1、油田概况
油藏概况
东部某油其油藏主要表现出低孔、低渗、高温、高压特征。其中，油藏埋深大于1500m的储量占63.2%。渗透率在20～300×10-3μm2的储量占49.8%，渗透率小于50×10-3μm2的低渗、特低渗储量占32.2%。油层平均孔隙度8～12％，平均孔喉直径1.1～6.4μm。地层温度50-125℃，压力15～62 MPa，地层水矿化度5～26×104 mg/l，为CaCl2水型。
开发概况
随着油田注水开发的深入，污水站对应多种类型油藏、水质污染物日趋复杂。油田开发向二、三类油层的转移，如何提高低孔、低渗油田注水水质达标工作的重要性更加突出。
水质标准及适应油藏情况
针对油田储层主要以低渗、特低渗油藏为主、油藏类型多，为满足不同类型油藏注水开发需要，在水质改性技术实施后，在综合考虑污水站对应油藏类型多，渗透率差异大、储量分布不均、注水量、年产油所占比例等情况下，水质以满足中低渗、特低渗油藏为主。考虑到低渗、特低渗油藏储量的比例较大，在保留了PH值、膜滤系数等水质指标下细化了低渗、特低渗油藏水质标准，。
2、东部某油田污水处理技术的发展
2.1 污水处理相关技术
药剂处理阶段
目前油田注水水源由四种水源组成，即：产出水、清水、洗井水和措施废水。其中，产出水具有“四高一低”的特点,即:矿化度高、游离CO2和HCO3-含量高、SRB高、二价金属离子含量高和PH值低的特点。此外,部分产出水中含有H2S、CO2等腐蚀性气体,有很强的腐蚀性。针对水性复杂、水处理难度大的特点，进行了不断的探索。药剂处理阶段应用的药剂：主要采取投加絮凝剂、杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂等，其作用是除悬浮物、杀菌、防腐、防垢。
水质改性水处理阶段
药剂处理水处理阶段水处理工艺有了较大发展，但没有从根本上解决污水的腐蚀和细菌生长问题。由于水质不达标，集输、注水管线结垢和地层堵塞较严重，严重影响低孔低渗油田开展注水开发，水井措施受到严重影响。为解决系统腐蚀问题，开展清污水先混合后处理工艺，让两种不同性质的水源提前混合、反应，取得了较好的效果。
在实施水质改性治理应用的药剂主要是PH调整剂、絮凝剂、水质稳定剂。PH调整剂作用是使水体由酸性变为碱性，并除去污水中的HCO3-，在高pH值情况下与Fe3+反应生成Fe（OH）3沉淀，并形成不利于SRB生长的稳定水体。絮凝剂起加速净化作用，水质稳定剂起杀菌、阻垢和稳定注入水水质作用。
水质改性技术应用后，注水系统腐蚀得到有效控制，水质指标提高。但随着应用时间的延长，该技术逐渐暴露出产出污泥残渣量大、环境污染严重、出站水质腐生菌含量高且无法控制、污水处理综合成本高等问题。
预氧化水处理阶段
为解决污泥残渣量大的问题，在充分利用现有工艺流程和确保注水水质稳定达标的原则下，应用了“先氧化杀菌、后沉降控制”降低污泥的水处理技术路线。
预氧化水处理阶段应用的药剂：复合碱、除铁（杀菌）剂、絮凝剂（助凝剂）。其中复合碱用来调整污水PＨ值，提高碱的有效含量；除铁剂起氧化除铁和杀菌作用，可将水中的Fe2+氧化成Fe3+，在 PH值大于7.1时， Fe2+通过氧化以Fe(OH)3絮凝沉淀除去，同时利用其强氧化性杀灭和控制细菌生长；絮凝剂（助凝剂）起强化净化效果作用。
2.2 应用配套的工艺技术
高含油、高浊度、高矿化度、复杂水性的配套污水处理工艺的应用成功解决了生产中存在的难题，保障了污水站的正常运行，较好地控制了系统腐蚀，保证了净化水质稳定达标。
预除油工艺
药剂处理阶段，污水站来水含油普遍偏高，水质波动大。大多数污水处理站来水含油在500mg/l以上，对含油污水处理设施造成很大冲击，造成后续处理一系列问题，最严重的是过滤罐滤料被污油堵塞，出水水质超标，甚至净化水含油量也大幅超标，注水罐也存在300-500mm的污油层。在意识到控制来水含油量的重要性后，污水处理工作加强了先期除油。对各联合站闲置的高含水油罐进行改造，增设布水系统、集水系统、收油系统、排污系统。联合站三相分离器放水首先进入改造后的预收油罐，该罐除油效率可达95%以上，除悬浮物效率可达60%以上，保证了污水站来水含油控制在100mg/l左右，对保证后续净化处理起到了重要作用。
高效加药混凝技术
在筛选出适应水性特点的药剂前提下，为降低药剂用量、控制加药成本、提高药剂利用率，研究了高效加药混凝技术，即是根据混凝机理，在混合阶段，对水流进行剧烈搅拌，使药剂快速均匀地分散于水中，以利于混凝剂快速水解、聚合及颗粒脱稳。通常将混合时间控制在10s-20s。在反应阶段即絮凝阶段，主要靠水力搅拌促使颗粒碰撞凝聚。在此过程中，絮凝体尺寸逐渐增大，粒径变化从微米级增加到毫米级。研制的高效混凝旋流反应器就是通过控制反应器进口流速及喷嘴尺寸，按照混凝反应机理，在凝聚过程中利用旋流反应器形成的旋流进行充分混合。
逆向流沉降分离技术
传统式沉降罐采用同向流沉降模式，悬浮物沉降方向与水流运移方向相同。这种沉降模式有利于悬浮油类的去除，不利于悬浮固体的去除。由于前期除油工艺的应用及污水站收油罐收油效率的提高，除油基本已由前处理设备完成，为解决加碱工艺伴生的的高固体悬浮物处理问题，使沉降罐功能转化为以去除悬浮物为主，重新设计沉降罐参数，调整进出水方位，改变水与悬浮物相对流向，使悬浮物沉降方向与水流方向相反，由下部进水，上部出水，使悬浮物在下部已预沉50-60%，水流经过斜管（板）时，细粒径悬浮物在斜板上沉降下来。罐底设滑泥坡，由加压泵出水管路引入冲洗管，可正冲和反冲，加大污泥流动性，以利排污。这一处理工艺可大幅度减轻斜板（管）负荷，提高沉降罐有效容积，提高悬浮物去除率30%左右，出水悬浮物含量可控制在30mg/l以内，大大减轻滤罐过滤压力。
3、结论和建议
油田污水处理技术发展处理需始终围绕着控制腐蚀、水质达标这个核心进行研究和攻关。污水处理工作是注水工作的源头，水质工作搞好了，可以减少后续大量工作，减少不必要的投入，提高油田开发效益。因此，加强水处理工艺及技术，提高水质达标率、低孔低渗油田开发水平有着重要的意义。
作者简介：韩禄（1988-），男，工程师，本科，四川仁寿人，2012年毕业于西南石油大学机械工程及自动化专业，研究方向：油气水处理、集输，从事油气处理、污水处理、注水等工作。
