董志恒 罗 军 李学强

(湛江南海西部石油勘察设计有限公司 广东湛江 524057)

涠洲油田群生产水减排方案研究与实践

董志恒 罗 军 李学强

(湛江南海西部石油勘察设计有限公司 广东湛江 524057)

随着涠洲油田群逐步进入开发后期，生产水逐年增多，油田原有的生产水处理设施的处理能力和处理后的水质已不能满足生产及国家节能减排的要求。本文结合整个涠洲油田群目前实际的生产运营状况，对该油田群未来几年的生产水配产进行了预测，通过利用生产水替代海水回注驱油、在整个油田群增加一套高精度污水处理系统以及将生产水通过污水井回注非目的层等创新性措施，对原有的生产水处理方案进行了优化调整，区域性统筹解决了该油田群日益增多的生产水处理难题。目前，优化调整后的生产水处理流程已通过系统调试并顺利投产，运行处理效果良好，达到了节能减排、降本增效的目的。

涠洲油田群；生产水处理；减排方案；替代海水回注驱油；高精度污水处理系统；污水井回注非目的层；节能减排；降本增效

涠洲油田群位于我国南海北部湾海域，主要包括涠洲11-1、涠洲11-4N、涠洲12-1及涠洲12-8W/6-12油田等，已形成原油产量超过230万m3/a的规模，目前已建及在建平台主要有WZ12-1 PUQ、WZ12-1 PUQB及WZ11-4N WHPB等20多座。随着涠洲油田群逐步进入开发后期，主要面临2个方面的难题：一是地层产出液的含水率越来越高，有的油田已高达90%，致使生产水越来越多，原有设施的处理能力及水质标准已跟不上生产的要求[1]；二是国家对节能减排要求日益严格[2],且涠洲油田群处于国家划定的“优质种质资源保护区”海域范围内，根据相关规定，该区域在2011年后不能再向海洋增排生产水，且不能设置新的排海口[3]，从而限定整个涠洲油田群直接排放的生产水量必须维持在2011年的水平，即不能超过7 500 m3/d。同时，随着该油田群的后续开发，目前只依靠简单处理进行回注的渠道过于单一，已经不能满足整个涠洲油田群的生产水处理需求。为了解决上述难题，本文对整个涠洲油田群未来几年的生产水量进行了预测，并兼顾新开发油田的生产水配产，以此为基础对原有的生产水处理方案进行了优化调整，区域性统筹解决了涠洲油田群生产水日益增多的难题，节能减排效果显著，对类似油田生产处理有一定借鉴意义。

1 生产水量预测与分析

2015—2020年整个涠洲油田群生产水配产及生产水富余量预测如表1所示。

表1 涠洲油田群各年份生产水配产预测

注：生产水富余量=生产水总量-国家允许排放量(7 500 m3/d)。

目前，涠洲油田群的生产水处理能力约为17 520 m3/d，生产水处理合格后通过直接排放与地层回注2种方式可以全部解决，处理流程如图1所示。但是，随着生产年份的增加，整个涠洲油田群的生产水量也逐年递增并将在2020年达到23 294 m3/d。由于二期开发将产生更多的生产水，由表1可见，整个油田群单日的生产水总量将在2016年即超过现有设施的处理能力。同时，除去直接排海的部分，富余部分生产水量在2015年就已超过了现有地层的注水极限(8 550 m3/d)，亟需对整个生产水处理方案进行调整。

图1 涠洲油田群生产水基本处理流程图(富余生产水未优化调整前)

2 生产水处理方案优化调整

2.1 生产水处理流程扩容改造

WZ12-1 PUQ及WZ12-1 PUQB作为整个涠洲油田群生产水中心处理平台，分别设有流程相同的处理系统，基本处理流程如图1所示(富余生产水未优化调整前)。经过对原有流程的扩容改造，增设1套水力旋流器及纤维球精细滤器，使WZ12-1PUQ平台污水系统处理能力为9 000 m3/d，WZ12-1 PUQB平台处理能力为14 400 m3/d，整个涠洲油田群的污水处理能力达23 400 m3/d，能够满足2020年生产水总量(23 294 m3/d)的处理需求。

