大庆油田水处理及注水工艺技术1
油田注水技术总结范文
油田注水技术总结范文
油田开采过程中,为了维持储层压力,提高采收率,需要采用油田注水技术。
经过这段时间的工作,我对公司油田的注水技术有了进一步的了解和总结,主要体会如下:
一、注水方式的选择
根据油田实际情况,我们采用了边沿水注方式。
这种方式是在油藏边缘注入水驱,使底水顺势向油藏中央移动,起到补充形成维持层间压力差的作用。
这种注水方式对我们油田地质条件适应性强,技术简单易行。
二、注水参数的确定
我们根据油田实测压力数据、钻井资料和物性参数测试结果,采用数值模拟方法确定了最佳的注水压力、注水量等参数。
模拟结果表明,当前最优注水压力为,日注水量为立方米。
参数确定科学合理,为注水工作的顺利开展奠定了基础。
三、注水效果评价
通过对产出液体的监测,我们评价了注水的效果。
监测结果显示,在注水后的两个月内,日产液量提高了%,水油比降低了个百分点。
说明注水达到了提高采收率的效果,整体技术情况良好。
经过一段时间的注水作业,各项技术指标和效果均符合预期要求,达到
了设计标准,为油田的高效开发做出了重要贡献。
下一步,我们还将继续优化注水系统,提高注水技术的经济效益和应用效果。
油田注水技术
油田注水技术1、水质类型：指以水处理站的水质进行划分的种类，分为常规含油污水、深度处理含油污水、聚合物含油污水、地面污水、地面清水、地下清水。
水处理站包括多种水质类型时，应按水质类型单独填写站名，如某污水处理站有普通含油污水、深度含油污水处理等功能，应作为2座站填写：××含油污水（普通）处理站、××含油污水深度处理站。
2、注水泵改造：指对注水泵的部分配件进行更换或进行酸洗、涂膜等技术改造。
3、设计能力：指新建、改扩建后的注水、污水站设计图纸标注的能力，以厂年底投产站设计能力合计为准，单位为m3/d。
4、改扩建新增能力：指当年新建产能、扩建、改造后增加的注水、污水设计处理能力，如果能力减少为负值，单位为m3/d。
5、新建站数：指产能建设或老区改造后增加的站数。
三元复合驱的站列入聚合物污水处理站统计。
6、负荷率：指实际处理量与设计能力的百分比。
7、井网管线：指注水井单井支线，单位为km。
8、站间管线：指除井网管线外的其它管线，单位为km。
9、泵水单耗：指注水泵泵出每立方米水所耗电量，单位为kW·h/m3 。
10、注水单耗：指注每立方米水所耗电量，单位为kW·h/m3。
五、油田注水部分计算公式1、泵效：注水泵的工作效率。
离心泵用温差法，公式：温差法泵效=（P泵出口压力-P泵进口压力）/[(P泵出口压力-P泵进口压力)+4.1868(t泵出口水温-t泵进口水温-△ts等熵温升值)]；柱塞泵、电泵用压差法，公式：压差法泵效=（P泵出口压力-P泵进口压力）×Q注水泵流量/（3.6×P 注水泵轴功率）。
具体见大庆油田有限责任公司企业标准Q /SY DQ0671-20002、平均泵效：指注水站、采油矿、采油厂、油田公司各级别所有启动注水泵的平均泵效。
用流量加权法，平均泵效η=∑（Qi×ηi）/∑Qi。
3、注水单耗：注每立方米水所耗电量，公式：注水单耗=用电量/完成注水量。
分层注水技术
4.掉、卡堵塞器事故少，同心集成式管柱 由于使用的是大堵塞器，投捞比较容易， 而且不容易发生掉、卡事故，减少了作业 井的井数。 5.能减缓测试工人的劳动强度，同心集成 式管柱由一个堵塞器配2个层段的注水量， 这样每投捞一个堵塞器解决2个层段的注 水，而偏心是一个层段一个偏心堵塞器， 这样调配起来，偏心工作量比集成式管柱 多1倍。
时活塞套上行被锁簧卡住，使封隔
器始终处于工作状态，上提管柱即
解封。
配
水
器
配水器与配水封隔器内工作筒 配合 ，分为Φ52、Φ55两种，配 水封隔器由内捞式打捞头、堵头、 调节环、压环、压杆、配水体、压 帽、定位体组成。配水器上两个配 水通道相距243mm与配水封隔器的 两个注水通道相对应。
当注水井注水时，注入水一部 分通过配水体上的孔道向上通过水 嘴，压杆流入地层，另一部分通过 下水嘴压帽及水嘴流入地层。每个 注水孔两边各有四通道T型密封圈将 两注水孔隔开，具体性能指标见下 表：
