采出水处理系统高位运行存在的问题及对策

2022-11-01韩东兴房建宇陈江萌申大伟

天然气与石油 2022年5期

韩东兴房建宇陈江萌高欣申大伟

中国石油长庆油田公司第二采气厂,陕西西安 710200

0 前言

X气田M天然气处理厂于2007年建成投产,随着气田滚动开发,至2020年底冬季供气高峰期,X气田新增气井110口,采出水产量140 m3/d,峰值230 m3/d,达到150 m3/d采出水设计处理能力饱和值[1]。水处理系统处于连续满负荷运行状态,对人员、工艺、设备运行管理提出了极大的挑战。

结合气田中后期勘探开发部署,预测在“十四五”期间,X气田将新增气井200余口,供气量达到450×104m3/d,采出水产量200 m3/d,峰值接近300 m3/d,之后采出水产量趋于相对稳定态势。M天然气处理厂是X气田唯一拥有甲醇回收装置的处理厂,承担X气田以及部分周边气田的采出水处理任务,因此亟需对其做出高峰应对措施。

1 水处理系统现状

M天然气处理厂采出水设计处理能力为150 m3/d,主要处理X气田CaCl2水型的采出水。2020年冬季供气高峰期，M天然气处理厂平均处理采出水140 m3/d,峰值230 m3/d。在实际运行过程中，M天然气处理厂不仅处理X气田集气站分离出的采出水,还处理本厂在天然气处理过程中分离出的采出水,以及周边气田采出水和特殊作业采出水等,这些采出水都含有不同浓度的甲醇,处理总量远超M天然气处理厂采出水设计处理能力,见表1。

表1 2020年M天然气处理厂处理水源情况分类统计表Tab.1 Statistical table of water sources treated by M treatment plant in 2020

2 M天然气处理厂来水水质特点

X气田集气站分离采出水“三高一低”的特点是矿化度在40 000 mg/L以上,富含Ca2+、Mg2+、Fe2+等离子,极易结垢引起垢下腐蚀,且随水温增加,结垢、腐蚀速率增加。油含量3%～5%、有机杂质和悬浮物含量460～4 800 mg/L,油水体系稳定,难以破坏分离,采出水pH值6.26～7.14[2]。

X气田作为主力开发区块之一,新井部署逐年递增,连续3年新投气井100口以上,老井递减率较高,措施增产井次多,水质波动较大、成份复杂,含有大量细沙、悬浮物和胶体杂质[3],见表2。水质的变化会削弱水处理药剂适应性,增大加药量,处理后水质不稳定,不仅增加污水处理成本,且造成系统中污泥含量的上升,加重水处理系统腐蚀、结垢。而M天然气处理厂同时还接受其他区块的采出水,不同区块、不同生产时期的水质波动极大,强化了水质的不稳定性,严重影响下游单元的运行,干扰了轻烃、甲醇回收,加速了设备、管线腐蚀[4]。

表2 X气田部分集气站采出水化验结果表Tab.2 Test results of produced water from partial gas collecting stations in X gas field

3 存在问题

多源头来水与措施增产相结合使M天然气处理厂水质更加复杂、水量长期居于高位,导致水处理系统超负荷运行,不能达预期处理效果[5]。主要表现是采出水中大量悬浮物，不能有效沉降,富含有机物的悬浮物与絮凝剂等反应不彻底,进入下游甲醇回收、回注单元形成难以清理的胶状油泥污垢,严重影响设备运行[6],见表3。

表3 采出水样品3 000 r/min、15 min离心分离体积比统计表Tab.3 3 000 r/min,15 min centrifugal separation volume ration statistics of produced water sample

采出水中凝析油受悬浮物污染,形成集凝析油、水、悬浮固体、水溶性有机物、油溶性有机物、表面活性剂于一体的复杂多相体系,见表4。各组分在不同工艺阶段含量此消彼长,性状多变,极难处理,影响凝析油回收效果[7]。

表4 X气田集气站采出水悬浮物分析结果表Tab.4 Analysis results of suspended solids in X gas field

M天然气处理厂连续3年在冬季供气高峰期处于满负荷运行状态,预处理单元的沉降除油罐在实际运行中已无足够沉降时间,调节罐絮凝沉降的药剂无充分反应时间,导致絮凝沉降效果不佳,并在下游甲醇回收单元持续反应,引发堵塞[8]。同时早期水处理系统设计“重水轻泥”,系统内卸车池、泥浆池受结构限制,缺乏有效排泥手段,1/3容积被污泥长期淤积,影响采出水沉降效果,加剧污泥进入下游系统引发堵塞频次[9]。仅2019年冬季高峰供气期间,采出水预处理及甲醇回收单元管线、设备频繁结垢堵塞,原料加热器、过滤器、精馏塔等设备检修频次较2018年高出42%。

