蒸发结晶分离处理气田水技术在川东地区应用前景展望

2016-03-09梁兵刘德华黎洪珍李永树陈佐柏刘炼张旭白上洋

天然气勘探与开发 2016年2期

梁兵刘德华黎洪珍李永树陈佐柏刘炼张旭白上洋

梁兵1刘德华1黎洪珍1李永树1陈佐柏1刘炼1张旭2白上洋3

（1.中国石油西南油气田公司重庆气矿2.重庆科技学院3.自贡市轻工业设计研究院）

随着回注水量的增加，回注井回注能力逐步下降，同时回注井选井和施工难度大，物理化学+深井回注气田水的方式在一定程度上已不能满足气田生产和发展的需求。蒸发结晶分离处理技术气田水能处理气田水中的Cl-,实现气田水的达标排放和资源回收利用，可成功解决气田水的出路问题。通过介绍蒸发结晶分离处理气田水技术的原理及其应用情况，提出了应用条件和应用设想，论证了该技术在川东地区天然气剩余储量大、产水稳定、气田水回注存在困难、气田水转输回注管网较完善区域的适应性。图5表3参6

气田水蒸发结晶分离川东地区应用展望

1 川东地区气田水处理回注现状

川东地区矿权辖区内生产气井400余口，年产气田水34.46×104m3，年回注水量35.94×104m3。历年累计回注气田水869.53×104m3。

1.1 水质特征

通过对气田水水样检测结果的统计分析，川东地区气田水具有以下特点：①气田水水型以CaCl2为主，Cl-含量普遍较高，气田水呈弱酸性；②石油类等有机物含量高，其中COD可达几百、几千甚至上万mg/L；③气田水总矿化度较高，可达几万～十几万mg/ L；④悬浮物含量高，颗粒粒径大；⑤硫酸盐还原菌等细菌含量高；⑥溶解有O2、H2S等有害气体；⑦刺激性异味明显。

1.2 气田水处理工艺技术

20世纪90年代川东地区开始利用生产枯竭井回注气田水，陆续建设气田水处理站，对气田水进行处理后回注。目前累计建成PN3.5~12.0 MPa、DN50~ 100 mm玻璃钢输送管道约400.0 km，建成气田水处理站三十余座。所产气田水管输至处理站，在处理站进行集中处理后回注入到回注井。常用处理工艺有加药处理和简单沉降处理，处理工艺流程见图1、图2。

1.3 气田水处理效果

20世纪90年代中后期建设的气田水处理系统均采用加药、沉降、气浮、过滤处理后回注，美国进口设备2套，国产设备11套，主要由加药装置、斜管沉降分离器、过滤器及气浮装置等组成。气田水处理设备对悬浮物、石油类、硫化物等指标处理效果较好（表1），但是存在装置腐蚀和结垢严重，加药处理运行成本高等问题。2004年后，根据回注层位的渗透率、漏失情况和回注气田水水质等实际情况，针对不同的回注井提出了相应的气田水回注指标，停运部分加药装置，简化了处理流程，节约了成本。如Z10井处理站，简化处理流程后气田水处理成本由之前的85元/m3降至20元/m3左右。

图1 气田水加药处理流程示意图

图2 气田水处理站简单处理流程示意图

1.4 气田水处理回注难点

通过对川东地区气田水处理回注现状分析，认为气田水处理回注存在以下难点：

（1）大产水量井与现有回注井分布不均衡，区域转输回注系统相对独立，抗风险能力差，遇回注系统故障将影响气田生产，如高峰场、云和寨等；大部分回注系统只有1口回注井，无备用回注井；部分区域气田水回注井选井难度大，如云安厂区块至今仍无回注井，需要长距离车载运输气田水，增加了运输风险与成本。

（2）气田水处理回注系统腐蚀和结垢是突出问题。气田水腐蚀性强，回注井井下钢质油管腐蚀严重，影响系统正常运行。如G10井，仅回注1年井下油管腐蚀穿孔（图3）；同时，气田水成分复杂、矿物质含量高，气田水处理装置及管道结垢严重，如TQ1井处理回注站，投运2个月后在旋流器与斜管沉降池之间的Φ57mm连接管线内取出坚硬的垢物，结垢厚达13mm（见图4）。管线结垢后处理回注能力由15 m3/h降至10 m3/h，同时处理效果变差，结垢前浊度5.35 mg/L、结垢后浊度41.19 mg/L。

（3）COD、氯化物、硫化物等指标不是一个单项而是一类物质，因而处理难度大、成本高、处理后的水质达标困难。

（4）回注层过浅或存在露头，回注的气田水将对环境保护构成一定的风险。

表1 主要处理站处理前后水质情况表

图3 G10井油管腐蚀

图4 TQ1井Φ57 mm管线内垢物外貌

2 气田水蒸发结晶分离技术

2.1 蒸发结晶分离技术原理

蒸发结晶分离技术[1]就是利用低温低压蒸汽作为热源加热气田水原液，采用特殊的蒸发结晶器，使溶剂在蒸发结晶器内蒸发汽化，溶质达到过饱和结晶析出固体。为保证达标排放，应用中可配合使用其他物理化学法，其处理后主要形成以下产物：

