海上采油是21世纪最具潜力的石油开采方式,是维护国家能源安全和海洋权益的重要举措,战略意义重大。海上采油过程需要解决诸多技术问题,其中与水处理相关的主要包括两个方面:其一是油田采出的含油废水的处理,这是防治海洋污染的关键环节;其二是油田注水过程存在的结垢问题,其有效解决对于保障海上油田的可持续开采至关重要。由于海上采油平台的寿命短、风险高,因此必须提前采用注水开发方式。
采出水处理后回注是保障油田可持续性开发并减轻环境污染的一个重要途径。但油田采出水含油量、矿化度、固体悬浮物含量高,且含有腐生菌和硫酸盐还原菌,以及采油过程、油水破乳及输送过程中投加的种类繁杂的药剂,使其处理难度极大。由于油田采出水量与注入水量不平衡,需要通过打水源井或直接注入海水的方式补充水量。打水源井不仅成本很高,而且井水的矿化度一般较低,与储层水的盐度相差较大,会引起储层中粘土颗粒的迁移,致使渗流孔堵塞。此外,直接注入海水也存在较严重的结垢问题。因此海上采油水处理技术的开发与应用至关重要。
1海上油田注水技术现状及存在的问题
1.1传统注水处理工艺及注水指标
传统的采出水处理工艺主要是围绕去除悬浮物和除油展开的。国外海上油田常用的净化装置有气体浮选装置、离心机、水力旋流器、电泳装置、波纹板分离器、薄膜过滤器等,国内油田的采出水处理回注工艺大多数也以隔油—混凝(气浮)—过滤工艺为基础。渤海油田原油处理厂生产污水处理工艺即包括斜板除油、气浮和核桃壳过滤3个工序,处理出水供油田注水用。胜利埕岛海上油田的采出水处理系统采用自然沉降、水力旋流、纤维球过滤工艺,出水达到注水水质标准后回注到储层中。
另外,离心分离方法在南海海上油田也有应用[2]。传统直接注入海水的处理流程,主要围绕除悬浮物和除氧展开。英国北海福蒂斯油田于1976年开始注入海水,其海水处理工艺为精滤器→换热器→脱氧塔→清滤器→注水泵。国内,埕岛油田选用了海水粗过滤、压力斜板沉淀、细过滤、超重力脱氧、电解氯化杀菌、药剂投加等海水处理工艺,处理后海水中悬浮物≤5mg/L、含氧量≤0.05mg/L,颗粒粒径中值控制在4μm以下。渤海绥中36-1油田采用的注水要求从海水中滤掉90%～95%的直径≥5μm的颗粒。各油田含油储层的孔隙结构及其渗透率各不相同,目前全国主要油田的注水水质标准参照石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329—1994)。该标准对水中悬浮物含量及粒径、含油量、细菌含量等几项指标有严格要求,但对注水中易致垢的二价离子则没有相应的要求。因此,尽管一般情况下注水水质达到了SY/T5329—1994中相应指标的要求,但在生产中结垢现象依然较严重。来源：中国给水排水
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