4 系统高位运行问题对策

4.1 优化运行管理

4.1.1 强化岗位力量,预警加密检修

M天然气处理厂精简班组,整合现有人力资源,实行“大运行队”模式,由五班三倒变为三班两倒,运行岗位人数由8人/班增至13人/班,应对现场高强度操作。同时严控采出水处理单元的工艺参数,在预警期组织检修工作,将甲醇再生系统的更换塔盘、清理管束等低频大型检修任务转换为预处理系统的污泥清理和过滤器反洗等高频小型维保任务,确保设备设施正常运行[10]。

4.1.2 控制沉降时间

强调技术管理计划性、预判性。结合新井投产计划预测采出水小高峰,控制采出水卸车频次与时间间隔,调整厂内3座卸车池、2座沉降除油罐的倒罐时间,实现单一储罐(池)内采出水物理沉降20～24 h,通过运行控制达到工艺要求, 泥砂、有机杂质及固体颗粒等含量降低20%～35%,保证油水分离效果。

4.1.3 优化加药制度

加密水质分析,根据水质变化动态调整加药量及加药泵行程,确定最佳药剂组合及配比[11]。跟踪化验发现,甲醇回收单元采出水的有机杂质含量降至198～230 mg/L,胶体杂质含量降低20%,水质基本满足进入甲醇回收单元的条件[12]。

4.2 能力提升方案设计

“十四五”期间, M天然气处理厂需要建设规模与总来水量匹配的全流程水处理系统,并结合目前油采出水处理成熟工艺,裁汰老旧工艺设备[13]。采用“高效混凝+旋流分离+多级过滤+减量排泥”的模式提高水处理质量,强化系统排泥功能以及减量化处置效果[14]。

4.2.1 强化预处理单元复杂水体处置能力

预测M天然气处理厂采出水平均接卸量接近200 m3/d,峰值接近300 m3/d,需要将预处理单元、甲醇回收单元扩容,实现采出水处理系统处理能力全流程达到300 m3/d。采出水预处理单元原设计处理能力150 m3/d,使用“沉降除油+絮凝沉降+旋流分离+两级过滤”工艺模式,处理后的采出水油含量256～807 mg/L、悬浮物含量198～460 mg/L,处理能力和处理后的指标均不满足要求。因此需要强化预处理单元采出水处理设备对悬浮物的处理和油的回收效果[15]。

300 m3/d采出水处理集成装置主要由预反应器、高效旋流分离器、中间罐、多介质过滤分离器组成[16]。采出水先进入采出水处理集成装置缓冲水箱,经一级加压泵提升至预反应器,加入药剂(NaOH、助凝剂、絮凝剂)有效絮凝[17]。预反应器出水进入高效旋流分离器,在离心力的作用下,进行泥水分离;之后进入缓冲水箱,经二级加压泵提升至以无烟煤、砂、细碎石榴石为滤床的多介质过滤器去处悬浮物[18]。过滤出水最终输送至甲醇原料水罐进入甲醇回收单元。排泥进入装置外污泥池,回收污油进入污油罐。处理后油含量<85 mg/L、悬浮物含量<190 mg/L,轻烃回收率提高1.5%～2%。

甲醇回收单元采用二层平台结构增设1套150 m3/d全配置装置加强甲醇回收能力,较平面布置节约用地10%,含醇采出水处理能力达到300 m3/d,产品甲醇浓度提升1.5%～2.5%,达到92%以上,采出水处理规模、效率整体提升[19]。

4.2.2 强化系统污泥清理与减量过程

采出水处理系统可产生含水量达95%以上污泥300～500 t/a,清理、外运不及时淤泥会在系统内不断循环,堵塞管线,淤积设备。因此需要制定详细的污泥“清、减、封、运”方案,并及时处置。结合实际运行情况,M天然气处理厂优化采出水系统排污时间,沉降罐、调节罐3～4次/月,反应罐、高效旋流分离器2次/d,甲醇回收单元2～3次/a。清淤用高压水枪把淤积物冲散并稀释,被稀释后的淤积物通过排污管线进入污泥系统[20]。

M天然气处理厂早期设计的污泥处理工艺流程、封存方式已不能满足现行环保要求、处置标准。M天然气处理厂污泥中含液量达到95%以上,在有限的指标内最大化外运污泥是发挥采出水处理系统能力的重要环节[21]。对比在厂内新建1套污泥减量装置、转运至其他处理厂处置与引进专业队伍处置3种方案,引进专业队伍进行污泥减量化处理方案更符合M天然气处理厂现状,故推荐方案3,见表5。对接污泥拉运时间节点,最大程度运出污泥,净化M天然气处理厂采出水系统运行环境,同时达到降本增效、节能减排的效果。2021年M天然气处理厂通过市场化减量处置将本厂及其他3座天然气处理厂1 513 t淤泥压滤至127 t,减排率提升91.6%。