对于纯梁采油厂的主力开发区域纯化油田来说，降压增注是提高原油产量的重要措施，也是长期困扰我们的一大难题。多年来，我们作过种种努力，但没有从根本上解决问题，注水压力仍居高不下(目前已达到32MPa)，注入层堵塞严重，欠注井增多，产液量下降，并且注水系统腐蚀严重。究其原因，首要的是回注污水严重不达标。因此，迫切需要采用新型污水处理技术。

 

 

    2001年8月首站污水系统改造，增加了两级过滤装置，完善了加药流程，加大了药剂费用。虽然收到了一定的效果，但处理后的水质状况仍不能达标，主要指标超标严重(如悬浮物含量、细菌含量、硫含量等)，见表1。

 

表1  首站污水水质状况

 

取样时间	含  油  量 mg/L	含硫量 mg/L	悬浮物含量 mg/L	平均腐蚀率 mm/a	SRB菌 个/ml
2003.6	28.6	26.2	28	0.1507	2500

    

    悬浮物超标，可直接导致注水地层堵塞，而硫酸盐还原菌SRB严重超标，不仅可直接或间接导致地层堵塞，而且使注水管网腐蚀严重。

 

 

    硫酸还原菌SRB在注水系统中以菌落的形式生存，而菌落具有粘弹性，进入地层造成堵塞；另外，SRB代谢产物为粘液，也能堵塞地层。

 

 

    当水中有S0₄^2-时，SRB靠它的氢化酶及S0₄^2-进行如下反应：

4Fe(铁)+ S0₄^2-+4H₂0→FeS↓+3Fe(OH)₂↓+OH^-

    另外，SRB也能在厌氧环境下将水中水溶性无机硫酸盐(S0₄^2-)还原成具有臭鸡蛋气味的硫化氢(H₂S)，反应式如下：

S0₄^2-+10H⁺ +8e→ H₂S↑+4H₂0

    反应中正六价硫被还原成负二价硫，SRB从中获得了能量，并且生成了腐蚀产物黑色的硫化亚铁(FeS)沉淀及氢氧化亚铁[Fe(OH)₂]胶状沉淀，这两种沉淀相互结合，并与水中的原油、粘土等组成污水悬浮物，使回注水变黑、变臭。

    水中的硫酸根是天然存在的，水中H₂S的增加是硫酸盐还原菌（SRB）大量繁殖的标志。H₂S对钢罐及管线易形成腐蚀，产生的腐蚀物FeS随水注入地层引起堵塞，从而造成注水压力不断增大，注水量不断下降，尽管酸化处理，注水井注水量仍下降，有时注水井反洗或反吐时可见到大量的黑水和黑色粘液的产生。

    FeS的另一大害便是在流程中联同Fe(OH)₂、Ca²⁺、Mg²⁺等形成胶体硫为主的堵塞物吸附在管壁上，使管道堵塞并造成垢下腐蚀，从而使干压增高、设备、管网寿命降低。

    如果水中没有硫酸盐还原菌SRB，则上述反应均不能发生，因此，实现降压增注的必要措施是回注污水杀菌、除硫及悬浮物。目前，污水杀菌已得到纯梁采油厂上下的高度重视，加大了杀菌剂投入，并进行了电场、生物等杀菌试验研究，但污水细菌具有强烈的抗药性，物理杀菌极难取得应有的效果，使纯梁采油厂回注污水的“黑水”现象依然没有找到最有效的解决方法。而实践证明，“ZD一101”用于纯梁油田回注污水处理是最有效的技术。

 

 

 

    河北科技大学新近研制开发的ZD一101水处理技术，所用药剂主要成分为稳定性二氧化氯，另外还添加了多种辅助成分，从而实现了一剂多能的综合效果—杀菌、除硫、缓蚀、阻垢、絮凝、清淤、灭藻、清洗，特别适用于纯化油田回注污水的综合水质处理。调整配方后，还可用于油水井解堵和管线清洗。

    该产品具有显著的杀生作用，是一种高效的氧化性杀菌灭藻剂，可以从根本上解决硫酸盐还原菌对地层造成的直接和间接堵塞。能在很宽的pH范围内将硫化物迅速地氧化为易溶于水的硫酸盐，能迅速地解除硫化物的“臭鸡蛋”气味，且不会形成胶体硫而成为堵塞物。反应式如下：

