前言：寻找写作灵感？中文期刊网用心挑选的油田水系统面临的挑战及技术对策，希望能为您的阅读和创作带来灵感，欢迎大家阅读并分享。
摘要：大庆油田已进入特高含水开发阶段，产量下降，水量上升，水系统投资和运行费用持续增加，降本增效困难；化学驱逐步转为薄差层，长垣扶余油层和外围致密油开发动用，对水处理提出更高要求；采出水精细处理、压裂返排液循环利用技术急需攻克；老化站场数量多，安全环保隐患大，节能降耗任务艰巨。面对诸多挑战，水系统需要提前谋划，控投资、降成本、保水质、增效益，研发储备适用技术，助力油气业务高质量持续发展。“十四五”期间及今后更长时期，应充分利用水系统已建设施剩余能力，控制新建站场数量；挖掘化学驱站场潜力，降低处理站驱油剂浓度，减轻处理难度，提高水质达标率；聚驱、三元驱及外围采出水处理站建设规模有进一步优化空间，可节省建设投资15%以上；注水站新建、维修改造工程中推广应用大流量柱塞泵，提高效率10%以上，大幅降低注水单耗，投资回收期不到2年。目前正处于油田大力推进数字化建设的有利时机，要努力实现智能注水、智能水务、数字化排涝等目标，水系统技术进步和技术创新将迈上新的台阶。
伴随大庆油田60年的开发建设，水系统始终为油气业务发展提供强劲助力，建设了庞大的油田注水、驱油剂配制注入、采出水处理、消防、市政供排水、防洪排涝等专业地面工程系统。目前大庆油田注水能力284.8×104m3/d，采出水处理能力407.2×104m3/d，聚合物配制注入能力48.16×104t/a，供水能力116.6×104m3/d，防洪排涝能力803.5×104m3/d。“十二五”、“十三五”以来，按照“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的总体要求，推动“高质量发展”和“绿色矿山建设”目标，大庆油田对水系统加大技术和资金投入，积极推广新工艺新技术，强化生产运行管理，水质达标率、注水系统效率不断提高，取得了显著的效果。标准化、模块化、橇装化设计模式的深入开展，在促进水系统管道地面敷设、缩短建设周期等方面起到了积极的作用。化学驱采出水处理优化简化、特低渗透采出水处理技术、破板结过滤技术、新型注水节能技术的推广应用，为水系统提质增效、节省占地、节约建设投资做出了突出贡献。电催化气浮技术、旋流气浮技术、新型微生物处理技术的研发攻关，为水系统“十四五”技术发展做了前期的技术储备。大庆油田已进入特高含水开发阶段，水系统面对诸多挑战，如何控投资、降成本、保水质、增效益，需要提前谋划，研发、储备适用技术，助力油气业务高质量可持续发展。
（1）产量下降，水量上升，水系统投资和运行费用持续增加，降本增效困难。由表1[1]可见，“十四五”末，产油量由目前的3000×104t/a下降至2500×104t/a，注水量由7.15×108m3/a上升到7.95×108m3/a，年增幅1100×104~2200×104m3，采出水量由5.60×108m3/a上升到6.33×108m3/a，年增幅970×104~2000×104m3。随着含水率的增高，水量逐年增加，新建站场数量增多，水系统在产能、老改工程中的投资比例逐步增大，目前复合驱产能水系统投资占地面工程投资比例50%左右（不包括采油工程计入地面投资），优化简化、降本增效的压力会越来越大。（2）化学驱开发逐步转为薄差层，对采出水处理提出更高要求。“十四五”聚合物驱和三元复合驱共安排注入井6854口，驱油化学剂用量逐年递增，聚合物由19.79×104t/a增加至34.18×104t/a，表面活性剂由14.40×104t/a增加至20.87×104t/a，碱由27.02×104t/a增加至36.92×104t/a[1]。化学驱开发层位变差，配制、稀释用水要求提高，深度处理采出水需求增加，对水质要求更加严格。化学驱产水量增加，对已建采出水处理系统冲击增大。（3）非常规油藏开发力度加大，采出水精细处理、压裂返排液循环利用技术急需攻克。