氣田采出水處理系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行效果評價

索慧斌 盧 霞 王虎丹 姚呈祥 楊國超 楊小兵

(中國石油長慶油田長北作業(yè)分公司)

0 引 言

長北天然氣處理廠(簡稱CPF)生產(chǎn)水處理系統(tǒng)是一套完整的工藝流程，氣液通過管道混輸?shù)紺PF后，在三相分離器進(jìn)行氣、油和水的分離，油進(jìn)入凝析油處理單元進(jìn)一步分離；水進(jìn)入除油沉降罐進(jìn)一步除油后，進(jìn)入甲醇富液罐靜置，加藥后進(jìn)行混凝絮凝沉降預(yù)處理，經(jīng)過過濾單元進(jìn)入甲醇再生裝置，對水中甲醇進(jìn)行回收處理，廢水進(jìn)入生產(chǎn)水處理單元，依次經(jīng)過斜管除油器、核桃殼、纖維球、石英砂和精細(xì)過濾器后回注地下[1-3]。

1 氣田采出水處理系統(tǒng)運(yùn)行分析

1.1 氣田采出水處理系統(tǒng)運(yùn)行現(xiàn)狀

長北區(qū)塊部分氣井進(jìn)入產(chǎn)液期，長北二期評價井接入一期水處理系統(tǒng)，鉆井液、完井液、壓裂返排殘留液和泡排劑的使用，化學(xué)添加劑甲醇、腐蝕緩釋劑等的加注，造成氣田水組分較原設(shè)計復(fù)雜，來水乳化現(xiàn)象比較嚴(yán)重，進(jìn)入沉降罐的富甲醇液含有大量難以分離的懸浮物[4-5]。沉降罐無法達(dá)到設(shè)計的除油和收集懸浮物的效果[6]。

1.2 目前運(yùn)行存在問題

1)來水乳化嚴(yán)重，含油量和懸浮物含量較高，簡單的沉降無法破乳，導(dǎo)致油分、懸浮物無法完全分離。從2010年—2017年采出水含油量趨勢可看出2017年8月開始來液含油量、懸浮物含量逐漸升高。

2)采出水處理手段單一，只是物理沉降及過濾，未投用加藥系統(tǒng)。2016年之前曾加注氫氧化鈉和PAC，絮凝效果不好，并且對甲醇再生塔造成很大影響，換熱器、塔盤堵塞嚴(yán)重，影響生產(chǎn)，所以2016年暫停加藥程序。

3)回注水水質(zhì)含油、懸浮物較高，回注泵機(jī)械故障頻發(fā)，回注地層壓力較高。從2017年11月開始回注壓力超過27 MPa。

2 優(yōu)化改造措施

2.1 分析來液乳化原因并制定相應(yīng)對策

2.1.1 氣田采出水乳化因素

藥劑因素：采出水乳化的主要因素是表面活性劑降低了油水界面張力。目前主要使用的藥劑包括：緩蝕劑、泡排劑、甲醇等。

壓力因素：受整個生產(chǎn)系統(tǒng)影響，自2017年底啟用壓縮機(jī)，使管網(wǎng)壓力降低，在低壓環(huán)境下更有可能產(chǎn)生乳化。

2.1.2 緩蝕劑乳化實(shí)驗(yàn)

對井口未加注緩蝕劑的采出液進(jìn)行取樣，加入500，1 000，3 000，5 000 mg/L的緩蝕劑，充分混合后進(jìn)行靜置觀察，得出在緩蝕劑濃度低于1 000 mg/L時，乳化現(xiàn)象不明顯，大于1 000 mg/L時，會出現(xiàn)明顯的乳化現(xiàn)象，并隨著濃度的升高乳化現(xiàn)象加重。 緩蝕劑加注濃度及含油量、懸浮物含量對比可以看出2017年10月左右加大緩蝕劑注入量，超過400 L/d(約4 000 mg/L，按每天平均產(chǎn)液100 m3計算)，出現(xiàn)嚴(yán)重乳化。2018年7月開始調(diào)整緩蝕劑加注量，綜合考慮緩蝕劑濃度無法稀釋、加注泵最小加注量、管線緩蝕效果、處理采出水能力等因素，制定了緩蝕劑加注程序，將處理廠來液緩蝕劑濃度控制在約1 000 mg/L，來液乳化程度大幅降低。

