气田含醇采出水处理系统工艺优化及效果评价

高 帅，樊 伟，吕 婷，钱 凯，余浩鑫，高小键，寇明耀，张荣耀，郭文涛，李 扬

（1.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000；2.榆林榆川天然气有限责任公司，陕西榆林 719000）

榆林气田在采输过程中，为防止天然气在采出及集输过程中形成水合物导致管线集输效率下降，在气井井口及集气站节流降温前进行甲醇加注，为了减少含醇采出水对环境污染及降低天然气开采成本，需对气田开采过程中产生的含醇采出水进行凝析油、甲醇的回收。榆林天然气处理厂气田含醇采出水处理系统始建于2003 年，主要处理工艺可概括为“一级沉降除油、二级沉降除杂、甲醇精馏回收、产层回注”，实现气田含醇采出水集中处理，保障了气田环保高效经济开发，而随着榆林气田由自然连续生产进入增压开采模式，气田含醇采出水水质及水量均发生了较大变化，原有的采出水处理工艺逐渐不能满足新的处理要求。

1 气田含醇采出水处理工艺现状及存在问题分析

1.1 气田含醇采出水处理工艺简介

榆林天然气处理厂担负着榆林气田和部分神木气田含醇采出水的集中处理任务，现有主要处理工艺流程为集气站拉运/管输来的含醇采出水首先进入卸车池，经转水泵转输进入2 具350 m3沉降罐进行油水的自然沉降分离，分离出的凝析油靠自重回收至12 m3地埋凝析油罐，再经转油泵提升至小凝析油罐，最后再次经转油泵后进入凝析油稳定装置稳定后存储至稳定凝析油罐，定期外运；沉降除油罐除油、除杂后含醇采出水经转水泵转至原料水罐（甲醇富液罐）进行进一步的机杂沉降分离后进入甲醇回收装置进行甲醇精馏分离，回收的甲醇重复利用，剩余的采出水经回注泵回注产层，具体工艺流程（见图1）。

图1 采出水处理流程图

1.2 存在问题及原因分析

1.2.1 近年来采出水接卸量超出设计预处理能力 榆林天然气处理厂采出水预处理能力设计为150 m3/d，而榆林气田已自然连续生产二十余年，随着气藏开发步入中后期的增压开采模式，边水、底水逐渐增加，近年来气田采出水呈逐年升高趋势，根据近两年实际运行情况来看，冬季高峰供气期榆林处理厂接卸水量在160～280 m3/d，而该处理工艺设计参数为：卸车池100 m3，原料水罐设计350 m3，有效容积184 m3（根据储罐高液位5.95 m、低液位2.5 m 得出），压力除油器额定流量5 m3/h；反应罐容积7.5 m3；卸车池提升泵、转水泵额定流量30 m3/h。目前从卸车池到3#、4#原料水罐的平均转水速度为10 m3/h，连续转水转满一具罐（184 m3）需要18 h，静置4 h 后可排油，排油速度为3.2 m3/h（原料水平均含油14.5%，184 m3水含油26.68 m3），排油需8 h，排油后开始转水，目前转水速度为14 m3/h（压力除油器、反应罐走旁通），转水至安全尺需11 h，通过现场试验核算，该处理厂目前最大单日处理量146 m3。为确保榆林南区和神木气田气井的正常生产，只能大幅缩短采出水沉降时间（不足4 h），机杂油分得不到有效沉降分离，也因此导致后端甲醇精馏回收系统、回注系统问题不断，采出水处理系统故障恶性循环。根据近年来该处理厂采出水接卸量可以分析出：处理厂冬季高峰供气期间气田采出水接卸量已远超设计处理能力。

1.2.2 部分预处理工艺设备效能不足、工艺落后 该处理厂原设计采出水预处理流程中主要靠3#、4# 沉降罐的自然沉降和2 具压力除油器的过滤除油，随着连续十多年的运行，压力除油器内部元器件效能大幅降低，加之采出水水质情况变的更为复杂，2 具压力除油器近些年来基本处于失效状态，即该处理厂采出水预处理系统基本只靠3#、4#沉降除油罐和1#、2#原料水罐的自然沉降分离，而4 具原料水罐内部未设计浮动收油装置及罐底负压排泥等相关的结构，导致油水分离时间长、收油耗时长、油水分离不彻底、罐底沉降下来的机杂等实际运行困难。

