SZ36-1油田群.doc

第二章SZ36-1油田群第二章 SZ36-1油田群第一节 油田概述一、 绥中36-1油田概述绥中36-1油田（简称SZ36-1）位于渤海辽东湾南部海域，即在东经12043至12105，北纬3952至4012范围内，距岸最近距离为46km，油田面积达43.3 km2。该油田位置海域水深为30m31m，冬季处于冰区边缘线南端。SZ36-1油田由试验区（包括A区及B区）、J区和新区（SZ36-1油田二期工程）组成。新区包括一座中心平台CEP，六座井口平台（WHP1WHP6），一条70km长原油上岸管道，12条油田内部集输海底管道，5条油田内部海底电缆和绥中陆地原油处理厂组成。新区油田由一座中心平台，六座井口平台，及许多油田内部集输海底管道，海底电缆组成。工程按油田开发时间分期制造和安装，WHP1、WHP2、WHP6、CEP，4座平台及陆地原油处理厂于2000年11月投产，WHP3、WHP4及WHP5于2001年11月完成。1 SZ36-1油田二期工程包括（1） 1座中心平台(CEP)（2） 6座井口平台(WHP1WHP6)（3） 中心平台到陆上终端混输海底管线( 69.52km，20 26)（4） WHP6平台到中心平台栈桥（5） WHP1平台到中心平台混输海底管线( 2.04km，10 14)（6） WHP2平台到中心平台混输海底管线( 2.17km，14 18)（7） WHP3平台到中心平台混输海底管线( 4.30km，14 18)（8） WHP4平台到中心平台混输海底管线( 3.42km，12 16)（9） WHP5平台到中心平台混输海底管线( 3.19km，12 16)（10） 老区APP平台到中心平台混输海底管线( 3.22km，12 16)（11） 中心平台到WHP1平台注水海底管线( 2.04km，10)（12） WHP1平台到WHP5平台注水海底管线( 2.13km，8)（13） 中心平台到WHP2平台注水海底管线( 2.17km，12)（14） WHP2平台到WHP3平台注水海底管线( 2.13km，10)（15） WHP2平台到WHP4平台注水海底管线( 1.79km，8)（16） 中心平台到老区APP平台注水海底管线( 3.22km，10)2 整个SZ36-1油田生产能力（包括试验区，J区及新区）最大液处理量：56，600m3/d最大油处理量：15,651.4m3/d最大污水处理量：52,514.3m3/d最大气产量：51,1443104m3/d最大注水量：53,314.3m3/d新区油田开采年限为20a，中心平台CEP自持力7d10d，工艺系统设计系数为1.2，注水系统设计系数为1.0。3 设施处理能力如下最大液处理量：41,314.3m3/d最大油处理量：11,488.6m3/d最大污水处理量：29,825.7m3/d最大气产量：37,643.7104Sm3/d最大注水量：39,168.6m3/d最大注水压力（井口）：12,100kPaA第二节 开发历程一、 开发历程1 油田总体情况概述表2-1 绥中油田概述油田位置辽东湾南部海域 东经12043至12105，北纬3952至4012含油面积43.3km2油层温度6264井口温度3550岩 性中、细砂岩，胶结疏松地层油粘度40、80、300mPas原始油气比2035油藏类型构造、岩性控制的层状油藏沥青质+胶质43%蜡含量1.51%盐含量1230mg/L油层埋深13001700m地面油密度0.9460.971g/cm3沉积相三角洲前缘相地层压力14.28MPa有效厚度4080m饱和压力1113MPa渗透率1005000md试验区投产1993年9月新区投产2000年12月原油储量2.88108 