2.2 加藥制度

選取采出水處理常用的藥品氧化劑(H2O2)、氫氧化鈉、絮凝劑PAC(聚合氯化鋁)、助凝劑PAM(聚丙烯酰胺)與破乳劑(TS-7652)，根據(jù)前期小試結(jié)果初步確定破乳劑型號及藥品的加藥量，依照控制變量法對長北處理廠采出水加藥量進(jìn)行實(shí)驗(yàn)確定。

2.2.1 破乳劑添加量確定

在前期結(jié)果的基礎(chǔ)上，取5個100 mL斜管除油器進(jìn)口試液(含油量7 000～8 000 mg/L)，置于5個100 mL燒杯中，分別編號1～5。按編號分別加入破乳劑0.15，0.20，0.25，0.30，0.35 mL，并適當(dāng)攪拌后，再次分別加入氧化劑(H2O2)1.0 mL、10%氫氧化鈉溶液1.0 mL、5%PAC 2.0 mL、1‰PAM 1 mL。仔細(xì)觀察水樣的變化，見表1。

表1 破乳劑不同添加量絮凝效果

2.2.2 氧化劑添加量確定

在前期結(jié)果的基礎(chǔ)上，取5個100 mL斜管除油器進(jìn)口試液(含油量7 000～8 000 mg/L)，置于5個100 mL燒杯中，分別編號1～5。按編號分別加入破乳劑0.30 mL，并適當(dāng)攪拌后，再次分別加入氧化劑(H2O2)0.2，0.4，0.8，1.0，1.2 mL、10%氫氧化鈉溶液1.0 mL、5%PAC 2.0 mL、1‰PAM 1 mL。仔細(xì)觀察水樣的變化，見表2。

表2 氧化劑不同添加量絮凝效果

2.2.3 氫氧化鈉添加量確定

在前期結(jié)果的基礎(chǔ)上，取5個100 mL斜管除油器進(jìn)口試液(含油量7 000～8 000 mg/L)，置于5個100 mL燒杯中，編號1～5。分別加入破乳劑0.30 mL、氧化劑(H2O2)0.40 mL，分別加入10%氫氧化鈉溶液0.50，0.75，1.00，1.25，1.50 mL攪拌后，加入5%PAC 2.0 mL、1‰PAM 1 mL。仔細(xì)觀察水樣的變化，見表3。

表3 氫氧化鈉不同添加量絮凝效果

2.2.4 PAC添加量確定

在前期結(jié)果的基礎(chǔ)上，取5個100 mL斜管除油器進(jìn)口試液(含油量7 000～8 000 mg/L)，置于5個100 mL燒杯中，編號1～5。分別加入破乳劑0.30 mL、氧化劑(H2O2)0.40 mL、10%氫氧化鈉溶液0.5 mL攪拌后，分別加入5%PAC 1，2，3，4，5 mL攪拌后，加入1‰PAM 1 mL。仔細(xì)觀察水樣的變化，見表4。

表4 PAC不同添加量絮凝效果

2.2.5 PAM添加量確定

在前期結(jié)果的基礎(chǔ)上，取5個100 mL斜管除油器進(jìn)口試液(含油量7 000～8 000 mg/L)，置于5個100 mL燒杯中，編號1～5。分別加入破乳劑0.30 mL、氧化劑(H2O2)0.40 mL、10%氫氧化鈉溶液0.5 mL攪拌后、5%PAC 2.0 mL攪拌后，分別加入1‰PAM 0.5，1.0，1.5，2.0，2.5 mL攪拌后。仔細(xì)觀察水樣的變化，見表5。

