川东地区气田水处理技术及工程应用

2020-03-17李小斌马伶俐

油气田环境保护 2020年1期

袁增李小斌马伶俐宫航王丹

(1.中国石油西南油气田分公司重庆气矿；2.重庆市生态环境监测中心；3.中国石油西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院；4.重庆市涪陵页岩气环保研发与技术服务中心)

0 引言

随着川东地区气田逐渐进入开采中后期，多数气田相继出水，同时为了提高气田采收率，大部分已采取强化排水采气工艺，最终导致气田水产水量急剧增加[1-2]。因此，如何解决气田水处理问题并保障气田正常生产显得尤为紧迫。

目前，国内外气田水的处理方法主要有：物理沉降法、化学絮凝沉降法、生物法、膜分离法和高级氧化等方法[3-7]。这些方法大多数存在处理工艺复杂、成本高昂等缺点，难以满足油气田高标准的处理要求，同时随着新环保法的实施，油气田废水的环保达标治理以及合规处置必然成为关注的焦点[8-9]。因此，针对目前川东地区气田水处理现状，研发处理高效、成本低廉的气田水处理技术，对于油气田生态保护及可持续发展具有重大意义。

文章以川东地区气田水为研究对象，针对高含硫、高盐以及高CODCr的特点，研发了“蒸发—生物—臭氧”以及“氧化—生物—臭氧”联合处理工艺，并开展了现场中试实验，处理的气田水出水指标满足GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准要求，既可用于回注地层，也可用于气田工业用水，实现了较好的资源利用，为国内外非常规油气废水处理提供了思路。

1 川东地区气田水处理现状

1.1 气田水来源及产水量

川东地区目前已投产气田25个，含气构造10个。其中，出水气田17个，产地层水含气构造3个，共计出水井169口，其中水淹停产井61口。从川东地区近5年产水情况可以看出，气田产水量与产气量成正相关，呈逐年下降趋势，2015年达到612 m3/d，相比于2011年减少42.58%，同时川东地区近两年的主力产水气田主要集中在SH气田和LM气田。川东地区近5年气田产水情况见表1。

表1 川东地区近5年气田产水情况统计

1.2 气田水污染物特性

川东地区所产气田水含钻井、试油、修井及气井生产过程中的伴生水，气田水来源广、类型多、成分复杂，废水处理难度大。另外气井生产过程中加入的缓蚀剂、起泡剂、消泡剂、防垢剂等，导致气田伴生水黏度大、乳化现象严重，油、水、泥的分离难度大，CODCr和Cl-含量高等，表2为川东地区不同气田水回注井水质分析。由表2可以看出，气田水主要特点表现在悬浮物含量高、颗粒粒径和硫化物含量变化范围较大、石油类及CODCr含量也变化较大。

表2 气田水回注井水质分析

1.3 川东地区气田水处理现状

川东地区气田水处理方式先后经历了自然蒸发、综合利用、处理后达标排放和气田水回注4个阶段[10]。目前，随着国家对环保要求越来越严，重庆气矿气田水已全部采用回注方式进行处理。气田水地面处理流程主要分为三类：简单沉淀、沉淀加过滤、加药沉降加过滤。其主要问题以及回注后可能产生的影响有以下几个方面：

1)出水水质不达标

由表2可以看出，CODCr、硫化物、石油类等指标超标严重，同时这几种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。如果这种情况长期存在，将会造成回注井所处区域地层堵塞，降低其回注能力。

2)设备管线腐蚀严重

在长期的生产运行中，气田水输送管线及处理设备均出现了不同程度的腐蚀。表2中显示，气田水含有较高的Cl-，因此对设备产生的电化学腐蚀较大，同时在铁细菌以及硫酸盐还原菌的作用下，造成水处理设备、管线的穿孔。

3)造成地表、地下水污染

在气田水的回注过程中，由于回注井的回注层位封闭性不好，致使回注水窜层至其他层位或地表，在气田水的回注过程中，由于回注井的回注层位造成地下水、地表水甚至土壤污染等一系列生态环境问题[11]。这些问题不仅对当地经济社会发展和生态环境造成危害，而且对水资源的可持续利用构成严重威胁。