t油田采出度21%单井日产量105t/d油品性质重质稠油油田海域水深3031m管理模式SZ36-1油田属中海油天津分公司自营油田，天津分公司直接对该油田进行管理- 49 -第 - 49 - 页 共 23 页2 油田整体开发布署图AJBCDEFGH图2-1 绥中36-1油田整体开发部署图注：A、B、J为SZ36-1油矿一期开发工程、C、D、E、F、G、H为二期Z36-1油矿二期开发第三节 油田基础数据一、油田基础数据1 全油田储量油藏地质储量：2.88108t油田采出程度：21%油藏深度：1300m1600m2 油品性质2.1 原油特性地下原油粘度变化于13.4154.7mPas之间，平均70mPas，原始气油比介于2338m3/m3之间，体积系数在1.071.113之间，平均1.0943，为典型的常规重质稠油。主力油层储油物性好，具有高孔、高渗特征，油层孔隙度变化于26%35%之间，平均31%。渗透率在10010000md之间，平均2000md，但非均质性强。2.2 原油密度： 967.7kg/m3 （20） 949.5kg/m3 （50）2.3 凝固点： 62.4 蜡含量： 1.51% 2.5 胶质沥青质含量： 23.0%2.6 盐含量： 1230mg/L2.7 粘度： 表2-2 SZ36-1原油粘度与温度关系图 (mPas)温度()含水率(%)410203040506070800.90515991860960372568108351225814792106778523995722135091489672340186114206295025400940939371712794332194117306339431723907546752140976376.2210.1128.7404368511793640836321574944395825090140505029453152995803353913579073655210901205060/17.112.817.815.316.270/97.47.87.487.680/7.37.17.86.96.363 伴生气组份表2-3 伴生气组份表组份体积百分数(%)CO20.00N20.6CH496.8C2H82.53C3H80.12I-C4H100.00N-C4H100.00相对重度0.594 水组份及水质数据表2-4 水组份及水质数据表组 份地层水水源井水份Na+k+(mg/L)22492836Ca2+(mg/L)56601Mg2+(mg/L)24243Fe3+(mg/L)0.12Fe2+(mg/L)0.1Cl-(mg/L)19616044SO42-(mg/L)179CO32-(mg/L)390HCO3-(mg/L)1851171总矿化度(mg/L)67219895pH值6.5比重1.0第四节 生产情况概述一、 SZ36-1工程井数说明表2-5 SZ361油田工程井数（2005.10）平台号生产井（口）注水井（口）水源井（口）总井数（口）SZ36-1A247132SZ36-1B123015SZ36-1J124016SZ36-1E226129SZ36-1F267134SZ36-1H229233SZ36-1G257029SZ36-1C235230SZ36-1D217230总井数（口）187529248SZ36-1油田为天津分公司渤海地区主力油田，2001年新区生产平台投产后，该油田最高年产原油达500万吨，但随着生产年限的增长，油田年产量有所下降，2004年产油量为395万吨。SZ36-1油田各生产平台油井产液汇总至生产管汇，分别输送至中心平台CEP，由中心平台进行油气水预分离处理后再由外输泵外输至陆地进行处理。其生产井数由于油井的生产情况特殊，目前产油井保持在190口。目前SZ36-1油田主要问题及任务是保持高产、稳产，提高上游高效分离器脱水量及水质，减轻下游处理厂污水处理负担。