气田采出水处理关键技术研究

2024-03-25蔺嘉昊李曙华蒋成银徐广军杨海波王嘉彦

石油化工应用 2024年2期

蔺嘉昊，李曙华，蒋成银，徐广军，吴磊，王宁，杨海波，王嘉彦

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300；2.中国石油长庆油田分公司气田开发事业部，陕西西安 710000；3.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710000）

气田采出水产出量逐年增长，采出水处理模式为：井口天然气在集气站通过三相分离器进行气液初步分离，采出水通过水路出口排入地埋储罐短时贮存，然后由罐车拉运至天然气处理厂，在储罐沉降后，经过除油过滤装置，最终回注。由于采出水来水水质复杂、乳化严重且罐车拉运效率较低等原因，造成原有采出水处理系统超负荷运行、处理后水质指标改善不明显，同时可能引发综合治理和安全环保方面风险[1-3]。

通过开展采出水处理工艺优化研究，一是全面推行“拉运改管输”的采出水管输工艺，优选高性能转水泵，实现采出水从集气站到天然气处理厂全流程密闭高效输送；二是开展采出水处理工艺试验，优选形成“破乳+油水分离”和“气浮+旋流分离”的主体处理工艺，强化悬浮物和油分分离效果，为生产运行提质增效奠定基础；三是开展采出水处理药剂配伍效果试验，优选出最佳加药类型、加药顺序和加药数量。本文针对气田采出水管道输送工艺、采出水处理工艺和采出水处理药剂配伍效果试验进行评价分析[4-7]。

1 采出水处理工艺存在问题

1.1 原水水质复杂

采出水原水中悬浮物含量及石油类含量高，超出现场水处理设备设计的悬浮物和含油组分处理能力（设计悬浮物和油分＜1 000 mg/L）。生产过程中部分压裂返排液、表面活性剂、缓蚀剂等随天然气携带进入下游设备，造成采出水乳化严重，系统运行困难。同时悬浮物位于采出水与烃类污油中间，无法有效去除。

1.2 原有工艺适用性差

气田具有井站多、分布广、气井产液量大等特点，采用罐车从集气站将采出水拉运至处理厂，按照气田采出水产出量，需要拉运罐车140 辆/天，存在车辆费用高、运输效率低和安全风险大等问题，最远运输距离达150 km，单程时间2 h。

采出水处理采用“分离-沉降-过滤”工艺，通过将原水在储罐内静置6 h，实现油水分层和悬浮物沉降，随后采出水通过综合除油器及核桃壳过滤器（图1）。运行中发现过滤设备频繁堵塞，水质指标改善不明显以及受生产影响无法达到设计沉降时间等问题，急需探索适用性更强的水处理工艺。另外，对气田采出水处理加药位置、加药数量等影响水处理效果的关键因素认识不足，絮凝剂、缓蚀剂、杀菌剂、氢氧化钠4 种药剂加注点均位于调节水罐，不利于药剂与气田采出水充分混合，导致沉降效果较差。

图1 原采出水处理流程示意图

2 采出水处理关键技术

2.1 油水管输技术

2.1.1 技术原理油水管输技术（图2）是将气井产出的气液两相流在集气站进行初步分离后，将液相利用转水泵，通过密闭管道输送至天然气处理厂，进行处理回注。气田采出水含有大量无机盐、烃类物质及悬浮物等杂质，矿化度和氯根含量高，因此，管输工艺管道采用非金属柔性高压复合管，特点为耐腐蚀性好、安装简便、价格较低；转水设备采用具有自吸能力螺杆泵，为避免定子磨损，需在进口处加装过滤装置。

图2 油水混合管输管网优化简图

分析气田采出水管输使用的螺杆泵效果，发现转水时存在以下问题：（1）对介质要求高，机械杂质过多时造成定子、转子磨损，导致啮合腔室密封不严；（2）启泵前需保证定子、转子腔室内有液，且通过介质为恒定流体；（3）在用螺杆泵年最低维修成本为材料费20 000元、人工成本约600 元，合计年维修费用20 600 元。

2.1.2 油水分离效果评价 2023 年6 月1 日—6 月30 日开展了为期30 d 的油水混输试验。通过数据对比发现，采用油水混输和现行采出水处理工艺，可强化油水分离效果，相较于通过单一的储罐沉降6 h 处理，产油率提高4.73%。

2.2 液压单缸双作用柱塞泵技术

2.2.1 技术原理为解决螺杆泵故障较多、影响生产效率、维修成本高等问题，优选试验了一种液压单缸双作用转水设备，可实现油水混输、适应恶劣生产工况、受杂质影响程度小。撬装式液压单缸双作用柱塞泵转水装置主要由进液过滤、液压动力、智控系统、增压、冷却、底座撬体六部分组成（图3）。