表5 PAM不同添加量絮凝效果

加藥量確定實(shí)驗(yàn)結(jié)束，現(xiàn)場水樣實(shí)驗(yàn)取得一定的效果，加藥量分別為破乳劑0.30 mL/100 mL、氧化劑0.40 mL/100 mL、10%氫氧化鈉溶液0.5 mL/100 mL、5%PAC溶液 2.0 mL/100 mL、1‰PAM溶液2.0 mL/100 mL。

2.3 引入新的采出水處理工藝及設(shè)備

為解決長北天然氣處理廠采出水處理單元在日常運(yùn)行中存在的問題，計劃在保留原有處理設(shè)施的基礎(chǔ)上，增加一套新的采出水處理撬裝設(shè)備，與之組成一套新的處理工藝進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，使處理出水滿足回注水水質(zhì)指標(biāo)的要求。

2.3.1 目標(biāo)

按照處理工藝及調(diào)試過程，設(shè)置目標(biāo)：設(shè)計流量5 m3/h；設(shè)計出水指標(biāo)TSS≤25 mg/L，Oil≤30 mg/L。

2.3.2 工藝流程

采出水處理一體化裝置的完整工藝流程包括氣浮、預(yù)反應(yīng)器、高效旋流分離器、緩沖水箱、粗過濾以及精細(xì)過濾、加藥系統(tǒng)、污泥濃縮系統(tǒng)。工藝流程見圖1。

圖1 采出水處理裝置工藝流程

采出水經(jīng)過一級提升泵提升至多相流氣浮池，通過多相流泵的溶氣作用進(jìn)行氣浮除油，氣浮出水通過二級提升泵進(jìn)入預(yù)反應(yīng)器，同時向預(yù)反應(yīng)器內(nèi)投加氫氧化鈉溶液、PAC溶液及PAM溶液進(jìn)行中和混凝；中和混凝后的采出水迅速進(jìn)入高效旋流分離器，在離心力的作用下實(shí)現(xiàn)泥、水、油的三相分離；高效旋流分離器出水進(jìn)入緩沖罐，經(jīng)過濾提升泵提升至雙濾料過濾器，去除大顆粒懸浮物并控制水中顆粒粒徑中值；雙濾料過濾器出水進(jìn)入改性纖維素過濾器，進(jìn)一步去除采出水中殘留的微小的懸浮物，達(dá)到合格要求，最終出水進(jìn)入凈化水罐通過回注系統(tǒng)回注。

采出水處理一體化裝置產(chǎn)生的污泥主要來自高效旋流分離器和氣浮池，污泥先排入污泥池，再提升至污泥濃縮罐，通過螺桿泵泵入疊螺脫水機(jī)，污泥經(jīng)過脫水減量化后，外運(yùn)至有資質(zhì)單位處理，上清液進(jìn)入污水池。

氣浮池和高效旋流分離器產(chǎn)生的污油進(jìn)入污油罐進(jìn)行回收。

高效旋流分離器、雙濾料過濾器及改性纖維素過濾器反洗出水進(jìn)入污泥池進(jìn)行污泥脫水。

3 效果分析

3.1 優(yōu)化緩蝕劑加注方案，降低來液含油量

2018年7月開始優(yōu)化緩蝕劑加注方案，制定了緩蝕劑加注程序，將處理廠來液緩蝕劑濃度控制在約1 000 mg/L，來液乳化程度大幅降低。8月調(diào)整了緩蝕劑加注量，9月開始處理廠來液含油量明顯降低，從6—8月的平均2 689 mg/L降低到9—10月的平均501 mg/L。

3.2 制定長北處理廠生產(chǎn)水處理加藥制度，提升破乳、絮凝效果

現(xiàn)場水樣瓶試確定加藥量分別為破乳劑0.30 mL/100 mL、氧化劑0.40 mL/100 mL、10%氫氧化鈉溶液0.5 mL/100 mL、5%PAC溶液2.0 mL/100 mL、1‰PAM溶液2.0 mL/100 mL。但隨著來液含油量的降低、乳化情況好轉(zhuǎn)，不斷進(jìn)行現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)，對加藥配比不斷優(yōu)化，在保證處理效果不降低的情況下，確定最低加藥量為破乳劑866 mg/L，PAM2.6 mg/L，氧化劑1 000 mg/L。

