阿姆河右岸B区气田水处理技术对比分析

李世兵 杨 颖 刘铭初 万群峰 路成刚 周明兵

1. 中国石油西南油气田分公司国际事业合作部土库曼项目部, 重庆 400707; 2. 中国石油西南油气田分公司储气库管理处, 重庆 401121; 3. 中国石油海外勘探开发公司, 北京 100034; 4.中国石油西南油气田分公司川港公司, 重庆 400021

0 前言

阿姆河右岸天然气区块项目是中国石油阿姆河天然气勘探开发公司与土库曼斯坦合作开发项目，位于土库曼斯坦东北部列巴普州阿姆河右岸地区，东北侧与乌兹别克斯坦接壤，构造上自东向西位于别什肯特坳陷，南部为桑迪克雷隆起，东部为坚基兹库尔隆起。阿姆河右岸B区中部区块是其主要的含油气区块，主要包括别列克特利、皮尔古伊、扬古伊、恰什古伊等气田，气田产层主要位于中-上侏罗统卡洛夫-牛津阶地层，碳酸盐岩礁滩相储层，裂缝普遍发育，地层压力45 MPa以上，异常高压为主，地层水体能量大且活跃。其中部分气田属于土库曼斯坦与乌兹别克斯坦边境气田，两国共同开发，形成抢采趋势[1]。

1 基本情况

2014年4月,阿姆河右岸B区天然气处理厂开始投产试运行,设计天然气处理量90×108m3/a(气体标准状态20℃,101.325 kPa,下同),凝析油处理量54.16×104t/a,水处理量150 m3/d。截止2017年12月底,阿姆河右岸B区先后投产气田(构造)19个,最高产天然气2 520×104m3/d,最高产凝析油950 m3/d,最高产气田水1 570 m3/d。

天然气经各单井采出后,输往集气站汇合,集气站进行分离计量后,混输至处理厂进行处理分离,然后进行气田水处理;或者集气站进行分离计量后,液相进行油、水相分离,油相回注气相管线输往处理厂,水相进入下游气田水处理装置。

表1阿姆河右岸B区气井水性

阳离子/(mg·L-1)阴离子/(mg·L-1)原料气mol/(%)K+Na+Ca2+Mg2+Ba2+NH+4Li+Cl-SO2-4CO2-3HCO-3OH-F-NO-3H2SCO2总矿化度/(mg·L-1)水型49433 5587 461858031967 3556010257017260.364.08110 667CaCl2

为了解决气田水处理能力不足的问题，中国石油阿姆河天然气勘探开发公司自主建设了皮尔古伊集气站固定式气田水处理装置，完成了阿姆河右岸B区处理厂气田水处理装置进行了改造，通过外委技术服务建成基尔桑、鲍坦乌、皮尔古伊集气站橇装式气田水处理装置3座,能够满足气田生产需要。

2 气田水处理工艺

阿姆河右岸B区现有橇装式“氧化除H2S+油浮选”(以下简称橇装式处理装置)和固定式“气提除H2S+气浮选”(以下简称固定式处理装置)两种气田水处理工艺。其中“氧化除H2S+油浮选”处理工艺设备单体小且少,独立成套,宜组橇,适合边远小型气田,常采用橇装方式[2-6]；“气提除H2S+气浮选”处理工艺设备占地大,依托条件较高(需依托工厂燃料气系统),不宜组橇,常采用固定设置方式。

2.1 “氧化除H2S+油浮选”处理工艺

2.1.1 工艺流程

上游集气站来液经过调压阀降压后进入闪蒸罐,通过自然降压气液分离,液体中分离出的少量天然气通过放空火炬燃烧处理;分离后的气田水加入氧化剂,除去气田水中H2S;除去H2S后的气田水进入油水分离器,除去游离态凝析油,凝析油进入凝析油收集罐;除油后的气田水进入缓冲罐;缓冲罐出水管线内通过加药系统依次加入pH值调整剂和混凝剂,经管道混合器充分混合、反应后,投加絮凝剂;气田水进入油浮选分离罐,进一步分离出污泥、凝析油,污泥、凝析油进入污泥罐;除油和污泥后的气田水进入压力过滤罐过滤,变成净化水后缓存于净化水箱,最后通过外排泵输送至蒸发池自然蒸发[7-8]。

