降低天然氣處理廠回注水油分機雜對策分析

苗成，毛先榮，馬騫，李聰，南春，趙彥女

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林719000）

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降低天然氣處理廠回注水油分機雜對策分析

苗成，毛先榮，馬騫，李聰，南春，趙彥女

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林719000）

某天然氣處理廠采出水回注系統設計選用“一級沉降除油”工藝，利用2具200 m3的沉降除油罐對氣田管輸或拉運至處理廠的采出水進行油水分離處理，再經回注系統注入地層。在實際生產過程中，由于沉降除油罐罐內介質始終處于動態，接收的采出水得不到有效的沉降，導致回注水油分機雜含量超標；當上游采出水含有泡排劑乳化物時，沉降除油罐也無法將乳化物與油水分離，造成大量乳化物收入污油罐。本文通過對該天然氣處理廠采出水處理工藝進行分析，制定出降低回注水油分機雜含量的解決對策。

采出水；沉降除油罐；油分；機雜；工藝改造

1　采出水工藝現狀

某天然氣處理廠采出水回注系統主要用于對氣田集氣站管輸或拉運至處理廠的采出水進行處理［1，2］。采出水先經2具200 m3的沉降除油罐進行“一級沉降除油”處理，油水分離后將污油回收至儲運系統污油罐，采出水轉入2具63 m3回注罐，經化驗檢測合格后通過回注泵注入地層。系統設計處理能力為400 m3/d，實際生產過程中采出水單元接收量為28 m3/d～159m3/d，平均接收量為109.26 m3/d，約占系統負荷的27.3%；平均收油量為27.8m3/d，平均回注量為82m3/d（見表1）。

表1　采出水單元生產運行數據表

2　存在問題

2.1回注水油分機雜含量高

天然氣處理廠采出水處理系統在設計時根據氣田試采井采出水取樣分析（見表2），采出水進入沉降除油罐前含油量≤300mg/L，懸浮物固體含量≤300mg/L；經沉降除油罐油水分離后，出罐采出水含油量≤80mg/L，懸浮物固體含量≤80 mg/L。但在實際生產中，通過定期化驗分析可知，系統接收上游采出水懸浮物固體含量遠遠超出設計值；經沉降除油罐處理后的回注水，油分機雜含量也大幅超標，造成回注機泵設備磨損嚴重，回注井壓力升高，給回注系統帶來不利影響。

2.2沉降除油罐油水分離效果較差，崗位勞動強度大、安全風險高

上游管輸采出水或卸車流量較大，同時采出水中存在泡排劑時，沉降除油罐油水分離效果較差，經常出現“排水口含油、排油口含水”的現象。污油罐內的采出水只能通過脫水作業，利用污水車轉入沉降除油罐；回注罐內的污油只能在罐內采出水回注至油層時，將污油排至污水池，再通過污水池提升泵或污水車轉入沉降除油罐。崗位平均每天轉運7～8車，作業安全風險較高，員工勞動強度大。

2.3上游氣井加注泡排劑后，采出水中乳化物較多，影響油水分離

氣田氣井加注泡排劑后的一段時間內，采出水中含大量油、水、泥三相混合而成的一種乳化物。乳化物的密度小于采出水，易溶于凝析油，不利于油水分離，影響采出水處理系統正常運行。

表2　沉降除油罐進出口采出水化驗分析表

3　原因分析及解決對策

3.1核心設備工藝原理分析

通過對沉降除油罐內部結構及設計原理進行研究，發現該罐在日常運行時罐內需始終保持高液位，其出水口位于罐尺7.13 m處、收油口位于罐尺7.3m處，只有在儲罐持續進液的條件下出水口及排油口才能排液。故在收油及排液過程中沉降除油罐罐內介質始終處于動態，儲罐接收的采出水得不到有效的沉降，導致油水分離效果較差。在上游管輸或接卸采出水液量較大時，油水分離效果更不理想。

在實際生產過程中，沉降除油罐接收上游集氣站管輸采出水的油分含量為41mg/L～5 569mg/L，機雜含量為195 mg/L～2 030 mg/L，高于≤300 mg/L的設計要求，超出罐的設計處理能力，影響油水分離效果（見圖1）。

圖1　沉降除油罐內部結構圖

3.2“油中帶水”現象分析

由于罐進口灑盤與收油堰板高度差僅為80 cm，當上游來液量過大時，出水口排液不及，罐內液位持續升高，逐漸高于收油堰板。導致進液來不及沉降分離，大量采出水通過收油管線進入污油罐（見圖2）。

圖2　“油中帶水”現象分析

3.3“水中帶油”現象分析

（1）當上游采出水來液量過大時，油水來不及沉降分離，部分油被水帶入回注罐，導致回注罐內含油。

（2）根據靜壓力平衡原理，沉降除油罐設計罐內介質臨界液位為7.3 m，出口U型管標高為7.13 m，利用公式表示，即：

當U型管中含有污油或乳化物等介質時，管內介質密度變小，導致罐與U型管的平衡被打破，由于ρ油＜ρ水，故h1升高h2降低，罐內油厚升高且無法達到收油堰板7.3m處，使得大量污油進入緩沖水罐（見圖3）。

