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-,實現(xiàn)氣田水的達標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。歷年累計回注氣田水869.53×104m3。

1.1 水質(zhì)特征

通過對氣田水水樣檢測結(jié)果的統(tǒng)計分析，川東地區(qū)氣田水具有以下特點：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石油類等有機物含量高，其中COD可達幾百、幾千甚至上萬mg/L；③氣田水總礦化度較高，可達幾萬～十幾萬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，對氣田水進行處理后回注。目前累計建成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)備對懸浮物、石油類、硫化物等指標處理效果較好（表1），但是存在裝置腐蝕和結(jié)垢嚴重，加藥處理運行成本高等問題。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)等實際情況，針對不同的回注井提出了相應(yīng)的氣田水回注指標，停運部分加藥裝置，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

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

（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)相對獨立，抗風險能力差，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，需要長距離車載運輸氣田水，增加了運輸風險與成本。

（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，回注井井下鋼質(zhì)油管腐蝕嚴重，影響系統(tǒng)正常運行。如G10井，僅回注1年井下油管腐蝕穿孔（圖3）；同時，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)垢嚴重，如TQ1井處理回注站，投運2個月后在旋流器與斜管沉降池之間的Φ57mm連接管線內(nèi)取出堅硬的垢物，結(jié)垢厚達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、硫化物等指標不是一個單項而是一類物質(zhì)，因而處理難度大、成本高、處理后的水質(zhì)達標困難。

（4）回注層過淺或存在露頭，回注的氣田水將對環(huán)境保護構(gòu)成一定的風險。

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)達到過飽和結(jié)晶析出固體。為保證達標排放，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)出來的冷凝水可達到《GB5084-2005農(nóng)田灌溉水質(zhì)標準》和《GB8978-1996污水綜合排放標準》一級標準，可外排，可回用；

（2）結(jié)晶鹽：達到工業(yè)鹽標準，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、壓濾機、燃氣鍋爐等，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，設(shè)計日處理氣田水360m3/d，實際日處理氣田水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，運行成本79元/ m3。截止2014年7月已累計處理地層水21.0×104m3，達到了處理水外排進入農(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，設(shè)計日處理氣田水700 m3/d，實際日處理氣田水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，運行成本70元/m3。截止2014年7月已累計處理地層水2.3×104m3。

三期工程正在設(shè)計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)測結(jié)果統(tǒng)計

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)是隨著認識及國家環(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，蒸發(fā)結(jié)晶分離技術(shù)具有操作維護簡單，能徹底處理氣田水中的Cl-，能實現(xiàn)資源回收利用，綜合成本低等優(yōu)勢。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)，以滿足機泵的正常運轉(zhuǎn)；④要有配套的燃料氣供應(yīng)，以滿足蒸汽鍋爐的正常運轉(zhuǎn)；⑤交通相對便利，以利于石灰、鹽等的運輸；⑥區(qū)域氣田水管網(wǎng)、回注井要相對成熟，在滿足氣田水管輸?shù)皆摎馓锼幚碚镜耐瑫r，還需滿足剩余10%濃母液和異常停運時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。為降低其運行成本，可以充分利用氣田周邊大型增壓機組的余熱來為其提供所需的換熱蒸汽和電力，經(jīng)測算在沙坪場增壓站2臺1 490 kW和1臺3 360 kW壓縮機組的運行工況下，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，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)是一項較為成熟的技術(shù)，能處理氣田水中的Cl-并實現(xiàn)資源回收利用，已有成功經(jīng)驗可以借鑒，適合在川東地區(qū)天然氣剩余儲量大、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)晶處理運行費用較高，特別是燃料氣和電力消耗較大，為降低運行費用，可以充分利用氣田增壓機余熱，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目可行性研究[A].自貢：自貢市輕工業(yè)設(shè)計研究院內(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)項目可行性研究[A].自貢：自貢市輕工業(yè)設(shè)計研究院內(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[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，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