油浮选分离罐分离出的污泥通过顶部排泥器倒入污泥罐,污泥经短暂沉降后,下部的污水通过回收泵输送至油水分离器,重新处理;上部的污泥通过提升泵输送至压力搅拌罐,同时投加污泥调质剂,搅拌反应后,再利用空气压缩机压入污泥压滤机,进行压滤;污泥压滤机压出的污水和油直接流入油水接收池,重新利用,压出的污泥焚烧处理[9]。橇装式气田水处理系统流程见图1。

图1 橇装式气田水处理系统流程

2.1.2 关键技术

2.1.2.1 氧化除H2S

橇装式气田水处理装置主要利用氧化法除去气田水中H2S。向含H2S气田水中加入氧化剂NaClO进行化学反应,使H2S转化为无毒、无害、无二次污染的单质S。主要反应原理:

次氯酸钠一般为无色、淡黄色或黄绿色液体,具有刺激气味,不稳定,易分解,有腐蚀性。而固态次氯酸钠为白色粉末,受热后迅速分解,置于火焰中释放出刺激性或有毒烟雾或气体。因此,现场采用电解工业盐溶液生成次氯酸钠溶液[10-12]。

2.1.2.2 油浮选技术

气田含油污水处理的核心是油浮选技术,是混凝气浮技术的改进,在混凝沉降的基础上,向水里投加凝析油,并迅速形成小油珠分散在水里,与水处理药剂形成的矾花结合,由于凝析油密度小,使结合了油珠的矾花整体密度变小,当其密度小于被处理水的密度时,矾花上浮,上浮的矾花在装置顶部形成污泥后外排,达到净水目的[13-15]。

2.2 “气提除H2S+气浮选”处理工艺

2.2.1 工艺流程

集气站分离后的气田水经调压后进入气田水收集罐;然后进入气田水三相分离罐进行气、水、油三相分离,分离天然气通过放空火炬燃烧,凝析油进入凝析油收集罐,气田水通过转输泵进入气提塔;气田水从气提塔顶部进入,与自下而上的燃料气进行气提脱硫,脱硫后气田水经过输送泵送往沉降除油罐;气田水在沉降除油罐内进行物理除油;沉降分离后的气田水自流进入气浮除油装置进行气浮选处理;处理后合格的气田水自流至净化水箱缓存,然后通过外排泵转输至隔油池撇油,最后进入蒸发池自然蒸发[16]。固定式气田水处理系统流程见图2。

图2 固定式气田水处理系统流程(皮尔古伊集气站)

2.2.2 关键技术

2.2.2.1 气提除H2S

气提系统中核心装置为气提塔,主要用于除去气田水中的溶解气。气提原理为:将空气或水蒸气等气体通入水中(该系统使用燃料气),使气体与废水(气田水)充分接触,导致废水中的溶解性气体向气相转移,从而达到脱除气田水中溶解气(H2S)的目的[17]。气提系统工艺流程见图3。

图3 气提系统工艺流程

2.2.2.2 气浮选除油

气浮选除油设备采用涡凹气浮+溶气气浮处理工艺。沉降除油后的气田水,首先进入涡凹气浮段,投加适量的絮凝剂和混凝剂,涡凹气浮设备中的曝气机利用传动叶轮高速旋转造成离心力,在其周围产生负压将水面上方的空气或其他气体抽入曝气入口,再从浸没在水中的曝气出口释放出来。当散气叶轮的小孔产生气泡时,高速旋转的叶轮将气泡切割成直径30～100 μm的细小气泡碎片,絮凝后的污水进入气浮池后与这些微气泡混合,将固体悬浮物带到水面,上浮过程中,微气泡会附着在油污和悬浮物上,到达水面后这些物质依靠气泡支撑维持在水面,通过刮渣机将其刮到浮渣槽,定期排放至站外集污池。

涡凹气浮处理后的气田水自流进入溶气气浮段,再次投加适量絮凝剂和混凝剂,溶气气浮设备的空压机将空气压入溶气罐,在一定压力下被强制溶解在水中,形成溶气水,送到气浮槽中。在突然释放的情况下,溶解在水中的空气析出,形成大量的微气泡群,与加药后正在絮凝的气田水中的悬浮物和油分充分接触,并在缓慢上升过程中吸附在絮凝后的悬浮物中,使其密度下降并浮至水面,油分和悬浮物被分离后由刮渣机刮至浮渣槽,定期排放至站外集污池[18-19]。

3 对比分析

3.1 关键技术

从装置关键技术方面,对橇装式处理装置和固定式处理装置进行对比可发现:橇装式处理装置在处理效果、建设周期方面优于固定式处理装置,但处理能力、资源国需求方面比固定式处理装置差，具体见表2。

