長北區塊采出水處理工藝技術研究及應用

趙發壽，李戰平，楊亞濤，余志斌

（中國石油長慶油田長北作業分公司，陜西西安 710016）

1 采出水現狀

長北生產水日平均量65 m3，凝析油日平均量30 m3，峰值合計約170 m3/d；每年分別清管3～4 次，清管來液500 m3～1 000 m3不等，為了加快收液，將來液從三相分離器直接進入T0620 或T-0602A/B，靜置時間也少于24 h，大量含油和機械雜質的采出水進入甲醇回收單元以及生產水處理單元。2015 年由于水質惡化造成甲醇再生塔頻繁堵塔，影響甲醇回收系統平穩運行及回收效率，全年共進行了8 次清塔作業；每年從各個生產水處理罐清理出來的污泥總量約為120 t，清罐作業風險高，危廢處理費用較高。2018 年累計產液42 427.14 m3，產凝析油14 255.14 m3，采出水量28 172.0 m3。

1.1 采出水化學特征

通過對氣田采出水水質持續監測顯示，長北采出水氯根平均值低于2 000 mg/L，總礦化度平均值低于10 000 mg/L，水型主要CaCl2+NaHCO3，因此判斷長北區塊采出水為凝析水產液類型（見圖1）。

圖1 單井水分析數據

1.2 采出水處理現狀

長北天然氣處理廠的工藝技術特點為天然氣集中處理、前期J-T 閥節流制冷、后期壓縮機增壓、丙烷制冷、低溫分離、導熱油供熱系統、緊急關斷。而針對于含油采出水有一套完整的水處理工藝流程，氣液通過管道混輸到CPF 后，在三相分離器進行氣，油和水分離，水則進入緩沖罐進一步閃蒸除油，油進入凝析油處理單元，并首先在緩沖罐進一步氣，油和水分離，上述2座緩沖罐的水隨后進入除油沉降罐進一步除油，然后進入甲醇富液罐靜置，在經過過濾單元后進入甲醇再生單元對水中甲醇進行回收處理，水則進入生產水處理單元，依次經過斜板除油器、核桃殼、纖維球、石英砂和精細過濾器后回注地下。

CPF 于2006 年投產至今累計產液41.9×104m3，年平均產水2.1×104m3，產油1.0×104m3。平均油氣比0.031 m3/104m3，水氣比0.06 m3/104m3。2018 年兩者均有偏高趨勢，且出現油水乳化現象，含油超過1 000 mg/L，機雜超過50 mg/L。

2 采出水處理影響因素

從乳化物形成機理分析可知，乳狀液有著巨大的比表面，屬熱力學不穩定體系，不會自發形成，要得到穩定的乳狀液必須有乳化劑的存在，在泡沫排水采氣中，往往需要向氣井中加入泡排劑，因氣井積液中含有水和凝析油，這就無法避免乳化物的形成，泡排劑既充當了起泡劑的作用，同時又充當了乳化劑的作用，泡排和乳化這對矛盾將同時存在于整個生產流程之中，可以通過削弱乳化物的穩定性，提高泡排效果，減少乳化物的產生[1-3]。同時為了防止管線及井筒腐蝕，在生產中定期加入足量的緩蝕劑，這也為乳化的形成增加了一種活性物質。而乳化程度的大小除受活性劑濃度影響外，還可能受到溫度等方面的影響，具體通過實驗來分析（見圖2、圖3）。

圖2 V-2501 含油粒徑圖

圖3 T-4002 含油粒徑圖

緩蝕劑、泡排劑是長北目前主要加注的藥劑類型，緩蝕劑用于防腐蝕，泡排劑用于氣井排水采氣。分析表明這兩種藥劑都是乳化形成的表面活性劑，是造成乳化的客觀因素之一。

2.1 緩蝕劑影響

取500 mg/L、1 000 mg/L、3 000 mg/L、5 000 mg/L不同濃度的緩蝕劑進行乳化實驗，在緩蝕劑濃度低于1 000 mg/L 時，乳化現象不明顯，大于1 000 mg/L 時，會出現明顯的乳化現象。

2017 年底長北緩蝕劑加注量每天超過1 000 L，出現嚴重乳化，調整緩蝕劑加注量，引進中試撬裝設備，乳化程度有所降低（見圖4）。

圖4 長北緩蝕劑加注量與含油量曲線圖

2.2 泡排劑影響

在實驗室對當前選用的泡排劑進行了兩個濃度的測試，分別是100 mg/L 和500 mg/L。在目前的實驗條件下，當泡排劑在水中的濃度等于100 mg/L 時，沒有明顯的乳化現象。當泡排劑在水中的濃度等于500 mg/L時，出現了嚴重的乳化現象，而目前對CPF 破乳效果很好的破乳劑，對泡排劑形成的乳液沒有明顯的破乳效果。

2.3 管網壓力因素影響

長北采用的是封閉濕氣集輸管網，受整個生產系統影響，自2017 年底啟用壓縮機，管網壓力降低，長北采出水含油量出現升高的趨勢，因此可以判定管網壓力降低加劇了采出水乳化（見圖5）。

圖5 CPF 入口壓力與含油量曲線圖

3 采出水處理工藝優化

基于上述出現的采出水乳化現象，同時回注井回注壓力升高的問題，對水處理工藝進行初步優化，在回注罐前增加中試撬裝裝置，對采出水進入回注前進行再次處理，解決乳化問題，使回注水指標達到回注標準。