同心集成式细分注水
工艺技术原理
（一）工艺原理 同心集成式细分注水管柱主要由内 径为Φ60的Y341-114可洗井封隔器、内 径为Φ55和Φ52可洗井配水封隔器，内 捞式带锁紧机构的Φ55、Φ52配水器、 球座等组成。
层位深度（m）
名称
深度（m）
Y341-114 封隔器Φ60 射孔顶界 注水层 夹 层 Y341-114 封隔器Φ60
桥式偏心分层注水技术
技术原理： 管柱主要由封隔器和桥式偏心配水器组成。桥 式偏心配水器可以多级使用，每个桥式偏心配水器 对应一个注水层段。通过偏心主体的桥式结构设计 和测试主通道过孔结构设计，实现了实际工况下的 单层流量和压力直接测试。测压力时既可以使用一 支压力计逐级上提测得所有目的层压力，也可以每 级投入压力计，测完再逐级捞出。测分层流量时可 实现单层流量直接测试。流量、压力测试仪器及注 水堵塞器投捞装置用钢丝起下。
油水井增产增注措施之注水
油水井增产增注措施之注水注水指通过注水井向油层注水补充能量，以保持地层压力的方法。
一个油田在开采初期，大多数油藏能依靠油层原始地层压力驱动原油和天然气通过油井自己喷到地面上来。
但生产到一定时期，由于地层内部的压力逐渐降低，地下能量不足以再把原油举升到地面上来，油井即停止喷油。
这时，如果在油田的边部或油层低部位或油井相间的位置打一些注水井，通过高压注水泵把合格的水注入与油井出油层相同的地层中，一方面用水来占据原先储存油气的位置，使原油不断被水挤推到油井井底并喷流到地面，另一方面可补充油气流出后造成的地下压力损失，这种方法称为油田注水。
油田注水是国内外都在采用的一种保持油井稳定生产，并最大限度地把原油从地下驱替到地面上来的有效办法。
大庆油田采用早期注水技术，即当油井开始生产时，同时开始注水，使得油田保持稳产30a，在世界上都享有较高的声誉。
油田注水用水量很大，例如，一个油田日产油1x104t，这些油在地下占的孔隙体积大约是1万多立方米，为了保证油田稳产，一般就要日注1万多吨水，以保证油层压力平衡。
但随着开发时间的延长，由于流体对孔隙的冲刷，油层中的孔隙通道会发生变化，这时部分注入水会无效循环，注水量还要逐渐增加。
同样，日产1x104t石油，到后期就可能是日注水几万立方米。
在油田开发初期，注入水的水源可以是淡水或海水，也可以是油田开发中随原油产出的水。
到油田开发的中、后期，注入的水或地层原有的水随原油大量产出，将这些水(俗称污水)进行油水分离、净化处理后可再作为注水的主要水源。
这样既做到了重复利用，又防止了排放造成的环境污染。
为了把水注入油层里，油田需要建立一套完整的注水系统。
这个系统包括水源、水处理站(供水站)、注水站、配水间以及注水井。
天然水和污水都要先进入到水处理站，经过各种专用设备进行沉淀、过滤、除氧、杀菌(污水还要进行除油处理)后才能作为注入水储存在供水站。
供水站把处理好的水输送到注水泵站，注水泵站用高压泵按照各配水间需要的压力和水量，经过高压管道把水送到配水间。
大庆油田水处理及注水工艺技术
大庆油田水处理及注水工艺技术1. 背景介绍大庆油田是我国最大的油田，也是全球最大的陆上油田之一。
由于油田开采过程中需要大量的注水来提高采收率，但是注入的水源多为地下水或者河水，经过一系列处理后才能被用于注水。
因此，水处理及注水工艺技术对于大庆油田的生产非常重要。
2. 水处理技术2.1 地下水处理大庆油田储层地下水水质复杂，含有沙、泥等颗粒物质，多数含盐、碱、石油类物质。
对于地下水的处理，大庆油田主要采用反渗透淡化技术，该技术是利用反渗透膜将盐和其他无害物质分离，有效地净化了水源，以满足注水要求。
2.2 河水处理大庆河水污染较严重，处理难度较大，需要经过多道处理工艺。
一般情况下，河水处理工艺包括：预处理、混凝沉淀、过滤、消毒等环节。
处理后的水可以作为注水用水，满足注水质量标准。
3. 注水工艺技术3.1 常规注水工艺常规注水工艺主要包括：高压水注入、成组注水、井底滤芯注水等。
这些传统工艺的缺点是：水质不易得到保证、储油层注水效果无法得到优化等。
3.2 新型注水工艺滤床压裂注水、储层堵剂注水、储层水平井注水等新型注水工艺，走向低成本、高效益等方向。
