破乳剂:石油采油流程

2014-02-21

水是油田的“血液”,水质是油田开发的基础和关键。当前,注水采油即“水驱”依然是老油田持续有效稳产、绿色环保开发的重头戏。大庆采油六厂树立“向注好水、注够水、有效注水要产量”理念,变水质处理为注水效益管理,从前端、中端、末端三个环节入手,全过程实施闭环管理,实现污水处理后重新回注于油层的循环利用,既回收水中的原油,减少环境污染,又提供了充足的注水水源、节约大量的淡水资源,取得了显著的经济效益和社会效益。

    大庆喇嘛甸油田综合含水目前已高达95%以上。对于这个已开发40年的老油田来说,采出液中大量的污水如何处理一直是个老大难问题。外排?污染环境,绝对不行。回注地下?水质达标是个大前提,否则污染地层,影响开发效果。
    如何让“老大难”不再犯难?近年来,喇嘛甸油田的管理单位——大庆采油六厂大胆探索,创新水系统处理工艺管理新模式,从采油井到中转站、联合站,再到污水站、注水站、注入井,对污水控制的每一个环节,实施闭环管理。以往粗放、松散的环节,如今既相互依存,又相互制约,整个水处理系统形成连续不断的运行过程,既改善了水质,又确保优质回注、环保运行和高效注采。
    控上游——
    深化前点加药试验
    熟悉油田采油工艺的人都知道,采油过程中的采出液必须经油井、中转站,才能抵达联合站,在联合站接受破乳剂作用后,最终实现油气水的分离。然而,采油六厂却独辟蹊径,对破乳剂投放点做了改动,由联合站挪到了中转站。这就是加药点前移试验,简称前点加药。别小看这一改动,它直接增加了破乳剂对采出液的作用时间,有效提高了破乳功效,提升了油气水的分离效果。
    去年,这个厂技术人员深化前点加药试验,通过对转油站进行工艺完善,使全厂7座联合站、47座转油站均具备了加药点前移条件。这个厂进一步开展转油站、联合站投加不同类型破乳剂试验,在联合站选用破乳速度快的“速溶型”破乳剂,起到强化破乳的效果;在转油站选用乳化时间相对长的“长效型”破乳剂,防止处理液在管道长时间运移中的二次乳化。通过推广,联合站加药总量降低9%至17%;一段平均放水含油降低7%至16%,取得了节省破乳剂用量、放水水质有效改善的效果。
    强中游——
    创新变频小排量收油技术
    对一个采油厂的联合站来说,初步放出来的水,还都只是污水,经过初次输送,即可抵达下一站——污水站,并在此沉降与过滤后,变成可回注地下的“好水”。然而,对沉降这一重要环节来说,最大问题就是过渡层的存在与跨电场问题。尤其是随着聚驱采油规模的扩大,采出液含聚浓度增高,污水沉降罐中形成了成分复杂、流动性差的过渡层,影响了正常回注液的质量。
    按照以前,采油六厂沉降罐都是运用调节堰装置,人工定时收油,但调节堰长期浸泡于沉降罐水箱中,因锈蚀无法进行调节,造成收油不及时,罐内形成了较厚的老化油。回收这类油,会因为一次收油量过大,对电脱水器电场造成冲击,出现跨电场现象,影响分离效果,使外输油品质量下降,出水含油量增高。
    针对这一问题,采油六厂大胆改进收油工艺,采用连续小排量的收油方式代替间断大排量的收油方式。“连续性”通过采用电动调节技术来实现,根据沉降罐的液位信号,自动控制收油泵电机启停,及时对沉降罐进行收油,避免出现老化油现象。“小排量”通过变频调速技术来实现,依据电脱水器电流信号自动控制收油泵电机转速,进而控制收油泵排量,实现收油泵排量无级差运行,解决了因排量大导致的电场不稳定与跨电场的问题。
    目前,这一技术已在采油六厂14座污水站中广泛推广应用,跨电场现象得到控制。外输油含水指标也由油田公司标准的0.3﹪降低到0.15﹪,沉降罐出水含油量由每升245毫克,下降到每升88毫克。有效沉降,减轻了过滤环节的压力。滤后水平均含油量进一步下降至每升17毫克,悬浮固体下降至每升18毫克。
    保下游——
    多元化冲洗管网
    好的沉降效果确保了滤后水的质量,滤后水的下一环节就是经管网输送抵达注入站和注入井,进而注入地下。然而这一环节的“旅程”并非一路欢歌,相安无事,因为管网内壁的沉积物会给滤后水造成二次污染。而破解这一矛盾的方法就是及时有效清洗注入干线。
    目前,大庆采油六厂共有72座配水间,高压、低压和加密3套注水管网,总长343千米,呈6纵15横的网状结构。针对这一特点,采油六厂落实了个性化、多元化的清洗办法,对水驱精细注水示范区采取“气脉冲清洗法”,对串接多个配水间的干线采取“配水间多点放空冲洗法”,对分段独立的注水干支线采取“端点放空冲洗法”。