陕北某气田气液降压分离系统污水结垢原因分析及防垢方法研究

2015-04-28王新强蒋晶晶陈晓春张世虎白海涛

西安石油大学学报（自然科学版） 2015年2期

王新强，蒋晶晶，陈晓春，张世虎，白海涛

(1.西安石油大学化学化工学院，陕西西安 710065； 2.长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300； 3.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500)

王新强1，蒋晶晶2，陈晓春2，张世虎2，白海涛3

针对陕北某气田气液降压分离系统结垢严重的现象，通过分析站内污水水质、结垢产物组成、天然气组成、污水配伍性和运行工况等，找出结垢原因并提出相应的处理措施。分析结果表明：结垢产物主要为CaCO3，污水中成垢离子含量高、污水不配伍、压力骤降引起CO2分压降低促进CaCO3形成是气液降压分离系统结垢的主要原因。提出将阻垢剂加药点移至计量分离器出口，投加100 mg/L的阻垢剂WT-225，防垢效果显著。

气液降压分离系统；闪蒸分液罐；结垢预测；污水配伍性；防垢措施

陕北某气田污水处理站建于2012年，为天然气集气和采出水处理功能于一体，日处理天然气5×105m3、采气水300 m3左右。采用闪蒸分液罐进行气水分离，主要处理1#井和2#井采出水(1#井和2#井采出水体积比约为3∶2)和少量外运污水，设计污水处理规模500 m3/d。工艺流程见图1。

图1 陕北某气田污水处理站工艺流程

闪蒸分液罐是降压分离系统的主要装置，由缓冲板、螺旋体、水封筒体、隔板和气体整流器等部分组成，主要作用是对天然气采出污水进行闪蒸实现气分液和放空，使用天然气疏水阀排污代替手动或电动排液，防止了放空天然气进入污水处理系统和不能及时排污，增强了天然气放空系统的安全性，减少了操作人员，降低了生产成本[1]。但闪蒸分液罐内存在压力突变，容易引起CaCO3结垢。

该污水处理站站内结垢严重，运行不到一年时间，闪蒸分液罐内及出口到卸车池之间的管线结垢厚度达2 cm。垢物为黑色、层状坚硬固体。为此，对该站污水水质、天然气组成、结垢产物组分、污水配伍性和运行工况进行分析来判断结垢的主要原因并提出相应的处理措施。

1 污水水质分析

依照《SY/T 5523-2006油田水分析方法》分别对不同时间采集的1#井和2#井采出水进行全面质量分析，分析结果见表1。

由表1可见，采出水呈弱酸性，采出水水质不稳定、成分复杂、矿化度高。成垢离子含量高，可能产生碳酸盐垢、硫酸盐垢和硫酸钡锶；铁离子含量高，也可能引起腐蚀和沉降堵塞产物[2]。因此，站内污水具备潜在结垢条件。

2 天然气组成分析

依照《GB/T 13610-2003 天然气的组成分析气相色谱法》分别对不同时间计量分离器采集的进站天然气进行组成分析，主要组分分析结果见表2。

表1 采出水质量分析结果

表2 天然气组成分析结果

由表2可知：进站天然气中CO2含量高(体积分数平均约4%)。计量分离器工作温度为55 ℃、压力为6 MPa，计量分离器中产出水溶解CO2量较大，CO2在水中可转变为碳酸根和碳酸氢根。因此，压力较高时，水中主要存在Ca(HCO3)2，随着压力的降低，很容易形成碳酸钙结垢[3]。

3 结垢产物组成分析

采用化学容量法[4]对闪蒸分液罐出口管线内结垢产物进行组成分析，为结垢原因分析提供依据。分析结果见表3。

由表3可见，污水处理站结垢产物主要为CaCO3、CaSO4和BaSO4含量较少。因此，1#井和2#井采出水可能存在不配伍，需对2种水混合后的碳酸钙结垢趋势进行研究。

表3 结垢产物组分分析

4 污水配伍性分析

结CaCO3垢与污水水质、温度、压力和CO2分压等有关[5-6]。由于站内管线外有保温层，产出水温度从计量分离器至卸车池变化不大(约为55 ℃)，因此温度变化不是站内结垢的主要影响因素。计量分离器内压力为6 MPa，闪蒸分液罐内压力为常压，压力骤降导致CO2分压减小，产出水中CO2释放，HCO3-分解生成CO32-，导致CaCO3结垢加剧[7-10]。CaCO3结垢反应方程式如下：

