我国海上油田注水技术现状及存在的问题

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。