二、油、气、水及注水流程工艺介绍1 绥中36-1上游原油处理流程绥中36-1油矿目前日产原油9356.3m3，产液含水约52%。其中老区日产原油约3368.9m3，二期日产原油5987.4m3。单平台日产原油量及产液含水详见下图2-2。如图所示36-1油矿（WHP1WHP6）平台的井产流体，老区APP平台的油水混合物，集中送往CEP平台生产分离器进行油、气、水分离，分离出的原油经生产加热器加热后，进入原油缓冲罐，经原油外输泵增压后输往陆上终端处理。分离出的生产污水经CEP污水处理流程处理后与D平台水源井水混合后，给老区各平台及D平台提供注水水源。目前原油处理药剂主要包括破乳剂，反相破乳剂，消泡剂，原油缓蚀剂，均为我公司提供。原油处理流程具体情况见图2-6绥中36-1油田原油处理流程及图2-7 SZ36-1油田总体开发主工艺流程示意图。1.1 各平台原油产量及产液含水情况图2-2 绥中36-1油矿产液数据及流程图1.2 中心平台原油处理系统 中心平台原油生产系统主要包括原油分离器，生产加热器，原油缓冲罐，原油外输泵等。1.2.1 原油分离器(CEP-V-101 A/B/C/D) 原油分离器为三相卧式分离器，正常情况下其操作条件为400kPa/7085，设计条件为750kPa/120。分离出的气体全部进入燃料气系统，含水原油进入生产加热器(CEP-H-102 A/B)，含油污水将进入生产水处理系统。1.2.2 生产加热器 (CEP-HE-102 A/B)原油热交换器为管壳式加热器，共有两台，每台热负荷为1,905kw。热油走管程，其设计压力和温度为950kPa/230，操作压力和温度为300kPa/200，被加热流体走壳程，其设计条件为750kPa/100，操作条件为400 kPa/6470，加热的原油进入原油缓冲罐。1.2.3 原油缓冲罐(CEP-V-102) 原油缓冲罐为两相分离器，由燃料气系统提供燃料气进行密封以保持罐内正常操作压力，满足原油外输泵入口压力要求。正常情况下其操作压力和温度为130kPa/6470，设计压力和温度为450kPa/100。分离出的气体进入火炬系统，含水原油送往原油外输泵入口。1.2.4 原油外输泵(CEP101 A/B/C/D/E)原油外输泵共设5台，四用一备。含水原油经原油外输泵增压到8,800kPa后进入海底管线，输往陆上终端处理。1.3 WHP6井口平台原油处理系统1.3.1 概述 WHP6平台与中心平台通过栈桥连接。WHP6平台原油生产主要包括计量加热器、计量分离器等设施。 （1) 井口管汇(W6-M-101、W6-M-102) 该区共有22口生产井，经油嘴节流后分别进入生产或计量管汇，出油嘴的流体操作温度及压力分别为3550/650kPa，每口井均设有井口翼阀，以备应急保护。 22口生产井的井流将汇集于生产管汇(W6-M-102)。当某一口井需要计量时,将其从生产管汇切换到计量管汇(W6-M-101)，进入计量流程，其它井的流体则经生产管汇汇集后过栈桥直接进入中心平台原油分离器(CEP-V-101A/B/C/D)进行处理。 （2) 计量加热器(W6-H-101) 计量加热器为管壳式加热器，热负荷为220kW，热介质走管程，其设计条件为1000KPa/230；被加热流体走壳程，其设计条件为1000kPa/90。来自计量管汇的单井物流通过计量加热器由3550加热到5060，然后进入计量分离器。 （3) 计量分离器(W6-V-101)计量分离器为二相立式分离器，其设计条件为900kPa/90，操作条件为550kPa/60。经加热后的单井物流，进入计量分离器进行二相计量，气相和液相出口均设有流量计。计量后的气体和液体重新混合并与生产管汇的流体一道通过栈桥直接进入中心平台原油分离器进行处理。