Ca2++2HCO3-→CaCO3↓+CO2↑+H2O

因此，选择《SY/T 0600-2009 油田水结垢趋势预测》中考虑压力和温度的Oddo-Tomson饱和指数法预测1#井和2#井产出水混合后的CaCO3结垢趋势。Oddo-Tomson饱和指数法预测CaCO3结垢判别方法是IS>0，结垢；IS=0，临界状态；IS<0，不结垢。1#井和2#井采出水水质取表1中的3次水样分析结果的平均值，体积比为3∶2，天然气产量为5×105m3/d，产水量为300 m3/d，CO2体积分数为4%。预测温度选取闪蒸分液罐工作温度55 ℃，预测压力从6 MPa降至0.1 MPa，预测结果见表4。

表4 不同压力下产出水CaCO3结垢趋势预测结果

由表4可见，产出水配伍性分析和结垢产物组成分析结果相符，1#井和2#井产出水混合后化学不稳定，配伍性差，压力下降后存在严重的CaCO3结垢趋势。由此可见，污水处理站结垢的主要原因之一为产出水不配伍。所以，产出水不配伍和闪蒸分液罐内压力骤降共同决定了闪蒸分液罐到卸车池之间的管线结垢严重。

5 阻垢剂的筛选及加量确定

化学防垢为最常用的防垢方法，陕北某气田污水处理站采用投加阻垢剂进行污水防垢处理。污水处理站结垢产物主要为CaCO3，因此需选取CaCO3垢型阻垢剂。依据《Q/SY 126-2007油田水处理用缓蚀阻垢剂技术要求》在目前油田常用的5种阻垢剂中以碳酸钙阻垢率为指标进行筛选。筛选结果见图2。

图2 CaCO3型阻垢剂的筛选

由图2可见，5种阻垢剂中WT-225的CaCO3阻垢率最高，选取WT-225为陕北某气田污水处理站用阻垢剂，并对其加量进行确定。

将1#井产出水和2#井产出水分别用0.45 μm微孔滤膜过滤，按V(1#井产出水)∶V(2#井产出水)=3∶2混合均匀，混合后水样总体积为200 mL，作为空白。同时将过滤后的产出水按照上述比例混合，分别加入质量浓度为60 mg/L、80 mg/L、100 mg/L、120 mg/L的WT-225，55 ℃下放置24 h，分别测定阻垢率，从而确定阻垢剂的最佳质量浓度。测定结果见图3。

图3 WT-225质量浓度的确定

由图3可见，阻垢率随着WT-225质量浓度的增加而增加，当WT-225质量浓度达到100 mg/L后，增加WT-225加量，阻垢率基本不再增加。因此，确定WT-225的质量浓度为100 mg/L。

6 防垢处理改造措施

由污水处理站流程图(图1)可见，原有缓蚀阻垢剂加药位置在净化罐之前，只能缓解净化罐回注污水的结垢，而站内主要存在的问题是站内结垢严重。因此，将缓蚀阻垢剂加药点前移至计量分离器出口部位，使缓蚀阻垢剂对整个处理站污水起到阻垢作用。对站内加药流程进行改造后，运行半年未发现降压分离系统有明显结垢。因此，阻垢剂加药点前移至闪蒸分液罐前，选取WT-225质量浓度100 mg/L作为陕北某气田天然气处理厂防垢改造措施是成功的。

7 结论

(1)污水处理站污水主要来源1#井和2#井采出水中的成垢离子含量高，由结垢预测可知污水不配伍，存在严重的CaCO3结垢趋势。

(2)闪蒸分液罐中压力骤降，CO2分压减小，导致CaCO3结垢加剧，使得闪蒸分液罐及其到卸车池之间的管线结垢最为严重。

(3)提出将缓蚀阻垢剂加药点前移至闪蒸分液罐进口，投加筛选出的CaCO3型缓蚀阻垢剂WT-225(质量浓度为100 mg/L)作为站内防垢处理改造措施，运行半年未发现降压分离系统明显结垢，改造效果显著。

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责任编辑：董瑾

2014-09-28

陕西省科技统筹创新工程计划项目(编号：2011KTZB01-04)；西安石油大学博士科研启动基金项目(编号：2013BS007)

王新强(1966-)，男，副教授，主要从事油气田环境污染治理研究。E-mail：xianwxq@xsyu.edu.cn

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