长垣扶余油层和外围致密油开发动用、外围特低渗透油层开发力度加大，越来越多的采出水需要处理至含油质量浓度≤5mg/L、悬浮固体质量浓度≤1mg/L、粒径中值≤1μm，满足特低渗透油藏注水标准[2]，经济适用的采出水精细处理技术需进一步攻关。非常规油藏开发力度加大，大规模压裂逐年增多，压裂用水需求增大，压裂返排液等废液量剧增，对采出水处理站场冲击大，制约水质达标率提高。水资源短缺会制约非常规油藏开发，国家对水资源的保护力度加大，工业用地下水开采将逐步禁止。（4）站场数量众多，安全环保隐患大，节能降耗任务艰巨。水系统站场数量多，相对地老化站场数量也多，安全环保隐患大，维修改造工作量大。随着国家安全环保法规的严厉，站场改造难度会明显增大。水系统是耗能大户，尤其是注水系统，大庆油田平均注水单耗为5.93kWh/m3，按2019年注水量7×108m3测算，油田注水每年耗电41.51×108kWh，节能空间大。
2技术对策及建议
2.1充分挖掘利用已建设施剩余能力
注水系统、采出水处理系统目前均有部分剩余能力，应充分利用，控制新建站场数量，节省建设投资。同时充分利用已建管网连通性好的优势及化学驱开发周期短的优势，适当增补连通管道，挖掘化学驱站场潜力，强化站场均衡运行。实现水驱、聚驱、三元驱采出水处理站之间原水、处理后水连通，挖掘化学驱采出水处理能力，减少新建工程量；同时降低处理站原水聚合物等驱油剂浓度，减轻处理难度，提高水质达标率。实现水驱、化学驱注水管网连通，提高注水站运行负荷，优化注水泵运行组合，有效降低注水系统单耗。
2.2优化建设规模
1998年，聚合物驱工业化推广以后，水驱采出水处理站串入聚合物，导致处理工艺不适应。为保证注水水质，长垣水驱采出水处理站、深度处理站运行负荷控制在80%以内，设计参数执行水驱标准。具体界定如下：水驱采出水处理站聚合物含量不大于150mg/L时（初期为20mg/L）按水驱参数设计；深度处理站对聚合物含量未做具体约束，设计参数执行水驱标准。规定执行近20年，各类采出水处理站建设规模均按运行负荷不超过80%确定。建议重新梳理规模确定原则，如果聚驱采出水处理站、三元驱采出水处理站、外围采出水处理站不按20%能力预留，该类站场可节约建设投资15%左右。同时，压裂返排液、注水管道冲洗水、洗井水等工业废水如何计入规模，需要界定是按最大日产水量、平均日产水量，还是按缓存削峰后的产水量，数值差异越大，对处理站确定规模的影响越大。
2.3推广应用新型过滤罐
过滤罐是油田采出水处理的关键设备，处理效果的好坏直接关系到水质是否达标，间接影响注水开发效果。新型过滤罐结构如图1所示。针对油田在用过滤罐存在的问题，研发出新型“布水破板结过滤器”[3]，能够解决油田生产中存在的问题，处理效果有保证，降低过滤罐投资40%以上，具有很好的推广应用前景。其优点有以下几点：①取消过滤罐搅拌器，内部结构实现滤层破板结功能，节省设备造价和运行费用；②解决了滤罐憋压、滤料再生困难的问题，减少滤料流失；③优化了过滤罐内部结构，反冲洗时有利污染物排出；④无转动部件，简化运行操作，有利于实现自动控制；⑤油田企业可以自主生产，提高关联企业效益。2019年在“杏北三元-6采出水处理站”应用10台，运行效果优于现有过滤罐，反冲洗再生顺畅，单台设备造价43.60万元（在用滤罐77.87万元）。以油田每年新建、更新300台过滤罐测算，设备采购投资可节省1亿元以上。
2.4优选采出水精细处理技术
大庆油田在运采出水精细处理站4座，处理后水质为“5.1.1”标准，运行现状见表3。中空纤维超滤膜广泛应用于市政供水等领域的深度处理，工程应用多，膜成本低，化学清洗周期长，但耐油品等污染能力弱，需要的预处理流程长。陶瓷超滤膜耐污染能力强，操作压力高，产水能力强，寿命长；缺点是膜成本高，化学清洗周期短，运行能耗高。4座处理站预处理工艺不同，膜种类也不完全相同，可比性不高，需要进一步总结、优化，为今后同类工程建设提供借鉴。
