梁兵劉德華黎洪珍李永樹陳佐柏劉煉張旭白上洋

蒸發(fā)結(jié)晶分離處理氣田水技術(shù)在川東地區(qū)應(yīng)用前景展望

梁兵1劉德華1黎洪珍1李永樹1陳佐柏1劉煉1張旭2白上洋3

（1.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦2.重慶科技學(xué)院3.自貢市輕工業(yè)設(shè)計(jì)研究院）

隨著回注水量的增加，回注井回注能力逐步下降，同時(shí)回注井選井和施工難度大，物理化學(xué)+深井回注氣田水的方式在一定程度上已不能滿足氣田生產(chǎn)和發(fā)展的需求。蒸發(fā)結(jié)晶分離處理技術(shù)氣田水能處理氣田水中的Cl-,實(shí)現(xiàn)氣田水的達(dá)標(biāo)排放和資源回收利用，可成功解決氣田水的出路問題。通過介紹蒸發(fā)結(jié)晶分離處理氣田水技術(shù)的原理及其應(yīng)用情況，提出了應(yīng)用條件和應(yīng)用設(shè)想，論證了該技術(shù)在川東地區(qū)天然氣剩余儲(chǔ)量大、產(chǎn)水穩(wěn)定、氣田水回注存在困難、氣田水轉(zhuǎn)輸回注管網(wǎng)較完善區(qū)域的適應(yīng)性。圖5表3參6

氣田水蒸發(fā)結(jié)晶分離川東地區(qū)應(yīng)用展望

1 川東地區(qū)氣田水處理回注現(xiàn)狀

川東地區(qū)礦權(quán)轄區(qū)內(nèi)生產(chǎn)氣井400余口，年產(chǎn)氣田水34.46×104m3，年回注水量35.94×104m3。歷年累計(jì)回注氣田水869.53×104m3。

1.1 水質(zhì)特征

通過對(duì)氣田水水樣檢測(cè)結(jié)果的統(tǒng)計(jì)分析，川東地區(qū)氣田水具有以下特點(diǎn)：①氣田水水型以CaCl2為主，Cl-含量普遍較高，氣田水呈弱酸性；②石油類等有機(jī)物含量高，其中COD可達(dá)幾百、幾千甚至上萬mg/L；③氣田水總礦化度較高，可達(dá)幾萬～十幾萬mg/ L；④懸浮物含量高，顆粒粒徑大；⑤硫酸鹽還原菌等細(xì)菌含量高；⑥溶解有O2、H2S等有害氣體；⑦刺激性異味明顯。

1.2 氣田水處理工藝技術(shù)

20世紀(jì)90年代川東地區(qū)開始利用生產(chǎn)枯竭井回注氣田水，陸續(xù)建設(shè)氣田水處理站，對(duì)氣田水進(jìn)行處理后回注。目前累計(jì)建成PN3.5~12.0 MPa、DN50~ 100 mm玻璃鋼輸送管道約400.0 km，建成氣田水處理站三十余座。所產(chǎn)氣田水管輸至處理站，在處理站進(jìn)行集中處理后回注入到回注井。常用處理工藝有加藥處理和簡單沉降處理，處理工藝流程見圖1、圖2。

1.3 氣田水處理效果

20世紀(jì)90年代中后期建設(shè)的氣田水處理系統(tǒng)均采用加藥、沉降、氣浮、過濾處理后回注，美國進(jìn)口設(shè)備2套，國產(chǎn)設(shè)備11套，主要由加藥裝置、斜管沉降分離器、過濾器及氣浮裝置等組成。氣田水處理設(shè)備對(duì)懸浮物、石油類、硫化物等指標(biāo)處理效果較好（表1），但是存在裝置腐蝕和結(jié)垢嚴(yán)重，加藥處理運(yùn)行成本高等問題。2004年后，根據(jù)回注層位的滲透率、漏失情況和回注氣田水水質(zhì)等實(shí)際情況，針對(duì)不同的回注井提出了相應(yīng)的氣田水回注指標(biāo)，停運(yùn)部分加藥裝置，簡化了處理流程，節(jié)約了成本。如Z10井處理站，簡化處理流程后氣田水處理成本由之前的85元/m3降至20元/m3左右。