5FeS+9CL0₂+H₂S一5Fe³⁺+5S0₄^2-＋9CL^-+4H^＋

5H₂S+8CL0₂+4H₂0→5S0₄^2-+8Cl^-+18H^＋

    FeS几乎是配水系统中污泥的全部成分，在经CL0₂逐步的氧化，转化为可溶物，会使污泥中其它成份不稳定，从而失去对管线的附着力，管线内径不久就会恢复到原来的口径。近井底地带的FeS堵塞物被逐渐氧化清除后，降低压力损失，可提高注水量，有效的减轻硫化氢的诱导腐蚀。

 

 

    室内与现场试验情况详见工艺所《液态稳定二氧化氯在回注污水中杀菌、除硫现场试验总结》。

    2003年10月至12月，在纯四注水站进行了现场试验，从现场试验中可以明显看到：

    (1)水质变清。污水由黑色变为澄清透明。

    (2)杀菌效果显著。使用量达到5mg/L时，杀菌率达到95％以上。

    (3)除硫效果明显。测试结果表明，使用量达到12.5mg/L时，除硫率达到100％。

    (4)注水干线压力出现明显下降的趋势。

    (5)显著的清垢能力。从现场发现，泵壳内结垢物被完全清除。

    (6)良好的缓蚀性能。检测结果发现，使用药剂的浓度12.5mg/L时，钢片腐蚀速度由O.1507mm/a降至0.025lmm/a(标准为0.076 mm/a)。应当说明：在一定条件下CL0₂又具有相对的腐蚀性，使用中要根据水质情况确定最佳使用浓度。理论和实验证明：最佳杀菌、除硫、阻垢、浓度正是最佳的防腐缓蚀浓度，在一定浓度范围内，它的腐蚀性便转化为缓蚀性。如果使用中需要加大CL0₂含量时，可根据实际情况选择与之配伍的缓蚀剂来克服它的问题，“ZD一101”本身就含有缓蚀成分。所以大可不必顾虑CL0₂的腐蚀问题。

    纯四注水站现场试验表明，该技术是解决纯化油田回注水的杀菌、除硫、缓蚀阻垢、进而达到降压增注效果的有效措施。

 

 

    采用“ZD－101”技术优于现行水处理技术。目前，纯梁首站纯化部分水处理药剂费为1.10元/m³按日处理污水5000m³计，年药剂费：1.1×5000×365=200.75万元/年，处理效果如表2         

                                                    

                                             表2 回注污水水质分析数据表

 

分析日期：             2003.11.27    检测依据：       SY/T5329-94  Q/SL0728-94

 

    由表2，可见综合达标率仅为45％，杀菌指标仅为7.7％，这样指标的水质，肯定是黑浊的，不可避免地造成对管网的严重腐蚀和地层的伤害。

    采用“ZD-101”技术，水处理药剂费为0.9元/m³按处理量50000 m³/d计，则年药剂费为0.9×5000×365=1642500(元/年)。全年节余药剂费为200.75-164.25=36.5万元，即使加上设备人工等杂费也不会突破现行费用。但可以保证水质达标。水质达标将不仅大大减缓设备管网的腐蚀速度，从而提高设备、管网寿命。而且能够清洗解堵地层，降压增注、提高产液量。这一系列的间接效益更是我们追求的目标。

    另：若对整个首站进行处理，药剂费为0.75元/m³，按处理量15000m³/d计,全年费用为：0.5×15000×365=4106250元，较现行的420万元/年，节余10万元/年。水质指标也将大大优于现在的指标。

 

 

    1．现场工作人员2-3人。

    2．操作间(设备、库房值班)60m²。

    3．在缓冲罐处按装设备和相应的流程改造。（见下图）

    4．药剂浓度分三个阶段添加：

    ①按15-20ppm连续加药3天，以予处理和系统管网清洗。

    ②按5－12．5ppm连续加药30天在水质达标的前提下，调整配方，优化药剂浓度。

    ③以优化的浓度值连续进行。

    5．安全操作规程(略)  

 

 

 

 

 

 

              图一 工程流程图 （首站）             

 

 

 

 

 

 

 

 

图二工程流程图 （纯化站）