其他井口平台均配备生产加热器，以保证海管输送温度。其它工艺与P6处理工艺保持一致。2 绥中36-1气处理流程介绍从原油处理系统分离出来的伴生气进入一级气体涤气器(CEP-V-201A/B)，一级气体涤气器为立式气液两相分离器，正常操作条件为3,800kPa/5060，设计条件为730kPa/90。液体靠液位调节阀控制排放到闭式排放系统，除掉夹带液体后的天然气从涤气器顶部排出，进入一级压缩机(CEP-C-201A/B)，经增压后压力由380kPa增到972kPa。由于增压造成的温度升高，将由一级压缩机后冷器(CEP-H-201A/B)冷却。一级后冷器为管壳式冷却器。冷却介质为海水，走管程，热天然气走壳程，当天然气被冷却到45左右后，进入二级气体涤气器(CEP-V-202A/B)。 二级气体涤气器为立式气液两相分离器。液体靠液位调节阀控制排放到闭式排放系统，除掉夹带液体后的天然气从涤气器顶部排出后进入二级燃气压缩机(CEP-C-202A/B)。经二级压缩机增压后气体压力升至2,850kPa后进入二级压缩机后冷器(CEP-H-202A/B)。该冷却器的冷却介质仍为海水，走管程，高压天然气走壳程，经海水冷却到45左右后进入燃料气涤气器(CEP-V-204)。 燃料气涤气器为立式气液两相分离器。涤气器正常操作条件为2,700kPa/45，设计条件为3,900kPa/75。液体靠液位调节阀控制排放到闭式排放系统，除掉夹带液体后的天然气从涤气器顶部排出，进入燃料气过滤器(CEP-F-201A/B)。燃料气的主要用户有：主发电机，注水系统密封气，火炬点火盘用点火气。3 生产污水处理系统3.1 概述生产污水处理系统布置在中心平台(CEP)，用于接收并处理来自原油处理系统的生产污水。系统主要设备有斜板隔油器、气体浮选机、含油污水输送泵、核桃壳过滤器、净水缓冲罐、反冲洗泵、反冲洗水缓冲罐、反冲洗返回泵等。生产污水经处理达到注水标准(含油量30ppm、悬浮物含量3mg/L、悬浮物颗粒直径3m)后作为注水水源注入注水井或直接排海。分离出的污油打回闭式排放系统。生产污水处理系统处理能力为2016m3/h。3.2 流程介绍来自于原油处理系统的生产污水首先进入斜板隔油器(CEP-V-301A/B/C/D/E/F)，将污水中携带的浮油脱除掉，浮油收集进入集油器，排入闭式排放系统。斜板隔油器内的油水界面高度由污水出口管线上的液位调节阀(LV-7311A/B/C/D/E/F)及污油出口管线上的自力式调节阀(PCV-7311A/B/C/D/E/F)联合控制。除掉浮油的污水进入气体浮选机，斜板隔油器为卧式容器，正常操作压力及温度为300kPa/5060，其设计压力及温度为650kPa/90。来自于斜板隔油器的污水进入气体浮选机，其主要作用是脱除污水中携带的小油滴和乳化油。气体浮选机为卧式容器，由气体出口管线上的自力式调节阀(PCV-7322)控制容器内压力为105kPa，以隔绝空气。正常操作温度/5060，其设计压力及温度130kPa/90。每台气体浮选机配有3台回流泵(CEP-P-3012A/B/C)及2个溶气瓶(CEP-V-3012A/B)。回流泵2台工作，另1台备用。回流泵从净水区取水，增压后打入溶气瓶，由燃料气系统提供燃料气，溶气瓶把燃料气分散到水中形成溶气水，通过气体浮选机内的布气头分布到污水中并形成微气泡。通过微气泡携带作用脱除污水中的小油滴和乳化油。污油撇入污油槽，排入开式排放系统。来自于气体浮选机的污水进入含油水输送泵(CEP-P-301 A/B/C/D/E)，压力提升到450kPa后，进入核桃壳过滤器。含油水输送泵设有5台，其中4台工作，另1台备用，每台泵的额定排量为504m3/h。经增压后的生产污水进入核桃壳过滤器(CEP-F-301A/B/C/E/F/G/H/I/J)，核桃壳过滤器正常操作压力及温度为450kPa/5060，其设计压力及温度为800kPa/90。