高壓高產氣井生產水處理研究

賈英博

摘要：以海上DF1-1氣田生產污水為研究對象，根據其生產污水性質，開發一種以聚胺類表面活性劑為主劑、水溶性高分子為輔劑的復合絮凝劑，優化后絮凝工藝條件為：投加濃度700～1100mg/L，pH 7～8。該藥劑在氣田進行現場試驗，出水水質完全符合氣田生產污水排海要求[1]。

關鍵詞：高壓高產氣井;出砂量;橇裝除砂工藝

引言

海上石油與天然氣開發是21世紀最具潛力的與經濟價值的石油和天然氣開采方式，也是維護國家能源安全和海洋權益的重要舉措，戰略意義重大[2]。海上平臺是海上油氣開發的最主要載體，其主要功能是實現石油與天然氣的開采、油氣分離、油氣脫水及增壓外輸。近些年，隨著海上氣田開發力度的不斷加大，海上油氣田所產生的生產水量也不斷攀升[3]，同時國家對于海洋環境保護的要求也越來越高，迫切需要海上平臺提升其生產水處理規模和能力。

1氣田生產水處理系統流程概述

氣田有新、舊兩套聚結分離器，分別處理來自不同分離器的液體。當前新聚結分離器處理的液體來源：捕集器A、捕集器F、生產分離器，舊聚結分離器處理的液體來源：捕集器E、捕集器B、旋流分離器、過濾分離器、測試分離器、閉排泵出口，其中旋流分離器、過濾分離器和測試分離器液量少，對于聚結分離器的影響極小，在接下來的分析中不考慮其對生產水處理系統的影響。新、舊聚結分離器處理合格的凝析油，利用凝析油泵打入海管與增壓后的天然氣一起外輸至東方終端，水相則進入閉排罐;閉排罐油相通過閉排泵打入舊聚結，水相到開排;開排油相通過開排泵打入閉排，水相排海。

2生產污水處理現狀

（1）生產污水量。目前東方1-1氣田群共有一座中心平臺，4個井口平臺，每個平臺的產液量情況粗略統計如下（其中F平臺產液量為流量計計量值，其余平臺由于流量計故障而采用估算法得出）：（2）各平臺產液性質差異。由于各平臺開采層位不同，所產出地層水的性質也各有差異，乳化程度不一，混合之后處理難度很大，在兩個聚結分離器內停留時間較短，油水分離效果不穩定。（3）生產處理設備存在問題。2013年初，氣田發現部分井嚴重除砂，對生產系統產生了極大的沖擊，生產污水處理能力也受到嚴重制約主要表現在：①捕集器及聚結分離器內部積砂嚴重，只能通過每年一次的清罐進行清理，占據了生產污水處理空間，降低了污水處理效率和能力;通過取樣可以看到，經過聚結分離器處理后的油底部有少量積砂，處理后的水有8%-10%的油，為后續的閉排和開排水處理增加了難度，開排排海水中含油濃度較高;②目前氣田所使用的緩蝕劑與破乳劑的配伍性較差，而且F平臺產液中的乳化液含量很大（常時間靜置后乳化液仍不分解），導致污水處理難度進一步提高;③對污水處理流程和設備參數進行進一步分析：1）經舊聚結分離器處理的流程：捕B+捕E=80.82方（污水產量），超過舊聚結設計：71.8方（設計處理量），且經過閉排罐處理后的油需要通過閉排泵泵入到舊聚結分離器中再處理，這樣就導致舊聚結的油含水超標，閉排泵泵入污油增加處理難度;2）經新聚結分離器處理的捕F含油63%，新聚結設計25%含油，捕F占到新聚結處理量的62%，進入新聚結的流體綜合含油率：48.4%，超過新聚結的凝析油處理量。導致新聚結水含油超標。閉排泵泵入污油增加處理難度;以上兩點均是在未考慮其他工況對聚結處理量造成影響的條件下的分析，得出結論認為：新舊聚結設計參數不滿足現有工況的生產污水處理要求，使得凝析油含水&外排水含油超標常態化。

3現場試驗及工藝條件優化

3.1 藥劑用量對生產污水絮凝效果影響

以處理后出水含油濃度為主要參考指標，選氣田生產污水為研究對象，考察復合絮凝劑用量對生產污水處理效果的影響由結果分析可知，適量絮凝劑可以提供數量適量的正電荷去中和懸浮物表面的負電荷，當懸浮物表面負電荷被中和后，會在重力沉降、布朗運動等因素所用下失穩聚集，實現沉降分離;絮凝劑用量過低，電性中和不完全，用量過高，懸浮物表面的電性發生反轉，都會導致混凝效果不佳[4]。

3.2 生產污水pH對藥劑絮凝效果影響

氣田生產污水來自各平臺產液，其pH值存在差異，以及捕集器B與捕集器E排液的不連續性，造成后續生產污水pH具有一定波動性。因此，以生產污水為研究對象，考察生產污水pH對復合絮凝劑處理效果的影響。復合絮凝劑投加濃度500mg/L，溫度25℃。適宜復合絮凝劑發揮絮凝效果的pH范圍是7～8。這是由于復合絮凝劑中的水溶性高分子在堿性環境中能夠水解產生陽離子基團，發揮藥劑的電性中和作用和吸附橋連作用，形成良好的沉降體系和密實絮體。