4)可能从潜在的地质露头区渗出

在回注井和回注层位选择时，均进行了地质论证，尽可能保证回注层位封闭性好，无露头[12]。但由于地下情况的不确定性、难免保证回注层位避开露头区。

2 川东地区气田水处理技术研究

2.1 川东地区气田水分类

根据川东地区气田产水及水质情况，选取具有代表性的2个回注站及5口产水井进行水质分析及达标排放处理水样，表3为不同水样检测结果。

表3 不同气田水蒸发冷凝水检测结果 mg/L

从表3可以看出除Y012-1井、卧龙河集气总站外，其余气田水样均具有较高的Cl-(15 100～143 000 mg/L)和矿化度(4 300～242 000 mg/L)，其次T71井、Y3井以及Q49井的CODCr均达到1 000 mg/L以上，超过GB 8978—1996《污水综合排放标准》中规定的二级标准8倍以上；在硫化物指标方面，Y012-1井为900 mg/L，T71井886 mg/L，这是因为Y012-1井本身属于高含硫气井，其硫含量高达87.99 g/m3，因此造成气田水中含硫量超标。在所有气田水水样中，Y3井阴离子表面活性剂高达2 200 mg/L，远远高于其他水样，说明在气田开发后期，泡排剂和消泡剂的添加对气田水的阴离子表面活性剂含量具有较大影响。因此，从不同水样的水质检测结果，按水质性质将气矿废水分为两类：一类为高矿化度、高含有机物废水，代表井有集气总站、T89井、Q49井、Q28井、Y3井和T71井；二类为高含硫、高含有机物废水，代表井为Y012-1井。

2.2 室内实验

2.2.1 蒸发预处理实验

川东地区水质成分复杂，悬浮物、石油类、Cl-等含量高，单一的处理工艺难以达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》的要求，需分级对各项指标进行处置。而其中难点在于对高矿化度、高含盐、高CODCr气田水的处理。经过大量调研及反复论证，采用蒸发技术分别对7口井(站)的气田水进行预处理[13]，实验结果见图1。

图1 不同水样蒸发结果分布

图1显示，7口井(站)的气田水样在蒸发后，色度明显降低。蒸发后，Q28井、T71井、T89井有固盐生成，其固盐量分别为120，3，4 g；表3中，Q28井、T71井、T89井水样的矿化度分别为2.42×105，1.26×104，1.49×104mg/L，这说明矿化度>1.0×104mg/L的水样有利于固盐的生成。Y3井、Q49井水样中均加入高浓度表面活性剂，可以看出蒸发后浓缩液占水样总体积的百分比均>10%，表明高浓度表面活性剂大部分浓缩至浓缩液中。

蒸发后冷凝水的成分分析结果见表4。由表4可以看出，蒸发对T89井、Q49井等气田水中Cl-以及全盐量的去除效果明显，其去除率超过98%；但对Y012-1井气田水中矿化度、全盐量的去除作用较低，表明蒸发对高含硫、高含有机物气田水作用不大。同时发现，Q49井和Y3井经蒸发后，其冷凝水中CODCr仍不达标，说明阴离子表面活性剂的存在对CODCr有较大贡献。此外，不同水样经蒸发冷凝后，其总硬度、总碱度均有所下降，表明在蒸发过程中有大量非碳酸盐垢析出，因此考虑在实际中试处理前对气田水进行软化处理。

2.2.2 生物臭氧深度处理实验

经蒸发处理后的气田水，其Cl-、硫化物等指标均大幅降低，但Q49井和Y3井CODCr依然较高，因此，需采用深度处理方式对其CODCr进行降解，以期达到排放要求。为验证不同深度处理方式对CODCr的去除效果，实验进一步采用单独臭氧氧化和生物耦合臭氧氧化对气田水进行深度处理，其结果如表4所示。

表4 不同氧化方式处理冷凝水结果 mg/L

不同氧化方式处理冷凝水结果见表4。从表4可以看出，蒸发冷凝水经臭氧处理后可去除60%左右的CODCr及90%左右的氨氮，这说明臭氧在反应过程中产生了高活性、强氧化性·OH(羟基自由基)，进而快速氧化水中有机物。但相比于生物+臭氧复合工艺，蒸发冷凝水经过工程菌处理后再进行臭氧氧化可去除85%左右及97%左右的氨氮，这说明在单独臭氧氧化虽然有较好的氧化性，但对于水中难降解有机物依然不能全部去除，采用工程菌可以强化生物降解过程，使难降解有机物进一步分解为中间产物或无污染的CO2、H2O，从而实现水体净化的目的[14]。因此在实际中试过程中考虑生物耦合臭氧作为冷凝水深度处理方式。

3 现场应用

3.1 装置处理工艺原理及流程

3.1.1 现场工艺及流程

针对川东地区气田水原有回注工艺所存在的问题和实验模拟结果，最终将川东地区气田水分为两类进行现场中试实验，针对高矿化度、高含有机物气田水，采用蒸发+生物+臭氧复合工艺，其工艺如图2所示。