核桃壳过滤器共设有10台，正常工况条件下9台运行，另1台备用。核桃壳过滤器由时间信号或压差信号控制反洗。经核桃壳过滤器过滤除去生产污水中的油和悬浮固体，最终达到注水标准(含油量10ppm、悬浮物含量3mg/L、悬浮物颗粒直径3m)后进入净水缓冲罐(CEP-T-302)或直接排海。核桃壳过滤器由反冲洗泵(CEP-P-302A/B)从净水缓冲罐吸水增压进行反冲洗，从核桃壳排出的反冲洗水进入反冲洗水缓冲罐(CEP-T-303)，然后由反冲洗水返回泵(CEP-P-303A/B)打回生产污水处理系统。净水缓冲罐和反冲洗水缓冲罐均为常压方罐，由惰气系统提供惰气进行密封以隔绝空气，内设有加热器，防止液体冻结。D平台水源井水经处理后，输往CEP下甲板T302清水罐内，同时在2004年8月，CEP生产污水通过清污混注工程进入清水罐内，两水混合后经注水增压泵增压后，供D平台及老区注水，CEP老区注水经A区统一分配，一部分与A15井水源井处理后的水相混合供A平台注水，CEP老区剩余注水分别供B区及J区注水。3.3 CEP生产污水流程图2-3 绥中36-1CEP 生产污水处理及清污混注流程图4 注水系统4.1 概述SZ36-1油田二期的注水水源由WHP1、WHP2、WHP3、WHP5、WHP6井口平台的水源井和中心平台（CEP）的生产污水组成。地下水经过除砂、过滤，处理合格后悬浮物含量3 mg/L。生产污水经过处理合格后含油量30ppm，悬浮物含量4mg/L。两种水经注水泵加压后注入到注水井。两种水源既可合注，也可分注。整个生产期间以注地下水为主，处理合格的生产污水作为补充。注水压力为12,100kPa，最大注水量为53,308.8m3/d。目前SZ36-1油矿的注水来源以水源井为主，其中C平台除供本平台注水外，多余水源井水输往E平台，与E平台剩余水源井水一同输往CEP；H平台除供本平台注水外，多余水源井水输往F平台，与F平台剩余水源井水供G平台注水，F平台剩余部分注水输往CEP平台；D平台水源井水经处理后，输往CEP下甲板T302清水罐内，同时在2004年8月，CEP部分生产污水通过清污混注工程进入清水罐内，两水混合后经注水增压泵增压后，供D平台及老区注水，CEP老区注水经A区统一分配，一部分与A15井水源井处理后的水相混合供A平台注水，CEP老区剩余注水分别供B区及J区注水，具体情况参见以下注水分配流程简图2-5。4.2 注水处理设备参数介绍地下水的温度为60，由地下水泵（W1/W2/W3/W5-P-352）将其提升到除砂器入口，泵的排出压力为500kPa，排量为125m3/h。除砂器橇（W1/W2/W3/W5-V-351），将除去地下水中的砂和较大的固体颗粒。其处理能力为125m3/h，操作压力为500kPa。除砂器橇（W6-V-351）的处理能力为250m3/h，压力及其他操作与上述相同。除砂器过后，进入细滤器（W1/W2/W3/W5-F-352A/B）。其操作压力为400kPa，温度为60，处理能力125m3/h。随后进入井口保护滤器（W1/W2/W3/W4/W5-F-351A/B），井口滤器有两台，一开一备，其操作压力为300kPa，温度为50，处理能力为236m3/h（WHP1）、276m3/h（WHP2）、360m3/h（WHP3）、220m3/h（WHP4）、226m3/h（WHP5）。4.2 注水泵运行工况（1） 用于注水井增压：有两台注水泵，一开一备。其排出压力为12100kPa，排量为118m3/h（WHP1）、138m3/h（WHP2）、180m3/h（WHP3）、110m3/h（WHP4）、113m3/h（WHP5），将处理合格的水注入WHP1/WHP2/WHP3/WHP4/WHP5井中。