（1）冷凝水：蒸发出来的冷凝水可达到《GB5084-2005农田灌溉水质标准》和《GB8978-1996污水综合排放标准》一级标准，可外排，可回用；

（2）结晶盐：达到工业盐标准，可卖与盐业公司；

（3）少量浓母液：浓母液的量约占原液的5%~ 10%，视其价值可回注或提炼CaCl2、KCl等产品。

气田水处理流程框图如图5所示，主要工序[2]可分为预处理、蒸发结晶分离、COD深度处理等。主要设备包括蒸发罐、混合冷凝器、离心机、压滤机、燃气锅炉等，其中主体设备蒸发罐由换热器、蒸发室、循环泵、循环管道等构成。

图5 气田水蒸发结晶分离技术工艺流程框图

2.2 蒸发结晶分离技术应用

蒸发结晶分离技术已在中国石化成功应用，该站建设了一套4效真空蒸发结晶分离技术处理气田水的装置［3］，该装置通过锅炉蒸汽传热，经过1效、2效、3效、4效四次蒸发罐蒸发，最终将Cl-和H2O分离成盐、冷凝外排水和母液。

一期工程投资1800万元，2012年4月28日投运，设计日处理气田水360m3/d，实际日处理气田水330m3/d，产固体盐约18 t/d，排放合格水300 m3/d（见表2）。日耗燃料气6000 m3，日耗电6600kW·h，运行成本79元/ m3。截止2014年7月已累计处理地层水21.0×104m3，达到了处理水外排进入农溉系统的目的。

二期工程总投资5500万元，2014年6月25日投运，设计日处理气田水700 m3/d，实际日处理气田水745 m3/d，产固体盐约65 t/d，CaCl2母液40 m3/d，排放合格水600 m3/d。日耗燃料气17 135 m3，日耗电14 155kW·h，运行成本70元/m3。截止2014年7月已累计处理地层水2.3×104m3。

三期工程正在设计CaCl2生产装置。

据悉该技术下步将在元坝，安岳，土库曼、普光气田等应用。

表2 水质监测结果统计

3 蒸发结晶技术在川东地区应用前景展望

3.1 蒸发结晶分离技术在川东地区适用性

气田水处理技术是随着认识及国家环保要求的提高而逐步完善的。目前处理技术种类较多[4-6]，常见的主要有物理化学法、生物化学法、膜分离技术、深井回注法、热法分离技术等。各种技术对比见表3。

川东地区气田水中COD含量高、Cl-含量高，气田水成分复杂。结合表3技术对比可以看出，不宜采用生物法、膜法处理，而物理化学、深井回注目前存在诸多难点，蒸发结晶分离技术具有操作维护简单，能彻底处理气田水中的Cl-，能实现资源回收利用，综合成本低等优势。因此，从资源回收和综合利用的角度，可以尝试蒸发结晶分离技术处理气田水。

3.2 气田水蒸发结晶分离技术在川东地区应用展望

该技术对于各类气田水均能适用，只是水质不同，处理工艺不同，产品附加值不同，从而导致建设及运行成本有一定的差异。结合川东地区气田水现状，提出以下应用展望：

（1）水质要求：①选择Cl-含量较高的气田水，以增加NaCl，KCl，CaCl2等产品的附加值；②避免选择高含硫气田水、钻井试修废水，以简化处理工艺并降低成本。

（2）选址要求：①处理场地开阔，以满足设备的摆放和安全距离；②场站附近要有沟渠或小河流等，以便冷凝水的外排；③要有配套的电力供应，以满足机泵的正常运转；④要有配套的燃料气供应，以满足蒸汽锅炉的正常运转；⑤交通相对便利，以利于石灰、盐等的运输；⑥区域气田水管网、回注井要相对成熟，在满足气田水管输到该气田水处理站的同时，还需满足剩余10%浓母液和异常停运时气田水的管输与回注功能。

（3）规模要求：优先选择天然气剩余储量大，产水稳定，现有回注系统有一定困难的区块现场应用，推荐在双家坝—西河口，龙门—沙坪场等区块应用，推荐规模300~500 m3/d。

（4）综合利用压缩机余热提供能源：从该技术的应用情况来看，能源消耗主要为电和天然气。为降低其运行成本，可以充分利用气田周边大型增压机组的余热来为其提供所需的换热蒸汽和电力，经测算在沙坪场增压站2台1 490 kW和1台3 360 kW压缩机组的运行工况下，采用背压发电方式，其余热将发电4 800 kW·h/d，发电后形成0.3 MPa、135℃的水蒸汽108m3/d，提供给处理规模360 m3/d的气田水蒸发结晶分离装置，每天将节约燃料气及电力费用1.8万元，单位气田水处理成本由84.39元/m3降至31.74元/m3。

（5）冷凝水的综合利用：气田水蒸发结晶分离技术在大大减少气田水回注量和解决气田水出路问题的同时，其附加产品的综合利用将大大的降低其成本。冷凝水除了部分作为蒸汽锅炉用水之外，还可以用于周边井站生产用水：①作为泡排剂的配兑水使用；②作为场站生产用水，如打扫清洁、水套炉用水等；③作为修井时的压井液；④作为净化厂换热水源；⑤作为增压站天然气冷却用水。