圖3　“水中帶油”現象分析

3.4采出水沉降試驗

根據沉降除油罐目前的運行制度，對其“一級沉降除油工藝”進行模擬，觀察采出水在充分靜置沉降后的油水分離效果。

第一步：在沉降除油罐進口取250 mL原料采出水水樣5組，分別靜置沉降8 h、12 h、24 h、36 h、48 h，觀察采出水油水分層情況（見圖4）。

圖4　

第二步：利用移液管移除沉降后水樣中的油層，取中上部水樣進行油分機雜化驗，化驗結果（見表3）。

通過實驗對比發現：在采出水得到充分沉降后，油水分離效果較好，采出水中的機雜懸浮物得到了有效沉降。24 h后罐內機雜含量已趨于穩定，結合實際生產情況，采出水的最佳沉降時間應為24 h。

表3　采出水沉降后油分機雜化驗

3.5破乳劑加注實驗

利用目前在用的型號為PR-3破乳劑進行加注實驗。取5份250mL的乳化物樣品，分別加注250mL、200 m L、150 mL、100 m L、50 mL的破乳劑，靜置一段時間后，觀察反應結果（見圖5）。

圖5　

通過實驗對比發現：破乳劑的加注比例越大，乳化物分解得越快越徹底；乳化物在加注破乳劑后靜置沉降，也有利于乳化物的油水分解。

圖6　采出水單元工藝改造示意圖

4　工藝改造可行性分析

4.1改造后的工藝流程

根據實驗結果及綜合分析，提出如下工藝改造方案，改造后的工藝流程（見圖6），在保留原工藝流程的基礎上，對流程做如下改造：

（1）在沉降除油罐上游增建2具300 m3的調節水罐，用于對原料采出水進行靜置沉降；每具水罐頂部加裝浮球式界位儀，用于觀察油、水、乳化物三相界位。

（2）在調節水罐出液口增加2臺防爆轉液泵，用于根據油、水、乳化物界位進行轉液作業。

（3）增建破乳劑加藥裝置、一具50 m3破乳罐（含攪拌器）及轉液泵，用于破乳作業，并將破乳后的采出水轉入調節水罐二次沉降。

（4）將泵出口流程分別接至沉降除油罐、破乳罐、污油回收管線，根據界位儀將油、水及乳化物轉入相應下游流程。

（5）增建粗、精細過濾器等回注水預處理裝置，進一步降低回注水機雜懸浮物含量。

4.2改造后的運行制度

（1）2具調節水罐一具進液、一具沉降；沉降24 h后，先打開排泥閥排出罐底雜質，再利用轉液泵將采出水轉入沉降除油罐；通過界位儀觀察，當罐內介質排至乳化物層時，將乳化物轉入破乳罐，并利用加藥裝置向罐內注入破乳劑；調節水罐排至油層時，將污油回收至污油罐。轉液結束后，進行倒罐作業。

（2）破乳罐內的乳化物與破乳劑充分反應后，利用防爆轉液泵將罐內采出水轉入調節水罐，進行二次沉降。

（3）沉降除油罐維持原設計運行模式不變，并聯投運，進行二次油水分離。

（4）兩組回注水預處理裝置一備一用，定期反沖洗，確保過濾器設備能夠有效降低回注水機雜含量。

4.3預期效果及費用預算

4.3.1預期效果

（1）系統日常運行時采出水先在調節水罐內靜置沉降，后進入沉降除油罐二次油水分離，再經回注水預處理裝置過濾后進入回注系統，能夠顯著降低回注水油分、機雜懸浮物含量，提高采出水系統油水分離效果。

（2）通過界位儀可準確判斷調節水罐內介質液位，配套使用屏蔽泵轉液，能夠減少“水中帶油、油中帶水”現象，降低員工勞動強度，消除安全風險。

（3）在破乳罐中對乳化物單獨加藥處理，能夠顯著提升破乳效果，再利用轉液泵將采出水轉至調節水罐二次沉降收油，確保采出水的處理效果。

（4）降低回注泵、喂水泵的維修頻次及員工的勞動強度，保障采出水處理單元安全平穩運行。

4.3.2工藝改造費用預算（見表4）

表4　增加設備及費用一覽表

5　結論

通過分析與取樣實驗，確定了目前采出水單元回注水油分機雜含量高的原因，并制定了進行工藝改造的解決方案。通過工藝改造，能夠切實可行地降低回注水油分機雜含量，保障采出水處理單元安全平穩運行。

［1］蔣晶晶.蘇里格氣田生產污水處理系統優化研究［C］.第八屆寧夏青年科學家論壇論文集，2012.

［2］崔斌.長慶油田采出水處理現狀及發展方向［J］.石油化工安全環保技術，2009，25（4）：59-61.

Natural gas processing p lant to reduce the injection water of oilmachine com p lex analysis

MIAO Cheng，MAO Xianrong，MA Qian，LICong，NAN Chun，ZHAO Yannv
（Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi719000，China）

Deal with factory production reinjection system design using the"primary settlement process of removing oil"，using two 200m3of sedimentation tank of gasfield tube or lose pull transported to the processing factory of produced water of oil-water separation，the injection system is injected into the formation by gas in the actual production process，due to the settlement of themedium in the tank is always in a dynamic，and the system is not charging reduced feed watermiscellaneousmachine oil agent，resulting in excessive injection water in the oil impurities content.When the upstream mining effluent contains foam discharging agentemulsion，settlementexcept that oil tank or emulsions and oil-water separation，resulting in a lot of emulsion income slop tank.The natural gas treatment plant produced water treatment technology for analysis，to develop the solvingmeasures of reducing the reinjection water and oil formachine impurity content.

produced water；settling tank；oil content；mechanical impurities；technological transformation

TE992.3

A

1673-5285（2016）07-0143-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.037

2016－06-28

苗成，男，助理工程師，2011年畢業于蘭州理工大學過程裝備與控制工程專業。