（2） 用于WHP1、WHP2、WHP3、WHP4、WHP5至CEP上的输油海底管线的置换：在这种情况下，排量约为100m3/h，排出压力约1400kPa。注水泵（W6-P-352A/B）也有两种工况：其一同上（1），只是排量为157.5m3/h；另一用于CEP至岸上的输油海底管线的再启动。4.3 二期卫星平台注水处理流程 图2-4 二期卫星平台注水处理流程示意图注：除D平台外，其它各卫星平台均设有井口保护滤器。4.4 注水井数、水源井数、产量计量对比表2-6 绥中36-1油矿产注水液量对比图产、注对比水源井产量(m3)注水井注水量(m3)EW1160005、07、15、17、25、271591.2FW1、W2200006、08、10、17、19、26、282618H28、W1366801、03、05、07、17、19、29、31、332869G/06、14、22、24928.5C20、W322502、04、11、19、211390.1DW1、W2282001、08、10、17、19、27、292928A15225110、23、32、02、08、13、19、21、303577B/02、13、151130J/03、04、06、14865污水/5227.7/综合20791.717896.84.5 目前注水产量流向图图2-5 绥中油矿注水处理流程示意图 第二章 SZ36-1油田群 4.6 主要设备性能/参数表2-7 绥中36-1油矿主要设备性能参数表序号设备编号设备名称总数其中备用压力 MPa(a)温度 形尺寸 DL(T/T)(mm) (LWH)处理能力(m3/h)实际处理量(m3/h)备注1CEP-V-101 A/B/C/D高效分离器4/0.465854m(ID)16m(S/S)196(油)656(水)600(油)250(水)以6000m3为例3CEP-V-301A/B/C/D/E/F斜板除油器640.350603.6m(ID)9.6m(T/T)336125最后一级PP丝于11月全部清除完毕4CEP-T-301A/B加气浮选器110.10550603.2m(ID)15.9m(S/S)1008250年底进行并联改串联无备用5CEP-F-301A/B/C/D/E/F/G/H/I/J核桃壳过滤器160.45506022463存在各罐液量处理不均的现象6F-351纤维球细滤器110.4601.5m（ID）3.5m（S/S）125125（D）其它各平台随处理量不同而不同图2-6 绥中36-1油田原油处理流程图2-7 SZ36-1油田总体开发主工艺流程示意图第五节 绥中36-1陆地终端情况一、 原油系统上游原油经过约69km的DN500海管进站压力为0.45MPa(A)，温度为50，进站后首先与电脱水器回掺污水混合升温到69.7，然后与来自油/油换热器（TF-HE-0101AJ）的合格原油进行换热，使原油的温度升高到72进入两个沉降罐。每个沉降罐(TF-T-0101A/B)的容积为5000m3，原油沉降时间约10小时，沉降后的原油含水小于25%，温度约为70，经进料泵（TF-P-0101A/B/C/D）升压到0.85MPa（A），与电脱水器来的合格原油在油/油换热器（TF-HE-0102AJ）中换热，使温度升高到92.5，再经过加热器（TF-H-0101AD）升温到120，进入电脱水器（(TF-V-0101AF)，电脱水器的操作压力/温度为0.5MPa/120，进入电脱水器的原油含水小于25%，脱水后的原油含水小于1%。合格的原油经过两级油/油换热器使合格原油冷却到76，进入原油储罐（TF-T-0201A/B/C）。