3.1 技術原理

高效旋流分離器撬裝裝置是一種用于油氣田采出水預處理的高效沉淀分離裝置，該裝置是基于旋流分離原理，即：在離心力的作用下利用兩相或多相間的密度差來實現相分離的。

加藥絮凝：加入藥劑（調節劑、氧化劑、助凝劑、絮凝劑），有效絮凝。

懸浮污泥過濾：利用處理過程中已產生的老化污泥吸附過濾新產生的污泥，實現凈化水質的目的（見圖6）。

圖6 中試撬裝設備水處理流程圖

3.1.1 預反應器 預反應單元（見圖7）主要作用是來水進行pH 調節和混凝沉淀，由于所選混凝劑的最佳工作條件的pH 值是7 左右，除油罐的出水pH 為弱酸性，需對pH 進行調節。實驗證明，pH 調節與混凝同步進行，更加有利于混凝的效果。通過水力旋流及反應腔之間的管道折流，實現無動力無損害攪拌，利用多個獨立反應腔控制藥劑的混合時間，避免藥劑間的相互影響，同時通過其結構可以控制每個藥劑間的加藥間隔時間，保證最佳的加藥方案。

圖7 預反應器水處理流程圖

技術優勢：利用水力折流及獨立反應腔促使藥劑與采出水有效混合并充分反應，克服了傳統藥劑加注方式導致的藥劑與采出水混合不均、藥劑間相互影響的問題。

3.1.2 旋流分離器 高效旋流分離器（見圖8）是一種用于油氣田采出水預處理的高效沉淀分離裝置，該裝置是基于旋流分離原理，即：在離心力的作用下利用兩相或多相間的密度差來實現相分離的。將預處理的出水流入高效旋流分離器，在離心力的作用下，進行油水分離。混合液通過切向入口進入旋流分離器，促使混合液在分離器內旋轉，在離心力的作用下，水和油上浮，污泥下沉，實現快速的沉降分離。該裝置能夠有效降低采出水懸浮物含量，通過高效混凝技術和旋流分離原理實現固液分離，避免污泥在系統中循環，適用于油氣田采出水的預處理環節，提高采出水處理效果。

技術優勢：依靠螺旋導流槽產生的水力旋流和填料層對懸浮物的攔截實現油泥水三相分離，相較傳統水力旋流分離器分離效果更佳。

圖8 高效旋流分離器水處理流程圖

3.2 加藥類型、加藥量選擇

通過實驗得出每100 mL 液加藥量方案為：破乳劑0.30 mL、氧化劑0.40 mL、10 %氫氧化鈉溶液1.0 mL、5 %PAC 溶液2.0 mL、1 ‰PAM 溶液2.0 mL（見表1）。

表1 中試藥劑加注實驗情況表

目前加藥方案組合主要為“一藥兩劑”包括：聚丙烯酰胺0.02 kg/d～1 kg/d，破乳劑10 kg/d～100 kg/d，氧化劑10 kg/d～100 kg/d。

4 現場應用效果評價

4.1 現場應用效果

2018 年7 月9 日在回注罐前成功安裝一套中試撬裝設備即采出水處理一體化裝置，包括氣浮、預反應器、高效旋流分離器、緩沖水箱、粗過濾以及精細過濾、加藥系統、污泥濃縮系統，工藝簡圖（見圖9）。

采出水來水經過一級提升泵提升至多相流氣浮池，采出水在多相流氣浮池內通過多相流泵的溶氣作用進行氣浮除油，氣浮出水通過二級提升泵進入預反應器，同時向預反應器內投加氫氧化鈉溶液、PAC 溶液及PAM 溶液進行中和混凝；中和混凝后的采出水迅速進入高效旋流分離器，在離心力的作用下實現泥、水、油的三相分離；高效旋流分離器出水進入緩沖罐，經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入改性纖維束過濾器，進一步去除采出水中殘留的微小的懸浮物，達到合格標準，最終出水進入凈化水罐通過回注系統回注。

圖9 采出水處理裝置流程簡圖

高效旋流分離器、雙濾料過濾器及改性纖維束過濾器反洗出水進入污泥池進行污泥脫水。中試撬裝設備安裝后進行采出水再處理，預期達到SY-T6569-2004 標準：含油≤30 mg/L，懸浮物≤25 mg/L，pH 值6.5～8。投運至今長北采出水水質得到明顯改善，投運后機雜含量平均12 mg/L，平均含油10 mg/L，解決了近期出現的采出水乳化問題，達到預期目標（見圖10、圖11）。

圖10 機雜趨勢變化圖

圖11 含油趨勢變化圖

4.2 取得的亮點

（1）全新的藥劑混凝，通過大量的藥劑篩選實驗，確定了一套有效可行且成本較低的藥劑投加方案。

（2）區別于傳統的機械混合和管道靜態混合，與高效旋流分離器相配套的預反應器藥劑混合裝置，混合效果佳，對混凝后的絮體破壞小，加藥的停留和間隔時間可控。

（3）高效旋流分離器的投運能夠有效快速的實現懸浮物、油分和水的分離，實現水質達標。

（4）“一藥兩劑，靶向處理，快速達標”，迅速解決了長北目前采出水乳化的問題，保障了長北日常生產及冬季高峰供氣。

5 結論

（1）明確長北區塊采出水為凝析水，水型為CaCl2+NaHCO3。

（2）初步確定長北采出水乳化由緩蝕劑造成，目前已優化緩蝕劑加注量，減少緩蝕劑造成的乳化程度。

（3）成功應用中試撬裝進行采出水再處理，目前含油量、機雜均接近10 mg/L，基本達到預期目標，效果明顯。