尽管涠洲油田群生产水经过该套基本流程处理后，水质标准可以达到直接排放的要求[4],即含油量小于20 mg/L、固体悬浮物小于5 mg/L，可每天向大海排放生产水7 500 m3(国家允许排放量)。但对于未排放的富余生产水，还需要根据其用途利用相应设备继续进行优化处理。

2.2 富余生产水优化处理方案

为了解决富余的生产水，最有效的方法就是利用注水井将其回注到贮水能力较强的非目的层，或者回注到目的层进行驱油增产[5]。根据标准SY/T 5329—2012[6]，容纳地层的物理特性不同，对回注生产水的水质要求也不同(表2)，因此须采用不同的方案对未排放的富余生产水进行处理。

表2 碎屑岩油藏注水水质推荐控制指标

2.2.1 利用生产水替代海水回注驱油

按照涠洲油田群原始设计方案，由于初期的生产水量并不能满足回注量的要求，故整个油田群通过在WZ12-1 PUQ平台设置一套海水精细处理系统，将海水处理至B2级水质后输往WZ12-1 PUQ、WZ12-1 WHPB和WZ6-9/10 WHPA 3座已建平台，再通过井口注入目的地层进行增压驱油。而根据该油田群目前实际的生产动态，一方面日益增多的生产水无法处理，另一方面仍采用生产成本较高的海水进行回注的方案显然不合理。

基于上述问题，从节能减排及降本增效的角度出发，创新提出采用生产水替代海水进行回注驱油的调整方案，其具体实施办法为：减少平台海水提升泵的运行数量，停运海水细过滤器、脱氧塔、真空泵等处理设备，直接利用已有的增压泵、注水泵及海底管道将处理合格的生产水输至各平台替代海水回注。该方案的优点在于：可以降低平台大量用于处理海水的能耗，省去海水细滤器、脱氧塔等设备的操作维修费用，关键是能够解决数量相当可观的一部分生产水。经过粗略估算，采用生产水替代海水回注可使油田能耗及维修操作费用等生产成本最高节省人民币约271万/a。同时，与海水相比，生产水来自于地层，其与储层的配伍性更高，不会引起储层的敏感性反应而堵塞地层孔隙[7]，对提高采收率也可起到一定作用，经济效益显著。

2.2.2 将生产水作为油田群二期开发回注水源

涠洲油田群二期开发包括WZ11-4N WHPB、WZ11-4 WHPC等新建平台，由于地层压力不足，均采用注水的方式进行开采。以此为契机，统筹考虑采用生产水作为注水水源。根据该油田群油藏地层的物理特性，由于渗透率较低，水质标准须达到A2级(表2)，因此需要在中心平台WZ12-1 PUQB上新增一套生产水深度处理系统。

该套生产水深度处理系统的核心设备是陶瓷膜精细滤器，与传统的多介质细过滤器及纤维细滤器相比，其最大的优势为不但能精细过滤微小的固体颗粒，还能很好地控制污水的含油量，且水质稳定，经其处理后的污水能很好地满足低渗透油田A2级注水水质要求[8-10]。该套生产水深度处理系统能兼顾处理替代海水回注及二期开发平台回注的生产水量，而且生产水缓冲罐中含油量小于20 mg/L的生产水，处理至A2级水质后即可通过增压泵输往各平台进行回注，流程如图2所示。

2.2.3 将生产水通过污水井回注非目的层

除了可以直接排放及回注驱油的生产水，剩余的生产水将全部回注至容水能力较强的非目的层，以达到减排的目的。目前，整个涠洲油田群在WZ12-1 PUQ平台通过2口污水井(A13、A15井)将多余的生产水回注地下，地层已达设计注水极限(8 550 m3/d)。据估算，涠洲油田群在2020年高峰期每天有9 730 m3的多余生产水需要回注污水井，需要增加新的注水井口。根据就近原则，在WZ12-1 PUQ平台进行回注可以省去长距离的海底管道及外输增压设备，但是该平台已没有多余的注水井口，若重新钻井将会产生庞大的成本支出，因此从工程角度考虑可以利用2口低产油井(A14、A16b井)转为注水井进行回注。目前WZ12-1PUQ平台4口井回注储层渗透率均大于500 mD，主要流动孔喉半径最小平均值为3.9 μm，按照标准SY/T5329—2012[6]推荐水质标准为C3级,因此生产水缓冲罐中的水质能够满足要求，可以通过注水泵直接回注井口。