当脱水后的原油含水大于1%时，原油换热后进事故罐（TF-T-0202B）；为进一步脱出上游来液中的天然气，稳定原油流程，新建了原油稳定装置区，在电脱出口将原油引至稳定区脱气，处理后的原油再回到原流程；原油处理能力为500万吨/年，在旅大厂区扩建后原油处理能力增加208万吨/年，达到708万吨/年。二、 生产污水系统针对绥中36-1油田污水特点，本工程采用了：粗粒化聚结除油、气浮、混凝沉降、过滤四级进水工艺。具体如下：1 采用自然沉降加高效聚结分离工艺自5000m3原油沉降罐来的污水，水质、水量、变化波动较大，首先设调储罐，对水质、水量进行均质均量，以保证后续构筑物的平稳运行，并对大粒径浮油及悬浮物进行去除，使污水含油由1000mg/l降至400mg/L左右，使COD由2000mg/L降至11001500mg/L。随后含有大量乳化油的含油污水进入粗粒化斜管除油罐，通过对稠油油田污水处理效果较好的聚丙烯小球高效聚结材料，使小油滴聚结为大油珠，在经斜管沉降、分离、去除水中细小粒径的分散油及部分乳化油，使含油从400mg/L降至100mg/L左右，同时也去除污水中COD，使COD由1500mg/L降至600900mg/L。2 采用气浮工艺水中含油量降至100mg/l左右时，大部分为乳化油，仅靠自然沉降、聚结已难以有效去除，需再上一级气浮工艺。通过投加高效浮选剂，再经专利技术的气体喷射器产生微米级的均匀、密集气泡，从而去除水中细小乳化油及固体颗粒，使含油从400mg/L降至10mg/L20mg/L左右，同时也去除污水中COD，使COD由600900mg/L降至400500mg/L。气浮工艺原理是原水从气浮装置上部进入，设在下部的喷射器产生微小气泡上浮，将水中的细小油滴和固体悬浮物吸附后形成浮渣（油），上升至液面，分离渣（油）后使水净化。罐内装有液位监测仪表，当液位变化时，自动控制出水管上的调节阀，以保持恒定的液位，保证分离出的污油进入收油槽。收油槽的液位到一定位置时，通过自动控制阀门，自动打开排油阀收油。收油后，阀门自动关闭。除油后的水由罐底部流出。为了保持气液界面，增加气泡量，保证产生的气泡均匀、密集、需不断向气体喷射器供压缩空气。为更有效地进行油水分离，在操作的同时投加适量的浮选剂。3 采用混凝沉降工艺在上述除油处理的基础上，悬浮物也得到去除，使悬浮物含量小于50mg/L，水中含油降至10 mg/l20mg/L左右，尽管水中悬浮物含量、含油都已很低，但COD含量仍较高，主要原因是集输过程中投加的多种药剂，溶于水的各类有机物质及胶体物质、悬浮杂质等体现出的COD含量仍未去除，需通过加药絮凝、沉降才能去除上述物质。因此再上一级混凝沉降工艺，通过加药絮凝使胶体脱稳、沉降，再利用加药絮凝沉降产生的泥渣层的高效吸附、截留作用，去除污水中的细小悬浮颗粒和胶体物质，吸附污水中有机物质及各类药剂有机物，以去除大量COD，使含油从10mg/l降至5mg/l左右，使COD含量从500mg/l降至350mg/l左右。澄清罐先进的排泥措施，能不断排除多余的陈旧泥渣，其排泥量相当于新形成的新鲜泥渣量。因此泥渣层始终处于新陈代谢状态，始终具有接触絮凝的作用。4 采用过滤工艺澄清沉降罐出水含油已很低，但出水中还可能携带出一定量的有机悬浮物，使COD含量仍很高，因而再设一级双滤料过滤器，进一步去除悬浮物及油，保证出水达到含油510mg/l，COD降到350mg/l以下。随时监测过滤器出水水质，如果水质达标，可直接外排；如果水质不达标，再返回主流程进行处理。（在COD生化处理装置投用后，水质增加了几级再处理装置，可以提高出水水质，基本上避免了污水打循环的操作）。经物料平衡计算，当本工程处理原水量为6000m3/d，每天能回收原油（含水50%）12.1t/d，每天排出污泥3.75t/d(含水40%)，每天排出合格污水5984.15m3/d。生产污水系统处理能力为210万吨/年。