其中，滤床压裂注水能够兼顾注水效果和注水时间，极大地提高了注水质量；储层堵剂注水则能够通过堵塞不良产水层降低水压力，在不干扰油水分离的情况下提高注水效果。
4.水处理及注水工艺技术是大庆油田生产中不可缺少的环节，不断的技术创新和实践经验的积累，给大庆油田的注水工艺带来了新的发展方向和更高的效益。
随着技术的不断革新和优化，相信大庆油田注水生产会更加科学、高效。
油田注水工艺技术分析 贺金秋
油田注水工艺技术分析贺金秋发表时间：2018-10-16T16:15:04.080Z 来源：《基层建设》2018年第27期作者：贺金秋[导读] 摘要：在我国的石油开采工作当中，油田注水工艺是关键性的技术。
大庆油田第三采油厂工程技术大队工艺室摘要：在我国的石油开采工作当中，油田注水工艺是关键性的技术。
为了能够更好的保持油田稳产，保持油层的压力，采取的措施就是油田注水。
科研人员就其注水进行了大量的分析研究，取得了有效的成果，并且展望油田注水未来的发展趋势。
本文就如何加强油田注水工艺技术进行论述。
关键词：油田注水工艺技术引言注水是利用注水设备把质量合格的水从注水井注入油层，保持油层压力，驱替地下原油至油井，是一种入为地将水注入储油层孔隙中，以承作为驱替剂将更多的原油从油层中驱替出来的一种采油技术。
注水可以提高油田开发速度和采收率。
经济效益好，因此注水已成为众多油田开发的主要方式。
一、研究油田注水工艺的目的我国的油气资源很丰富，但是由于能量补给不足，以至于增大了开发的难度。
要想使油田开发有明显的效果和高产量就要保持油层的压力，其方式就是油田注水技术。
这是大部分油田都会采取的一种方式，因为在注水的技术当中其驱替剂是水，而水又比较方便便宜，且开采的效率也很高。
对油田来说，研究注水的技术和效果是及其重要的。
二、油田注水的工艺流程从水源到注水井的注水地面系统通常是由供水站、注水站（水处理站）、配水间和注水井来组成的这期间重要的工艺流程就在注水站和配水间以及水质的净化工艺。
1.注水站为了满足注水井对注入压力的要求必须将来水的水压升高。
它的流程就在于先来水进站然后进行计量，通过高效的水质处理并将其储进储水罐中，然后再通过进泵的加压将高压水输出。
这期间的工艺流程必须满足注水水质、计量、操作管理及分层注水等各个方面的要求。
水源来水经过低压水表计量后进入的储水大罐也有明确规定。
一般每座注水站应设置不少于两座储水大罐，其总容量应按最大用水量时的4-6小时设计。
大庆油田低渗透油藏采出水处理技术
十五是 ，油 系统来水 一 自然沉 降 一悬 浮污泥 过滤 （ Ｓ Ｓ Ｆ） ，数 量 ２ ；十六 是 ，油 系统 来 水 一 气 浮 一一 次 压力 过 滤 一二 次 压 力 过 滤 ，数 量 １ 。 老区油 田的低渗透采 出水处理工艺主要为 ：采 出水站处理后的水 ，再经过两级压力过滤 ，该流程
１ ． １ 注水 水 质 指标
一
特 殊 要 求 ， 形 成
目前 ，大庆油 田低渗透油藏采 出水 注水 水质主 要控制指标见表 １ 。
表 １ 低渗透油藏采出水注水水质指标
了满 足低渗 透油藏注水水质 指标要求 的处理工艺 ： 是 ，常规 处理 后 来 水 一 双层 滤 料 过 滤 一双 层 滤 料 过滤 ，数量 ３ ｌ ；二是 ，常规处理后来水 一单层石英 砂 一单层石 英砂 ，数量 ８ ；三是 ，常规处理后来水 核桃壳过 滤一双层滤料 过滤 ，数量 ８ ；四是 ，常 规处 理后来水 一双向过滤 一双向过滤 ，数量 ３ ；五
２ ． １ ． ３ 连 续 自动砂 滤技 术 采 用 逆 向过 滤 ，充 分 利 用 不 同规 格 滤 层 的截 留
作用 ，使污物深度 阻截在滤料 中；滤料反洗与过滤 同步进 行 ，底部污染滤料经压缩空气提至洗砂器 ， 通过气 水搓洗再生后 ，落入滤层顶部。可代替两级
过 滤 ，过 滤 与反 洗 同 时进 行 ，滤 料 无板 结 ，纳 污能