图2 涠洲油田群生产水深度处理系统示意图

3 工程实践

整个涠洲油田群优化调整后的生产水处理方案如图3所示，其中虚线框内为新增加的部分。

表3给出了涠洲油田群生产水排放及回注方案联合配产，可见采用以上几种方案能够很好地解决该油田群日益增加的生产水排放问题，同时可以保证油田群后续开发的顺利进行。当然，对于处理合格的国家允许直接排放的7 500 m3/d生产水，由于目前该油田群能力所限无法全部回注，从环保角度出发，若条件成熟后也可建议将其回注至地下，真正实现零排放。

涠洲油田群生产水减排方案涉及到的现场调整主要集中在WZ12-1 PUQ及WZ12-1 PUQB中心平台。工程实践表明，通过增设水力旋流器及纤维球精细滤器对涠洲油田群生产水整体处理能力进行了扩容，在WZ12-1 PUQB平台增设陶瓷膜细过滤器、注水罐及注水增压泵等设备对生产水进行精细处理，满足了该油田群二期开发的需求。目前，优化调整后的涠洲油田群生产水处理流程经过系统调试已经顺利投产，运行处理效果良好。

表3 涠洲油田群生产水排放及回注方案联合配产

4 结束语

为解决涠洲油田群生产水日益增多、国家节能减排要求日益严格的问题，对该油田群生产水处理方案进行了优化调整。按照调整后的方案，有效地解决了整个涠洲油田群逐年增多的生产水处理问题，严格控制排放量不超过国家规定指标，并且使排放比例逐年下降并预计于2020年最低削减至32.2%，减排效果显著；同时通过方案优化还降低了油田生产成本，提高了经济效益，起到了降本增效的作用。本文研究成果可为类似海上油田生产水减排处理提供借鉴。

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(编辑：吕欢欢)

Research and practice for reducing produced water emission in Weizhou oilfields

Dong Zhiheng Luo Jun Li Xueqiang

(ZhanjiangNanhaiWestOilSurvey&DesignCo.Ltd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

As Weizhou oilfields group gradually matures into late stage development, the amount of produced water increases a great deal, which leads to the capacity of the original water treatment facilities and the quality of the treated water cannot meet the requirements of the production and the national energy-saving and emission-reduction. The produced water proration of the oilfields group in the next few years was predicted based on the current actual operation status of Weizhou oilfields group. By substituting seawater with produced water for water flooding, adding a high accuracy water treatment system to the whole oilfields group, and re-injecting the produced water to the non-target strata through wastewater disposing wells, the original produced water treatment scheme was adjusted and optimized, solving the regional problem of increasing produced water in the oilfields group comprehensively. Up to now, the optimized treatment scheme after optimization has passed the systematic debugging and been put into operation successfully with a good treatment result, achieving the purpose of energy-saving and emission-reduction, as well as cost-decreasing and benefit-enhancing.

Weizhou oilfields group; produced water treatment; emissions reduction scheme; non-seawater flooding; high accuracy water treatment system; re-injection to non-target stratum; energy-saving and emission-reduction; cost-decreasing and benefit-enhancing

董志恒，男，工程师，2005年毕业于中国石油大学(华东)，获学士学位，主要从事与海洋油气田开发相关的规划设计工作。地址：广东省湛江市坡头区11号信箱(邮编:524057)。E-mail：dongzhh2@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0146-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.023

TE45;TE992.2

A

2015-05-22 改回日期：2015-08-17

董志恒,罗军,李学强.涠洲油田群生产水减排方案研究与实践[J].中国海上油气，2016,28(1)：146-150.

Dong Zhiheng,Luo Jun,Li Xueqiang.Research and practice for reducing produced water emission in Weizhou oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):146-150.