图2 复合工艺处理高矿化度、高有机物气田水流程

从图3可以看出，气田水首先进入调节罐进行软化处理，进而进入蒸发罐，该系统可以大幅度降低气田水中的矿化度以及Cl-，有利于后续工艺的处理；经蒸发系统的出水，通过一级、二级曝气池，对气田水中还原性离子进行氧化并以NH3和H2S等气体形式被去除，同时增加水中溶解氧，提高可生化性；经曝气后出水进入调节池进一步进行水质稳定和pH调节，随后进入生物滤池反应，该阶段微生物膜可高效降解水中有机物并有效去除水中残留悬浮物；最后经生物滤池后的出水进入催化臭氧阶段，水中小分子有机物、难降解有机物被强氧化性的羟基自由基彻底氧化，生成CO2、H2O[15]。

针对高含硫、高含有机物气田水，采用氧化沉淀+生物+臭氧复合工艺，其工艺如图3所示。

图3 复合工艺处理高含硫、高含有机物气田水流程

由图4可以看出，气田水首先进入调节罐被软化处理，随后通过一级、二级氧化池，其有毒有害气体进入吸收装置通过喷淋后被吸收，实现尾气达标排放；经氧化池后出水进入调节池，保持水质稳定；随后气田水进入混凝絮凝阶段，该阶段可将水中总悬浮颗粒物以及CODCr进一步降低至可生化范围，为后端生物臭氧深度处理提供基础；经混凝-絮凝阶段后的出水进入生物、臭氧深度处理单元，最终使水中小分子有机物、难降解有机物、氨氮等物质彻底氧化。

3.1.2 装置主要技术参数

1)蒸发系统参数：蒸发量为0.3 t/h；进料浓度为≈1%；出料浓度为65%；选用MVR的蒸发方式，压缩机温升取15 ℃，采用90 ℃蒸发；总功率88.5 kW。

2)生物臭氧系统参数：进水量0.5 m3/h；水力停留时间6 h。

3)装置尺寸：生物臭氧系统6.0 m×2.4 m×2.6 m；蒸发系统尺寸：5.5 m×2.7 m×2.5 m。

3.2 现场处理效果

2017年8月20—9月10日，先后选取川东地区具有代表性的T71井，Y012-1井、集气总站和T19井气田水在T71井回注站开展达标外排中试实验，处理后取样进行水质分析。

从水质分析可看出，采用蒸发+生物+臭氧复合工艺对高矿化度、高含有机物的T71井，T19井和集气总站气田水进行处理，其Cl-、石油类、CODCr、氨氮、表面活性剂等指标均能达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级和GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》的要求；采用氧化沉淀+生物+臭氧复合工艺对Y012-1井的高含硫、高含有机物气田水进行处理，其硫化物去除率达100%，其余指标均满足GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准。

3.3 投资运行经济型分析

表5为部分井站气田水处理投资及运营费用。可以看出，如果川东地区不同区块要进行气田水达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级和GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》的要求外排处理，其一次性投资修建装置费用600～800万元，产水量较大的龙门SH建设费用1 500～2 000万元，年运行费用187～252万元和748～936万元。因此，若按照目前实生产情况及产水规模进行投资，采用“蒸发+生物+臭氧氧化”复合工艺进行处理，在处理规模5 m3/h的情况下，其处理费用大概为80～100元/m3，其处理成本可接受，同时该技术在运行过程中，占地面积较小，单位能耗低，符合国家节能政策。

表5 部分气田水投资及运营费用

3.4 环境风险受体分析

川东地区地处三峡库区，根据三峡库区要求，气田水处理排放建议达到三类水质要求。三类水质主要适用于集中式生活饮用水地表水源地二级保护区、鱼虾类越冬场、洄游通道、水产养殖区等渔业水域及游泳区，因此对不同井站周边受纳水体进行了调研，结果如表6所示。

表6 不同井站周边受纳水体统计

从表6可以看出，Q47井、Y1井、CH50井、T71井在3 km范围内均不涉及河流、水库及涉水自然保护区、风景名胜区等生态环境敏感点，且生产废水排污口下游8.5 km河段以内无自来水厂取水口及集中式饮用水水源取水口。根据500 m范围内人口调查结果显示，除Q47井周边总人口较多外，其他井站总人口数均处于较低水平且500 m范围内的自来水占比均接近100%。因此，根据气田水处理后水质，结合当地周边受纳水体情况，若气田水处理后达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级和GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》的要求，外排水符合三峡库区受纳水体要求。