2.5加大高效注水泵应用力度
注水泵是耗能大户，各油田围绕离心注水泵节能降耗一直在不断探索，高压变频调速、液力耦合器调速、前置泵变频调速、泵结构改造（切削叶轮、涂膜、加减级）等技术均有不同程度应用，达到了较好的节能效果，但还没有公认的节能技术可推广。因为结构限制，离心注水泵效率达到78%已接近极限。国家标准《机动往复泵》GB/T9234—2018规定柱塞泵额定排出压力≤20MPa时，泵效率≥87%；排出压力20~31.5MPa时，泵效率≥86%，较离心注水泵机组提高效率10%以上。随着国内制造业的发展，大流量柱塞泵已形成系列[4]，为注水节能降耗创造了条件。胜利油田、中原油田应用30多台大流量柱塞泵代替离心泵注水，节能效果显著，平均不到2年收回改造投资。大庆油田在聚北十二注水站、北Ⅲ-2注水站各应用1台150m3/h、16MPa柱塞泵，2015年投产，节能效果良好，目前因为系统水量调整停用。朝一联注水站应用1台105m3/h、17MPa柱塞泵[5]，运行近2年，运行平稳，节能效果好。建议注水站新建、维修改造工程中推广应用大流量柱塞泵，可有效降低注水单耗。
2.6压裂返排液循环利用
油田综合废液包括压裂返排液、洗井废水、注水干线冲洗水等，特点是产水地点分散，污染物多，水质水量波动大。目前模式是建设废液收集储池，罐车拉运或临时管道收集，缓冲削峰后输至临近的采出水处理站或集输系统，处理合格后与地层产水统一回注。压裂返排液成分复杂，处理难度较三元采出水大，对采出水处理站场冲击大，严重影响处理站水质达标。建议压裂返排液采用复配方式，循环利用，将废液产生量降到最低，对采出水等地面系统的冲击降到最低，减轻注水水质达标压力。
2.7注水水质标准的建议
大庆油田注水水质标准执行Q/SYDQ0605—2006《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》中水质指标部分，目前存在问题较多。注水水质主要控制指标见表4。（1）现行企业标准Q/SYDQ0605—2006中水质指标部分为大庆油田水驱注水水质标准，标准中规定“含聚合物注水和三元驱注水暂时参照执行该方法”。（2）该标准目前已拆分为2个企业标准，水质指标部分继续执行Q/SYDQ0605—2006标准，水质分析方法部分执行《大庆油田油藏水驱注水水质分析方法》Q/SYDQ0309—2018[6]。（3）标准只界定了注入水中聚合物含量，当含聚质量浓度≥20mg/L时执行含聚合物注水指标。因为执行困难，现行企业标准Q/SYDQ0639—2015《大庆油田地面工程建设设计规定》修订时[7]，针对采出水处理增加“当含聚质量浓度<150mg/L时，按照水驱参数及工艺设计；当150mg/L≤含聚质量浓度≤450mg/L时，按照普通聚驱参数及工艺设计；当含聚质量浓度>450mg/L时，按照高浓度聚驱参数及工艺设计”等相关规定。（4）标准中未界定三元复合驱驱油剂的含量，目前执行含聚合物注水水质指标。注水水质指标是采出水处理系统、注水系统的关键设计参数，在用企业标准不完善之处较多，现行行业标准SY/T5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》[8]中对高渗透层注水水质指标已放宽（与SY/T5329—1994比较），建议修订大庆油田注水水质标准。
3结束语
严峻的开发形势对水系统提出了更高的要求，但挑战与机遇并存，在提质增效、助力主业发展的前提下，油田水系统的技术创新和技术进步也将迈上新的台阶。采出水处理系统应进一步简化工艺流程，优化设计参数，推广应用小型高效处理设备，确保处理水质达标，力争做到水量增投资不增。注水系统应充分利用油田推进数字化建设的有利时机，优化系统运行，促进管理提升，加大高效节能设备应用力度，早日实现智能注水、智慧注水目标，大幅降低注水单耗。
作者:杨清民 单位:大庆油田工程有限公司