三、 控制指标污水排放水质指标：石油类：510mg/L，悬浮物150mg/L，化学需氧量（COD）350mg/L，硫化物1.0mg/L，挥发酚1.0mg/L，氨氮25mg/L，磷酸盐（以P计）1.0mg/L。 第二章 SZ36-1油田群 图2-8 SZ36-1原油处理厂原油、污水处理流程第六节 SZ36-1油田上游水处理药剂使用表表2-8 药剂使用情况列表平台号水源井/污水处理量(方)药剂名称加药浓度(ppm)加药点SZ36-1A2150BHDH-0115A细滤器入口2150BHDF-0115A细滤器入口2150BHDS-0131.2A细滤器入口2150BHZ-0431.2A细滤器入口SZ36-1C3000BHDH-0124C除砂器入口3000BHDF-0122C细滤器入口3000BHDS-0172(冲击)C细滤器入口3000BHZ-0424C除砂器入口SZ36-1D&CEP5000BHDH-0126D细滤器入口5000BHZ-0420D细滤器入口6000BHZ-04(OW)13CEP斜板除油器入口6000BHDF-01(OW)22CEP加气浮选器入口6000BHQ-10(OW)30CEP斜板除油器入口6000BHFX-01(OW)13CEP加气浮选器入口SZ36-1E1500BHDH-0122E除砂器入口1500BHDF-0122E细滤器入口1500BHDS-01240(冲击)E细滤器入口1500BHZ-0422E除砂器入口SZ36-1F2000BHDH-0140F除砂器入口2000BHDF-0125F细滤器入口2000BHDS-01180(冲击)F细滤器入口2000BHZ-0425F除砂器入口SZ36-1H3200BHDH-0120H除砂器入口3200BHDF-0114H细滤器入口3200BHDS-01180(冲击)H细滤器入口3200BHZ-0420H除砂器入口 第二章 SZ36-1油田群 第七节 项目案例一、SZ36-1清污混注项目2004年8月，SZ36-1清污混注项目正式启动。在此之前采技服SZ36-1油气水项目组对CEP生产污水与水源井水两种水源不配伍问题进行了研究。不配伍的主要原因为两水源混合后形成大量黑色硫化物沉淀，水质不达标无法进行注水。在天津分公司各级领导的支持下，我公司积极组织人力物力，引进二氧化氯水处理技术。二氧化氯发生装置虽然在运行初期，运行时率以及处理效果得不到有效保证，但是经过一年多的整改，目前设备运行正常，且除硫杀菌功能有所保障，在某种程度上解决了清污混注配伍性问题。二、SZ36-1油田反相破乳剂应用2005年1月，由于SZ36-1老区AI产液发生变化，造成绥中36-1CEP生产污水水质急剧恶化，致使绥中上下游生产污水处理告急。SZ36-1油气水项目组立即启用了反相破乳剂的备用方案，通过服务人员反复试验论证，确定了BH-01与BH-169最佳配比方案，经现场试验后取得了成功，反相破乳剂BH-169的应用及时解决了原油破乳及污水处理的难题，至今此方案仍在采用。随着绥中36-1老区注聚作业的持续深入，将不可避免地造成产液乳化加剧现象，引发水处理难题，对此我项目组人员还在不断努力筛选评价出各种备用药剂。三、 目前存在的问题（1） 上游产液生产污水已经连续增加，但是仍不能满足外输含水达到30%以下；（2） 老区J、A平台相继进行聚合物驱油，直接影响产液破乳脱水难度；（3） LD5-2投产后，产液直接与CEP外输产液混合，共同输往陆地终端。对综合含水率将造成一定影响；（4） 2004年8月开始进行清污混注，不能保障混合水源注水水质达标，将对以后的油田开采处理造成难题；（5） 老区A、B、J产液含水增高，造成海管结垢，海管输送压力升高；（6） 二期各平台产液含水也在逐年升高。第八节 平台信息一、 倒班信息、登平台路径电话信息、平台信息、作业区信