表2橇装式处理装置和固定式处理装置关键技术优缺点对比

处理装置关键处理技术优点缺点橇装式氧化除H2S+油浮选除H2S、凝析油效果好;污泥、污物处理干净,形成闭环;橇装设备费用低、建设快,便于搬迁药剂消耗大,次氯酸钠生产过程释放可燃气体H2,存在风险;单套设备处理量有限固定式气提除H2S+气浮选单套设备处理量大;固定设施满足资源国长期使用要求燃料气消耗大;管线、设备腐蚀结垢问题严重;污泥、污物处理不彻底,未形成闭环;建设周期长、成本高

3.2 处理效果

从装置处理效果方面,对橇装式处理装置和固定式处理装置进行对比可发现:橇装式处理装置和固定式处理装置因采用不同的处理工艺技术,设计处理参数要求不一样,两种处理装置都可以达到设计要求及资源国环保要求,但橇装式处理装置处理效果高于固定式处理装置,具体见表3。

表3橇装式处理装置和固定式处理装置处理效果对比

处理装置设计处理参数/(mg·L-1)实际处理效果/(mg·L-1)橇装式H2S含量≤0.007油含量≤10悬浮物≤10H2S含量0.002油含量5悬浮物6固定式H2S含量≤0.014油含量≤50悬浮物≤70H2S含量0.014油含量32悬浮物50 注:目前资源国无气田水处理标准,固定式处理装置设计时参考中国标准,项目通过资源国批准;橇装式处理装置设计提出了更高的处理后水质标准,通过技术服务方式进行服务,通过资源国批准。

3.3 处理副产物

从处理副产物方面,对橇装式处理装置和固定式处理装置进行对比可发现:橇装式处理装置凝析油、污泥分离效果好于固定式处理装置,但两种处理装置副产物处置设施都需要进一步完善[20]，具体见表4。

3.4 建设周期及运行成本

橇装式处理装置由技术服务单位提供设备及建设,业主公司按照日气田水处理量进行结算。技术服务单位提供成套橇装设备,项目程序简单、快捷,建设周期4个月,技术服务费用122万美元/a(按照处理气田水 500 m3/d 计算)，业主公司无建设、运行费用。

固定式处理装置由业主公司自建,按照业主公司管理规定,需要进行立项申请、审批,设计委托,商务招标,设备采购,施工建设等程序,建设周期20个月左右,项目费用950万美元(按照处理气田水500 m3/d计算)。日常运行成本主要包括技术、操作人员人工费用,燃料气、药剂、日常耗材消耗、设备检维修(两年一次)费用,运行成本100万美元/a。

按照10、20、30 a建设和运行成本计算,橇装式处理装置设备运行费用1 220、2 440、3 660万美元,固定式处理装置设备建设、运行费用1 950、2 950、3 950万美元,橇装式处理装置相对节约730、510、290万美元。

表4橇装式处理装置和固定式处理装置处理副产物对比

处理装置主要处理副产物处置方式优点缺点橇装式凝析油污泥通过压泥机进行凝析油、污泥分离,凝析油回收利用,污泥焚烧。凝析油、污泥分离彻底,凝析油再次利用没有污泥焚烧装置,借助气井放空时处理固定式悬浮物气浮选排除悬浮物目前借助橇装式处理装置再次处置-凝析油、污泥分离不彻底,未形成闭环

3.5 装置适应性

橇装式处理装置为橇装设备,灵活、便携,适合储量小,开发周期短,气井、集气站相对分散的边境(边远)强采气田。

固定式处理装置为固定建设,属固定资产,利于长期使用,适合储量大,开发周期长,气井、集气站相对集中的整装大型气田。

4 结论与建议

1)橇装式处理装置与固定式处理装置都能满足阿姆河右岸B区气田水处理需要。固定式处理装置适合储量大,开发周期长,气井、集气站相对集中的整装大型气田；橇装式处理装置适合储量小,开发周期短,气井、集气站相对分散的边境(边远)强采气田。两种处理方式相互结合、互为补充、机动灵活,满足阿姆河B区边境气田、出水气井多、生产情况多变的生产需要。

2)进一步完善固定式处理装置污泥、污物收集处理,形成闭环、全程无害化处理;对气浮选橇体进行封闭改造,采用N2作为气浮选气源,降低管线、设备腐蚀和结垢程度。

3)深层次研究橇装式处理装置效果,降低处理后气田水矿化度,使之能够满足沙漠施工或者灌溉等“二次使用”,变“水害”为“水宝”。