圖1 氣田水加藥處理流程示意圖

圖2 氣田水處理站簡單處理流程示意圖

1.4 氣田水處理回注難點(diǎn)

通過對(duì)川東地區(qū)氣田水處理回注現(xiàn)狀分析，認(rèn)為氣田水處理回注存在以下難點(diǎn)：

（1）大產(chǎn)水量井與現(xiàn)有回注井分布不均衡，區(qū)域轉(zhuǎn)輸回注系統(tǒng)相對(duì)獨(dú)立，抗風(fēng)險(xiǎn)能力差，遇回注系統(tǒng)故障將影響氣田生產(chǎn)，如高峰場、云和寨等；大部分回注系統(tǒng)只有1口回注井，無備用回注井；部分區(qū)域氣田水回注井選井難度大，如云安廠區(qū)塊至今仍無回注井，需要長距離車載運(yùn)輸氣田水，增加了運(yùn)輸風(fēng)險(xiǎn)與成本。

（2）氣田水處理回注系統(tǒng)腐蝕和結(jié)垢是突出問題。氣田水腐蝕性強(qiáng)，回注井井下鋼質(zhì)油管腐蝕嚴(yán)重，影響系統(tǒng)正常運(yùn)行。如G10井，僅回注1年井下油管腐蝕穿孔（圖3）；同時(shí)，氣田水成分復(fù)雜、礦物質(zhì)含量高，氣田水處理裝置及管道結(jié)垢嚴(yán)重，如TQ1井處理回注站，投運(yùn)2個(gè)月后在旋流器與斜管沉降池之間的Φ57mm連接管線內(nèi)取出堅(jiān)硬的垢物，結(jié)垢厚達(dá)13mm（見圖4）。管線結(jié)垢后處理回注能力由15 m3/h降至10 m3/h，同時(shí)處理效果變差，結(jié)垢前濁度5.35 mg/L、結(jié)垢后濁度41.19 mg/L。

（3）COD、氯化物、硫化物等指標(biāo)不是一個(gè)單項(xiàng)而是一類物質(zhì)，因而處理難度大、成本高、處理后的水質(zhì)達(dá)標(biāo)困難。

（4）回注層過淺或存在露頭，回注的氣田水將對(duì)環(huán)境保護(hù)構(gòu)成一定的風(fēng)險(xiǎn)。

表1 主要處理站處理前后水質(zhì)情況表

圖3 G10井油管腐蝕

圖4 TQ1井Φ57 mm管線內(nèi)垢物外貌

2 氣田水蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)

2.1 蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)原理

蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)[1]就是利用低溫低壓蒸汽作為熱源加熱氣田水原液，采用特殊的蒸發(fā)結(jié)晶器，使溶劑在蒸發(fā)結(jié)晶器內(nèi)蒸發(fā)汽化，溶質(zhì)達(dá)到過飽和結(jié)晶析出固體。為保證達(dá)標(biāo)排放，應(yīng)用中可配合使用其他物理化學(xué)法，其處理后主要形成以下產(chǎn)物：

（1）冷凝水：蒸發(fā)出來的冷凝水可達(dá)到《GB5084-2005農(nóng)田灌溉水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)》和《GB8978-1996污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，可外排，可回用；

（2）結(jié)晶鹽：達(dá)到工業(yè)鹽標(biāo)準(zhǔn)，可賣與鹽業(yè)公司；

（3）少量濃母液：濃母液的量約占原液的5%~ 10%，視其價(jià)值可回注或提煉CaCl2、KCl等產(chǎn)品。

氣田水處理流程框圖如圖5所示，主要工序[2]可分為預(yù)處理、蒸發(fā)結(jié)晶分離、COD深度處理等。主要設(shè)備包括蒸發(fā)罐、混合冷凝器、離心機(jī)、壓濾機(jī)、燃?xì)忮仩t等，其中主體設(shè)備蒸發(fā)罐由換熱器、蒸發(fā)室、循環(huán)泵、循環(huán)管道等構(gòu)成。

