水質(zhì)標準見表1。

表1 注入水水質(zhì)標準

3 存在問題

3.1 懸浮物固體含量超標

水質(zhì)監(jiān)測發(fā)現(xiàn)，源頭水質(zhì)達標的前提下，井口水質(zhì)仍然存在超標現(xiàn)象。2019年，烏南聯(lián)合站、烏101注水站、烏南注水站、井口固體懸浮物單項指標達標率分別為：57.7%、32.2%、38.7%、24.6%。聯(lián)合站、注水站、井口水質(zhì)達標率分別為89.6%、88.9%、85.1%。水質(zhì)達標率從處理站到井口有著大幅度下降，其中降低幅度最大的指標是固體懸浮物含量，主要受沿程水質(zhì)二次污染影響。注入水水質(zhì)固體懸浮物不達標，會堵塞地層，造成地層傷害，使得注水壓力升高，注水困難，降低水驅(qū)效率，沿程水質(zhì)達標率檢測情況見表2。因此解決此問題，對于油田開發(fā)尤為重要。從各節(jié)點水質(zhì)單項水質(zhì)達標率監(jiān)測、分析得出以下結(jié)論：腐蝕率、TGB、FB、粒徑中值基本完全達標；懸浮物含量嚴重超標，沿程懸浮物達標率呈現(xiàn)大幅下降趨勢；井口水質(zhì)達標率低主要受懸浮物影響。

表2 沿程水質(zhì)達標率檢測情況 單位：%

3.2 腐蝕結(jié)垢嚴重

水系統(tǒng)節(jié)點檢查發(fā)現(xiàn)，管線存在腐蝕結(jié)垢嚴重問題，水系統(tǒng)節(jié)點腐蝕監(jiān)測情況見表3。監(jiān)測沿程水質(zhì)發(fā)現(xiàn)，SRB含量自上游到下游，含量逐步升高，其中聯(lián)合站0個/mL、注水站10個/mL、井口25個/mL。

表3 水系統(tǒng)節(jié)點腐蝕監(jiān)測情況

沿程硫酸鹽還原菌在高硫酸鹽的環(huán)境系統(tǒng)中大量繁殖，引起注水系統(tǒng)硫化氫含量急劇增加；導致注水系統(tǒng)管網(wǎng)、管柱腐蝕加劇；井口水質(zhì)發(fā)黑變臭；井口水質(zhì)達標率低等突出問題，SRB菌監(jiān)測情況見圖1。因此，需對注水系統(tǒng)沿程SRB進行有效治理，解決其大量繁殖所引起的諸多問題。

圖1 SRB菌監(jiān)測情況

4 水質(zhì)改善措施

4.1 固體懸浮物治理及效果

造成沿程懸浮固體增加的主要原因（有機和無機成分含量），包括：含油在水中的累積；細菌在水中生長；可溶性鈣鎂離子發(fā)生化學反應導致生成不溶物；管線腐蝕導致鐵含量增加形成鐵物質(zhì)沉積；酸不溶性物質(zhì)在管線中逐步累積等。解決沿程懸浮固體增加，經(jīng)過一段時間監(jiān)測及分析總結(jié)，采取以下措施后，注入水質(zhì)得到有效改善：

1）加強監(jiān)測力度，根據(jù)現(xiàn)場情況，做室內(nèi)實驗，及時調(diào)整絮凝劑濃度。其中生物激活劑加注150×10-6，絮凝劑175×10-6，助凝劑3×10-6。處理單方水。破乳劑加藥濃度從80×10-6調(diào)至30×10-6，效果明顯。

2）加強聯(lián)合站疊螺式污泥脫水機機運行機制，由原來的間歇運行調(diào)整為24h運行，日污泥處理量由原來的2m3/d提升至4m3/d，累計處理含油污泥1050m3。固體懸浮物綜合達標率99.4%，比上年提升44.6%。

3）加強水處理設備維護力度，加強設備排污、反洗。更換聯(lián)合站雙濾料過濾器。

4）將注水井洗井、管線沖洗作為精細注水管理的一種常規(guī)手段，加強注水井洗井、管線沖洗全過程監(jiān)控管理，對施工質(zhì)量進行督查。

5）W101注水站注水罐實現(xiàn)定期排污，降低罐內(nèi)雜質(zhì)對水質(zhì)的二次污染。固體懸浮物達標率96.4%，比上年提升64.2%。

4.2 防腐蝕對策及效果

通過對注水系統(tǒng)沿程SRB進行有效治理，解決管網(wǎng)腐蝕，水質(zhì)差等諸多問題：

1）從源頭抑制硫酸鹽還原菌的繁殖與生長，采用添加生物激活劑，培養(yǎng)硝酸鹽還原菌的方法；硝酸鹽還原菌與硫酸鹽還原菌在對有機碳源競爭中占優(yōu)，從而抑制了硫酸鹽還原菌的繁殖與生長。

2）為減少鹽腐蝕，儲罐內(nèi)置了陰極保護器。

3）在線腐蝕監(jiān)測儀，能夠有效監(jiān)測管線腐蝕，運行維護提供決策依據(jù)。

4）壓力允許范圍內(nèi)，采用玻璃鋼管對已腐蝕管線進行更換。

5）密切監(jiān)測水處理站、注水站、井口沿程SRB含量，掌握變化規(guī)律。針對沿程硫酸鹽還原菌滋生，硫化物上升問題，采用生物激活劑作為沿程硫酸鹽還原菌治理措施，通過不斷調(diào)整加量，并在W101、WN注水站加注生物激活劑，抑制沿程SRB二次污染。生物激活劑由120×10-6調(diào)整為150×10-6，試驗區(qū)各點硫化物均控制在5～10mg/L以內(nèi)，全年井口硫酸鹽還原菌綜合達標率100%。

按照腐蝕監(jiān)測“區(qū)域性、系統(tǒng)性、代表性”的原則，對油田區(qū)域、生產(chǎn)系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)選擇能達到以點帶面的監(jiān)測點，防腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)見表4。監(jiān)測平均腐蝕速率為0.06mm/a，達到指標要求（0.076mm/a）。

表4 防腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)

4.3 防腐蝕對策及效果

經(jīng)過工藝技術(shù)改進及管理提升工作，注水水質(zhì)指標得到有效改善。井口固體懸浮物和SRB指標得到有效控制，在烏南聯(lián)合站與烏南井口的測試中固體懸浮物含量指標為8mg/L，實際測試為4mg/L；SRB菌指標為10個/mL，實際為25個/mL；井口綜合水質(zhì)達標率指標為92%，實際為98.0%、97.2%。

5 結(jié)論及建議

該油田污水處理及回注水指標控制的關(guān)鍵因素，主要是控制好固體懸浮物和硫酸鹽還原菌兩個關(guān)鍵指標，控制方法主要如下：

1）加強注入水沿程水質(zhì)監(jiān)測，及時調(diào)整污水處理藥劑濃度，有效控制固體懸浮物指標，確保油田注水質(zhì)量，實現(xiàn)油田注夠水，注好水。

2）污水系統(tǒng)管線腐蝕嚴重，后期維護難度大，不定期對污水管線進行腐蝕監(jiān)測，并及時維護更換。

3）不定期對節(jié)點儲水罐進行油、水、泥沙界面探取，加大儲水罐的排污力度。

4）在水系統(tǒng)下游各節(jié)點添加微生物抑制劑，從源頭來水控制SRB菌，不僅降低了輸油管線的腐蝕率，對聯(lián)合站污水中硫含量、SRB菌含量的控制起到積極的作用。