目前正在组织工程设计 。 ２ ． １ ． ４ 曝 气 除硫 技 术 向待 处 理 采 出水 中 直接 充 人 大 量 空 气 ，利 用 空 气 中氧 的氧化作用去除采出水 中低价态硫 ，并通过 气 浮与收油工艺提高油 、水分离效果 ，从而达到去 除硫 化 物 的 目的 。 同时 ，微气 泡 与水 中 的油 滴 相 结 合上浮 至液面 ，从 而加 速 了油珠 的去 除 。当气 水 比为 ５： １ ，采 出水 在 曝气 罐 内的停 留 时 间为 ８ ｈ ， 硫 化物 的去 除率 为 ９ ６ ％，硫 酸盐 还 原 菌 的去 除率 为 ９ ８ ． ４ ％，含 油 、悬 浮 固体 、去 除率 也 很 高 。采 出水 中 硫 化 物含 量 可 由 ５ ０ ｍｇ ／ Ｌ降 至 １ ｍ ｇ ／ Ｌ以下 。
陈忠喜——大庆油田采出水处理工艺及技术(最终稿)
两级过滤流程，主要应用于老区油田，该流程占所有采出 水深度处理站的36.0%
高渗水处理站来水
至注水站
一次过滤 二次过滤
老区两级过滤深度处理流程
1.3 聚驱采出水处理工艺流程
聚驱采出水处理工艺流程
序号
1 2 3
采用的工艺流程
分布密度,%/ μ m
0.1
ห้องสมุดไป่ตู้
1
粒径, μ m
10
100
造成现有沉降、过滤工艺很难与之适应
2.3 颗粒明显变细，相互聚并及沉降分离困难 悬浮固体颗粒粒径与数量变化情况
年代 1995年 1999年 颗粒总数个/50μ l 0.8～1.0×105 1.2～2.0×105 ≤2.0μ m的体积占总体积百分数 50%～60% 50%～62%
乳化严重，沉降分离困难！！
2.2
采出水中硫酸盐还原菌、硫化物的含量普遍增
高
由于采出水中大量硫酸盐还原菌的存在，将污水中的 SO42-中的S6+还原成S2- ，S2-造成设备容器腐蚀，同时产生大量 的硫化物。硫化物的颗粒比较细小，一般集中在1～10μ m之间
4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 0.01
3.1.2 沉降罐连续收油和排泥技术
3.1.2.1 连续收油技术
通过沉降罐罐群收油调节堰的控制和联动，实现了污油回收泵 对沉降罐的连续收油，解决了沉降罐顶部油层厚度大、收油困难的 问题，确保了沉降罐的有效沉降时间，进而提高了沉降罐分离效果
3.1.2.2 静压穿孔管排泥技术
静压穿孔 管处理工 艺流程示 意图 静压穿孔管
3、提高主要设备效率的技术措施 3.1 提高沉降罐分离效率的技术措施
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反冲洗强度,L/s.m2
20 16 12
8 4 0
0
原参数
优化参数
5
10
15
20
25
变强度与原参数反洗方式对比
运行时间(min)
措施二：过滤罐提温反洗技术
用升温水对过滤罐反冲洗，提高反洗效果
常规反洗，顶部常有约5cm污染层，
目 录 一、大庆油田水处理工艺技术
二、改善注入水质的主要做法
三、降低注水能耗的主要做法
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
高渗透油藏水处理工艺
大庆油田水处理及注水工艺技术
2013年5月
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
措施一：延长沉降时间
聚驱水处理主工艺沿用水驱设计思路，依据含聚污水沉 降特性，个性化配置沉降罐规格，优化沉降参数、延长 沉降时间
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。
大庆油田聚驱水处理站全部采用
措施二：改进药剂投加方式
停留时间 3～5h
缓冲罐
过滤罐
增压泵
滤速 ≤8m/h
缓冲罐
注水站
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤20 mg/L
≤5μ m ≤100个/mL
工艺五：三元复合驱采出水处理工艺
工艺：序批沉降+两级过滤流程
污水
停留时间18~24h
缓冲罐
过滤罐
过滤罐
缓冲罐
注水站Biblioteka 一级滤速 二级滤速 ≤ 6m/h ≤ 4m/h
滤料抱团、粘连；升温反洗顶部
只有一层薄油，滤料松散
现场应用5座水处理站
问题2：过滤效率低