图3 液压单缸双作用柱塞泵工作原理图

2.2.2 运行效果评价 2023 年5～7 月开展液压单缸双作用柱塞泵运行试验，总运行时间为626.88 h，转水709.43 m3。试验表明：（1）液压单缸双作用柱塞泵对进口介质性质及清洁程度要求较低，转水外输流量1.50～1.90 m3/h，平均外输压力1.21 MPa；（2）液压单缸双作用柱塞泵可转运气田轻烃，平均外输流量1.32 m3/h，平均外输压力0.98 MPa；（3）液压单缸双作用柱塞泵遇油水界面时转运效果无明显变化；（4）进口进行排空试验，液压单缸双作用柱塞泵启泵运行受进口空气和流量变化影响较小；（5）液压单缸双作用柱塞泵试验期间未出现故障。假设活塞环、填料等（750 元）易损部件120 d需更换一次，人工成本75 元，合计年维修费用3 375元，约为螺杆泵的16.38%。

2.3 “破乳+油水分离+气浮+旋流分离”技术

2.3.1 工艺技术原理管道输送来的气田采出水首先进入缓冲罐，在管道中加入破乳剂，破乳后新的油水界面膜亲水性强、牢固性差，利用油和水之间的密度差实现油水分离，消除凝析油乳化带并降低水中含油量。通过对加药后的水样进行含油量检测，加药后油分去除率最高为76.8%。

破乳后，缓冲罐的采出水排入油水分离器并加入氧化剂除油，通过缓冲板进行油水一级分离，通过聚结波纹板组进行二次油水分离，然后进入油水混合腔室，根据油水密度差异自动分离，水通过连通管进入水室，油密度轻翻过堰板进入油室。水室中的采出水从出口排入调节水罐进行下一步处理（图4）。

图4 优化后采出水处理工艺流程示意图

采出水从调节水罐出口进入气浮池并按顺序加入氢氧化钠、助凝剂和絮凝剂。气浮装置由加药装置、溶气泵、溶气罐、气浮池、刮渣机等装置组成。溶气泵抽取池内已有的采出水，加压氮气产生气液混合物，气液混合物进入反应室之后，水中的微小气泡开始往水面移动，同时杂质颗粒黏附在小气泡上形成小浮体，上浮水面形成浮渣。浮渣随着水流缓慢进入气浮箱，最后由刮渣机将残留物刮入渣槽。较重的固体物质沉淀在池底，通过收集装置可以定期排至污泥池。

从气浮池出口排出的采出水进入旋流分离器。旋流分离器主要用于固、液分离，基本结构与工作原理见图5。当混合介质由切向入口进入旋流腔后，在旋流腔内高速旋转，产生强烈的涡流。在后面连续而来的液体推动下，旋流腔内的液体边旋转边向底流口运动，其运动路径呈螺旋形。由于多相介质的密度差使多相介质所受的离心力不同，轻质分散相（油、胶质体及少部分大颗粒）向轴线附近的低压区移动，聚集在轴线附近，边旋转边向溢流口移动，从溢流口排出的水进入污泥干化池，水则由底流口排出进入净化罐，最终进行回注。

图5 旋流分离工艺示意图

2.3.2 采出水处理药剂配伍效果评价结合“破乳+油水分离+气浮+旋流分离”工艺，为强化油水分离效果，2023 年5 月11 日—5 月26 日开展药剂配伍效果现场试验，设定油分和悬浮物两项主要评价指标，优选最佳加药模式。

按照采出水处理量60 m3/h 开展试验，药剂加注顺序为：（1）加入破乳剂充分混合10 min 以上；（2）加入次氯酸钠充分混合5 min 以上；（3）加入氢氧化钠调节pH 值；（4）加入聚合氯化铝混合30 s 以上；（5）加入聚丙烯酰胺混合30 s 以上；（6）采出水进入气浮箱刮渣后按顺序添加缓蚀阻垢剂和杀菌剂。结合杂质去除率进行分析，试验共得到各项指标数据400 个，试验加药方案和试验数据见表1、表2。

表1 试验加药方案

表2 试验数据记录

按照设计加药方案，原水经过油水分离器后悬浮物去除率11%，油分去除率58%；经过调节水罐沉降10 min 后悬浮物去除率2%，油分去除率19%；经过气浮池后悬浮物去除率47%，油分去除率45%；经过旋流分离器后悬浮物去除率20%，油分去除率56%。对比原水指标，处理后总悬浮物去除率64%，油分去除率92%。

3 经济效益评价

按照气田采出水日产出量计算，若采用罐车拉运，需要拉运罐车约140 辆，通过全面进行集气站采出水管输工艺改造，可节省采出水拉运费用5 775 万元/年，有效避免综合治理和安全环保风险。同时，避免作业区员工每日前往集气站配合罐车进行采出水装车，降低员工工作量50%。

螺杆泵年最低维修成本为材料费20 000 元、人工成本约600 元，合计年维修费用20 600 元；液压单缸双作用柱塞泵试验期间未出故障且状况良好，假设活塞环、填料等（750 元）易损部件120 d 磨损增大需更换，更换一次人工成本75 元，合计年维修费用3 375元。对比维修费用发现：液压单缸双作用柱塞泵年维修成本约为螺杆泵的16.38%。

通过开展“破乳+油水分离+气浮+旋流分离”工艺和药剂配伍效果试验，加药后悬浮物去除率64%，油分去除率92%。