圖5 氣田水蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)工藝流程框圖

2.2 蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)應(yīng)用

蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)已在中國石化成功應(yīng)用，該站建設(shè)了一套4效真空蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)處理氣田水的裝置［3］，該裝置通過鍋爐蒸汽傳熱，經(jīng)過1效、2效、3效、4效四次蒸發(fā)罐蒸發(fā)，最終將Cl-和H2O分離成鹽、冷凝外排水和母液。

一期工程投資1800萬元，2012年4月28日投運(yùn)，設(shè)計(jì)日處理氣田水360m3/d，實(shí)際日處理氣田水330m3/d，產(chǎn)固體鹽約18 t/d，排放合格水300 m3/d（見表2）。日耗燃料氣6000 m3，日耗電6600kW·h，運(yùn)行成本79元/ m3。截止2014年7月已累計(jì)處理地層水21.0×104m3，達(dá)到了處理水外排進(jìn)入農(nóng)溉系統(tǒng)的目的。

二期工程總投資5500萬元，2014年6月25日投運(yùn)，設(shè)計(jì)日處理氣田水700 m3/d，實(shí)際日處理氣田水745 m3/d，產(chǎn)固體鹽約65 t/d，CaCl2母液40 m3/d，排放合格水600 m3/d。日耗燃料氣17 135 m3，日耗電14 155kW·h，運(yùn)行成本70元/m3。截止2014年7月已累計(jì)處理地層水2.3×104m3。

三期工程正在設(shè)計(jì)CaCl2生產(chǎn)裝置。

據(jù)悉該技術(shù)下步將在元壩，安岳，土庫曼、普光氣田等應(yīng)用。

表2 水質(zhì)監(jiān)測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)

3 蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)在川東地區(qū)應(yīng)用前景展望

3.1 蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)在川東地區(qū)適用性

氣田水處理技術(shù)是隨著認(rèn)識(shí)及國家環(huán)保要求的提高而逐步完善的。目前處理技術(shù)種類較多[4-6]，常見的主要有物理化學(xué)法、生物化學(xué)法、膜分離技術(shù)、深井回注法、熱法分離技術(shù)等。各種技術(shù)對(duì)比見表3。

川東地區(qū)氣田水中COD含量高、Cl-含量高，氣田水成分復(fù)雜。結(jié)合表3技術(shù)對(duì)比可以看出，不宜采用生物法、膜法處理，而物理化學(xué)、深井回注目前存在諸多難點(diǎn)，蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)具有操作維護(hù)簡單，能徹底處理氣田水中的Cl-，能實(shí)現(xiàn)資源回收利用，綜合成本低等優(yōu)勢(shì)。因此，從資源回收和綜合利用的角度，可以嘗試蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)處理氣田水。

3.2 氣田水蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)在川東地區(qū)應(yīng)用展望

該技術(shù)對(duì)于各類氣田水均能適用，只是水質(zhì)不同，處理工藝不同，產(chǎn)品附加值不同，從而導(dǎo)致建設(shè)及運(yùn)行成本有一定的差異。結(jié)合川東地區(qū)氣田水現(xiàn)狀，提出以下應(yīng)用展望：

（1）水質(zhì)要求：①選擇Cl-含量較高的氣田水，以增加NaCl，KCl，CaCl2等產(chǎn)品的附加值；②避免選擇高含硫氣田水、鉆井試修廢水，以簡化處理工藝并降低成本。

（2）選址要求：①處理場地開闊，以滿足設(shè)備的擺放和安全距離；②場站附近要有溝渠或小河流等，以便冷凝水的外排；③要有配套的電力供應(yīng)，以滿足機(jī)泵的正常運(yùn)轉(zhuǎn)；④要有配套的燃料氣供應(yīng)，以滿足蒸汽鍋爐的正常運(yùn)轉(zhuǎn)；⑤交通相對(duì)便利，以利于石灰、鹽等的運(yùn)輸；⑥區(qū)域氣田水管網(wǎng)、回注井要相對(duì)成熟，在滿足氣田水管輸?shù)皆摎馓锼幚碚镜耐瑫r(shí)，還需滿足剩余10%濃母液和異常停運(yùn)時(shí)氣田水的管輸與回注功能。