3.3 主輔藥劑投加間隔對絮凝效果影響

在復合絮凝劑投加500mg/L、生產污水pH 7～8條件下，測定生產污水絮凝沉降5min后中部水體的濁度，來考察主輔藥劑投加間隔對絮凝效果影響。

結果表明：當主輔藥劑同時投加時，處理出水濁度8.2NTU;當主輔藥劑間隔10s投加時，處理出水濁度8.1NTU;當主輔藥劑間隔30s投加時，處理出水濁度7.8NTU。可見，隨著主輔藥劑投加間隔延長，絮凝效果有小幅提高，實驗確定主輔藥劑投加間隔為10s即可。

3.4 水力攪拌對藥劑絮凝效果影響

在復合絮凝劑投加500mg/L條件下，考察有無水力射流混合對絮凝效果影響。結果表明：存在水力射流混合時，復合絮凝劑能夠迅速與生產污水充分混合，明顯加快藥劑絮凝沉降效果，縮短沉降時間，提高藥劑利用率。

3.5復合絮凝劑現場試驗

2017年8月—2017年9月，在氣田進行復合絮凝劑的現場試驗。在加注點A1處投加pH穩定劑1600mg/L，將生產污水pH調至7～8后，在加注點A2處投加900mg/L聚胺類表面活性劑，在加注點A3處投加9mg/L水溶性高分子。連續監測出水水質。試驗期間生產污水含油濃度存在波動，其含油濃度均值約為1200mg/L，經處理后，出水水質單次最大含油濃度36mg/L，平均含油濃度只有29.3mg/L，完全符合氣田生產污水排海要求。同時，藥劑的除油效率基本保持在96%以上，對氣田生產污水處理具有較好的適應性。

3.6主輔藥劑投加間隔對絮凝效果影響

在復合絮凝劑投加500mg/L、生產污水pH 7～8條件下，測定生產污水絮凝沉降5min后中部水體的濁度，來考察主輔藥劑投加間隔對絮凝效果影響。

結果表明：當主輔藥劑同時投加時，處理出水濁度8.2NTU;當主輔藥劑間隔10s投加時，處理出水濁度8.1NTU;當主輔藥劑間隔30s投加時，處理出水濁度7.8NTU。可見，隨著主輔藥劑投加間隔延長，絮凝效果有小幅提高，實驗確定主輔藥劑投加間隔為10s即可。

3.7聚結分離器入口加裝旋流除砂裝置

聚結分離器入口加裝旋流除砂裝置，使得進入聚結分離器的生產水乳化程度明顯降低，新、舊聚結分離器的油水處理效果得到了明顯改善，降低了外輸凝析油的水露點，同時也降低了排海生產污水的含油濃度;聚結分離器入口旋流除砂裝置可以極大程度的減少進入聚結分離器的砂量，使得聚結分離器凝析油泵柱塞密封系統不再受到砂粒的磨損，改造前每個月都要進行凝析油泵拆檢維修并更換柱塞密封填料，改造后年度可節省材料人員費用36萬;聚結分離器入口旋流除砂裝置的投用，使新、舊聚結分離器的開罐清洗作業周期變長，減少了開罐清洗的人力、物資等消耗。

3.8對污水處理流程和設備參數進行進一步分析

1）經舊聚結分離器處理的流程：捕B+捕E=80.82方（污水產量），超過舊聚結設計：71.8方（設計處理量），且經過閉排罐處理后的油需要通過閉排泵泵入到舊聚結分離器中再處理，這樣就導致舊聚結的油含水超標，閉排泵泵入污油增加處理難度;2）經新聚結分離器處理的捕F含油63%，新聚結設計25%含油，捕F占到新聚結處理量的62%，進入新聚結的流體綜合含油率：48.4%，超過新聚結的凝析油處理量。

結語

綜上所述，超深高溫高壓氣井機械分層壓裂-投產完井一體化管柱的現場應用形成了一套較為成熟的技術體系，較好地解決了庫車山前地區超深高溫高壓氣井層間矛盾突出，層間物性差異較大，層間跨距變化大，單層逐層改造成本高等問題，為后續該區塊整體開發探索出了有效的技術途徑。該工藝對多層改造效果好，可以最大程度提高儲層動用率，作業成本較常規壓裂低30%左右。該工藝可以準確地定位造縫位置，進行精準壓裂改造，不會在井筒其他位置產生裂縫，具有較高的推廣應用價值。

參考文獻

[1]GB 4914—2008海洋石油勘探開發污染物排放濃度限值[S].

[2]蘇保衛，王懌，高學理，等.海上采油水處理技術的研究進展[J].中國給水排水，2009，25（24）：23-27

[3]許航，陳衛，袁哲，等.超濾膜與不同處理工藝組合處理湖泊水的中試研究[J].土木建筑與環境工程，2010，32（3）：149-154

[4]佟瑞利，趙娜娜，劉成蹊，等.無機、有機高分子絮凝劑絮凝機理及進展[J].河北化工，2007，30（3）：3-6