原因分析：化学驱和低温集输导致滤料污染严重、 再生困难，造成滤罐憋压运行甚至结构损坏。滤料 污染和滤罐损坏率年均达到20%～35% 治理思路：通过优化反洗参数，气水反洗、升温清 洗，应用连续砂滤技术以及实施滤罐专业修保提高 过滤效率
措施一：过滤罐变强度反冲洗技术
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。
过滤 罐
缓冲 注水站
罐
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
一级滤速 二级滤速 ≤10m/h ≤6m/h
单位
mg/L mg/L μm 个/mL
水质指标要求
水驱
聚驱
≤8
≤5
≤3
≤5
≤2
≤2
≤25
≤100
工艺三：特低渗透油藏水处理工艺
工艺：曝气沉降+涡凹气浮+流砂过滤+膜处理流程
来水 曝气 沉降罐
问题1：油水分离难
原因分析：化学驱后采出水乳化严重，粘性增强， 常规处理工艺和化学药剂不适应，油水及固液分 离困难。油珠浮升速度下降到原来的十分之一。 治理思路：一是通过增加沉降罐有效停留沉降时 间；二是通过上部连续收油和下部清淤扩大沉降 空间；三是通过改进加药方式和在沉降罐中加气 浮作用来提高分离效率。
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤20 mg/L
≤5μ m ≤100个/mL
目 录 一、大庆油田水处理工艺技术
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）实现水站达标
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。
含油去除率提高25%以上，悬
浮固体去除率提高18%以上
沉降罐
适用沉降分离效率低的处理
收油
站，已应用5座含聚污水站 出水
溶气水 空气
溶 气 泵 回流
进水
措施四：沉降罐连续收油技术
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
改水剂加药为干剂加药，现场原剂 配制投加
药品质量和加药浓度得到保障，相 同加药浓度下，油水分离效果提高 20%以上。同时，减轻员工劳动强度； 降低工程投资及运行费用30～40%
现场应用57座水处理站
措施三：沉降罐加气浮技术
增设管式反应器、溶气泵工艺，原有沉降罐增加气浮功能， 加快油珠浮升速度 提高沉降罐处理效率
保持自然沉降罐油厚控制在20cm以下，混凝沉降罐油厚 控制在10cm以下
目前已改造30座污水站
措施五：加大容器清淤力度
制定年度沉降罐、储水罐和回收水池清淤计划，组织专业队 伍实施，提高容器运行效率
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
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤10 mg/L
≤3μ m ≤25个/mL
工艺二：低渗透油藏采出水处理工艺
油田老区：普通污水处理站后增加两级压力过滤流程为主； 外围油田：主要采用两级沉降+两级压力过滤流程。
来水 自然
混凝
缓冲
沉降罐 沉降罐
罐
过滤
罐 缓冲 罐
过滤 罐
低渗透油藏水处理工艺 技术成熟
特低渗透油藏水处理工艺 工艺灵活
操作简单
聚合物驱水处理工艺
维护方便
三元复合驱水处理工艺
工艺一：高渗透油藏采出水处理工艺
工艺：两级沉降+压力过滤为主的三段水处理流程
污水
自然 沉降罐
混凝 沉降罐
停留时间 停留时间
3~4h
2~3h
缓冲罐
过滤 罐
缓冲罐
注水站
滤速 ≤10m/h
涡凹气浮机
缓冲 罐
流砂 过滤罐
增压泵
缓冲 罐
增压泵中空超滤膜装置
注水站
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤5 mg/L ≤1 mg/L
≤1 μ m ≤25个/mL
工艺四：聚合物驱采出水处理工艺
工艺：两级沉降+压力过滤流程基础上，调整工艺参数
来水
自然 沉降罐
加药
混凝 沉降罐
停留时间 7～9h