最終確定加藥配比為破乳劑866～3 000 mg/L，氧化劑1 000～4 000 mg/L，氫氧化鈉0～500 mg/L，PAC 0～1 000 mg/L，PAM 2.6～20 mg/L時，處理廠來液能夠有效處理，達(dá)到指標(biāo)TSS≤25 mg/L，Oil≤30 mg/L。具體加藥量需根據(jù)來液情況進(jìn)行調(diào)整。

3.3 新增采出水撬裝處理設(shè)備和工藝流程，提高采出水處理效率

采出水處理撬裝設(shè)備出水設(shè)計要求指標(biāo)為：TSS≤25 mg/L，Oil≤30 mg/L，具體實(shí)驗(yàn)時間如下。

10月1日—12月15日暫時持續(xù)76 d，共計運(yùn)行56 d，處理水量4 374.3 m3。

長北天然氣處理廠接收的采出水的主要特點(diǎn)為乳化嚴(yán)重、甲醇含量高(最高可達(dá)20%含量)、凝析油含量高(6 000～2 000 mg/L)、懸浮物含量高、水質(zhì)波動大。其中懸浮物顆粒粒徑偏小，一般在10 μm以下，難以通過常規(guī)的沉淀進(jìn)行快速分離。通過本次處理實(shí)驗(yàn)，長北天然氣處理廠對設(shè)備進(jìn)出水水質(zhì)進(jìn)行了長期的跟蹤化驗(yàn)，具體數(shù)據(jù)如下：

由10月1日—12月15日，進(jìn)水TSS平均為97.5 mg/L，處理后出水TSS漸趨于平穩(wěn)，基本均處于25 mg/L以下，平均為8.7 mg/L，TSS去除率平均為91.7%；進(jìn)水含油量平均為207 mg/L，處理后出水含油量漸趨于平穩(wěn)，處于30 mg/L以下，平均為11.5 mg/L，含油量去除率平均為94.4%。

根據(jù)長北天然氣處理檢測的數(shù)據(jù)，“氣浮+高效旋流分離器”撬裝設(shè)備的出水水質(zhì)較好，整體出水表觀呈清澈透明，進(jìn)水水質(zhì)均不穩(wěn)定，出水水質(zhì)相對穩(wěn)定，處理效果達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。

3.4 降低回注壓力，提高回注泵的可靠性，減少維修費(fèi)用支出

回注水油分、懸浮物含量降低，減少回注泵因機(jī)械磨損造成的故障，2017—2018年回注泵故障頻率及維修費(fèi)用如圖2所示，故障頻率從2018年一季度的9次降至4季度的3次，維修費(fèi)用支出從16.28萬元降至0.57萬元，減少了維修費(fèi)用15.71萬元，提高了設(shè)備可靠性。圖2可以得出，2018年回注壓力隨著懸浮物含量的降低逐漸下降，由年初的28 MPa以上降至27 MPa以下，緩解了回注地層的負(fù)荷。

圖2 2017—2018年回注泵故障頻率及維修費(fèi)用

4 結(jié) 論

長北天然氣處理廠氣田采出水處理系統(tǒng)自投運(yùn)以來，從2017年開始，歷經(jīng)近一年的調(diào)研、論證、可行性分析及現(xiàn)場實(shí)施，在2018年組織實(shí)施了一系列工藝配套措施，促使氣田采出水處理系統(tǒng)在生產(chǎn)組織、工藝運(yùn)行、處理效果等方面起到了良好的效果。

長北采出水乳化的主要原因?yàn)榫徫g劑加注量偏高，加注量低于1 000 mg/L時，乳化情況有明顯改善，含油量及懸浮物含量明顯減低。

“氣浮+高效旋流分離”撬裝設(shè)備能夠很好的適應(yīng)長北采出水的變化，采出水處理取得了較好的處理效果。