1.2.3 甲醇回收装置处理后的回注水温度超高 该处理厂目前采出水处理工艺为甲醇回收装置处理后塔底出来的合格的采出水（100～105 ℃）经与进塔原料水（甲醇富液）换热后（55～70 ℃）直接进入2 具100 m3回注罐，经回注泵回注产层，回注水过高的温度导致回注泵柱塞、盘根磨损快、运行中震动大，同时，过高的回注水温度加上回注水的本身高矿化度导致设备、管线的腐蚀、老化加速，不利于系统的安全环保运行，近年来，也多次发生过注水管线腐蚀刺漏、回注井口法兰密封钢圈腐蚀渗漏的情况。

2 对策研究及实施

根据以上对该处理厂气田采出水处理工艺及存在问题的分析，逐条进行细化研究，并制定与现场符合、实用的改进对策，具体如下：

2.1 增加沉降除油罐、优化现有沉降除油罐沉降分离工艺

根据现场实际运行经验来看，采用自然沉降分离的气田采出水处理工艺，储罐罐容在6～8 倍的实际采出水处理量时，采出水的油、水、机杂分离效果相对较好，所以建议增加该处理厂新增500 m3沉降除油罐1具[1-3]。当含油采出水经进水管线进入到沉降除油罐内部的分水器，由分水器均匀分布在罐内部的配水管均匀的洒向罐内的沉降区，水中较大的油珠在油水相对密度差的作用下，首先上浮至油层，粒径较小的油珠随水向下流动，在这个过程中，一部分粒径较小的油珠在由于自身在静水中上浮速度的不同及水流速度梯度的推动作用下，不断碰撞聚集，形成较大油珠而再次上浮至油层。质量密度相对较大的泥沙及悬浮颗粒在密度差的作用下，沉降到罐底，剩余的采出水则处在中间的净水层。因此推荐新增沉降除油罐内部收油工艺为固定溢流堰收油及负压排泥工艺（见图2）。

图2 固定溢流堰沉降罐原理示意图

2.2 更换落后压力除油器为高效旋流分离器

高效旋流分离器撬装装置是一种用于油气田采出水预处理的高效沉淀分离装置（见图3），该装置是基于旋流分离原理，将预处理的出水流入高效旋流分离器，在离心力的作用下，进行油水分离。混合液通过切向入口进入旋流分离器，促使混合液在分离器内旋转，在离心力的作用下，水和油上浮，污泥下沉，实现快速的沉降分离。

图3 高效旋流分离器原理示意图

通过对高效旋流投运后进水口和出水口水样化验分析，效果较好。

由此表明，该高效旋流分离器投运后，采出水中油分和机杂指标明显下降，可以达到油分＜100 mg/L、机杂＜200 mg/L 的回注指标。

2.3 增加原料水与回注水的换热器

通过前文分析，虽然甲醇精馏塔回收甲醇后塔底的剩余采出水经过与上塔的原料水进行了换热，但去往回注罐的温度依然有55～70 ℃，为了有效减低回注水的温度，建议增加在原料水进高效旋流前与甲醇精馏塔底液的管壳式换热器，如此，不仅可以有效降低回注水的温度，同时还可提高高效旋流分离器药剂的反应效果，提高旋流分离的应用效果。

3 结论和认识

（1）通过对该处理厂现有采出水处理流程的分析，发现该处理厂采出水实际处理能力不足，提出了增加1 具500 m3固定溢流堰收油、负压排泥的沉降除油罐，可有效解决目前采出水处理过程中因沉降时间不足而导致的甲醇回收装置堵塞频繁、控制不稳的情况。

（2）通过将已年久失效的压力除油器更换为目前较新的高效旋流分离器工艺，有效提高了采出水油、水、泥的分离，且降低了运行维护成本，提高了生产效率，甲醇回收塔运行平稳率得到了显著提高。

（3）通过增加进高效旋流分离器原料水与塔底排出水的管壳式换热器，使得回注水温度由55～70 ℃降至37～42 ℃，大幅度减少了回注泵因高温异常磨损、抖动以及回注管线的过度老化问题，具有较好的经济效益。