（3）規(guī)模要求：優(yōu)先選擇天然氣剩余儲(chǔ)量大，產(chǎn)水穩(wěn)定，現(xiàn)有回注系統(tǒng)有一定困難的區(qū)塊現(xiàn)場應(yīng)用，推薦在雙家壩—西河口，龍門—沙坪場等區(qū)塊應(yīng)用，推薦規(guī)模300~500 m3/d。

（4）綜合利用壓縮機(jī)余熱提供能源：從該技術(shù)的應(yīng)用情況來看，能源消耗主要為電和天然氣。為降低其運(yùn)行成本，可以充分利用氣田周邊大型增壓機(jī)組的余熱來為其提供所需的換熱蒸汽和電力，經(jīng)測(cè)算在沙坪場增壓站2臺(tái)1 490 kW和1臺(tái)3 360 kW壓縮機(jī)組的運(yùn)行工況下，采用背壓發(fā)電方式，其余熱將發(fā)電4 800 kW·h/d，發(fā)電后形成0.3 MPa、135℃的水蒸汽108m3/d，提供給處理規(guī)模360 m3/d的氣田水蒸發(fā)結(jié)晶分離裝置，每天將節(jié)約燃料氣及電力費(fèi)用1.8萬元，單位氣田水處理成本由84.39元/m3降至31.74元/m3。

（5）冷凝水的綜合利用：氣田水蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)在大大減少氣田水回注量和解決氣田水出路問題的同時(shí)，其附加產(chǎn)品的綜合利用將大大的降低其成本。冷凝水除了部分作為蒸汽鍋爐用水之外，還可以用于周邊井站生產(chǎn)用水：①作為泡排劑的配兌水使用；②作為場站生產(chǎn)用水，如打掃清潔、水套爐用水等；③作為修井時(shí)的壓井液；④作為凈化廠換熱水源；⑤作為增壓站天然氣冷卻用水。

表3 常用氣田水處理技術(shù)對(duì)比

4 結(jié)論及建議

（1）蒸發(fā)結(jié)晶分離處理氣田水技術(shù)是一項(xiàng)較為成熟的技術(shù)，能處理氣田水中的Cl-并實(shí)現(xiàn)資源回收利用，已有成功經(jīng)驗(yàn)可以借鑒，適合在川東地區(qū)天然氣剩余儲(chǔ)量大、產(chǎn)水穩(wěn)定、氣田水回注存在困難、氣田水轉(zhuǎn)輸回注管網(wǎng)較完善的區(qū)域應(yīng)用，有廣闊的應(yīng)用前景。

（2）氣田水蒸發(fā)結(jié)晶處理運(yùn)行費(fèi)用較高，特別是燃料氣和電力消耗較大，為降低運(yùn)行費(fèi)用，可以充分利用氣田增壓機(jī)余熱，為氣田水處理裝置提供其所需的蒸汽及電力消耗。

[1]杜榮光.油田廢水處理技術(shù)研究與應(yīng)用新進(jìn)展[J].工業(yè)給排水，2011，37（3）：49-55.

[2]白上洋.普光氣田采出水深度處理和利用項(xiàng)目可行性研究[A].自貢：自貢市輕工業(yè)設(shè)計(jì)研究院內(nèi)部資料，2013

[3]白上洋.川西氣田高氯廢水低溫蒸餾處理站二期建設(shè)項(xiàng)目可行性研究[A].自貢：自貢市輕工業(yè)設(shè)計(jì)研究院內(nèi)部資料，2013

[4]劉建興，袁國清.油田采出水處理技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)[J].工業(yè)用水與廢水，2007，38（5）：20-23.

[5]黎邦成.四川氣田水處理技術(shù)及其工程中的應(yīng)用研究[D].成都：西南交通大學(xué)，2004.

[6]徐菊芳.川西北氣礦中壩須二氣田水處理方法[J].油氣田環(huán)境保護(hù)，2005，15（1）：28-29.

（修改回稿日期2015－02－12編輯文敏）

梁兵，男，1976年出生，碩士，高級(jí)工程師；現(xiàn)在中石油西南油氣田公司重慶氣礦工藝研究所從事天然氣開發(fā)工作。地址：（400021）重慶市江北區(qū)大慶村。電話：023-67313503。E-mail：lbing@petrochina.com.cn