高压高产气井生产水处理研究

贾英博

摘要：以海上DF1-1气田生产污水为研究对象，根据其生产污水性质，开发一种以聚胺类表面活性剂为主剂、水溶性高分子为辅剂的复合絮凝剂，优化后絮凝工艺条件为：投加浓度700～1100mg/L，pH 7～8。该药剂在气田进行现场试验，出水水质完全符合气田生产污水排海要求[1]。

关键词：高压高产气井;出砂量;橇装除砂工艺

引言

海上石油与天然气开发是21世纪最具潜力的与经济价值的石油和天然气开采方式，也是维护国家能源安全和海洋权益的重要举措，战略意义重大[2]。海上平台是海上油气开发的最主要载体，其主要功能是实现石油与天然气的开采、油气分离、油气脱水及增压外输。近些年，随着海上气田开发力度的不断加大，海上油气田所产生的生产水量也不断攀升[3]，同时国家对于海洋环境保护的要求也越来越高，迫切需要海上平台提升其生产水处理规模和能力。

1气田生产水处理系统流程概述

气田有新、旧两套聚结分离器，分别处理来自不同分离器的液体。当前新聚结分离器处理的液体来源：捕集器A、捕集器F、生产分离器，旧聚结分离器处理的液体来源：捕集器E、捕集器B、旋流分离器、过滤分离器、测试分离器、闭排泵出口，其中旋流分离器、过滤分离器和测试分离器液量少，对于聚结分离器的影响极小，在接下来的分析中不考虑其对生产水处理系统的影响。新、旧聚结分离器处理合格的凝析油，利用凝析油泵打入海管与增压后的天然气一起外输至东方终端，水相则进入闭排罐;闭排罐油相通过闭排泵打入旧聚结，水相到开排;开排油相通过开排泵打入闭排，水相排海。

2生产污水处理现状

（1）生产污水量。目前东方1-1气田群共有一座中心平台，4个井口平台，每个平台的产液量情况粗略统计如下（其中F平台产液量为流量计计量值，其余平台由于流量计故障而采用估算法得出）：（2）各平台产液性质差异。由于各平台开采层位不同，所产出地层水的性质也各有差异，乳化程度不一，混合之后处理难度很大，在两个聚结分离器内停留时间较短，油水分离效果不稳定。（3）生产处理设备存在问题。2013年初，气田发现部分井严重除砂，对生产系统产生了极大的冲击，生产污水处理能力也受到严重制约主要表现在：①捕集器及聚结分离器内部积砂严重，只能通过每年一次的清罐进行清理，占据了生产污水处理空间，降低了污水处理效率和能力;通过取样可以看到，经过聚结分离器处理后的油底部有少量积砂，处理后的水有8%-10%的油，为后续的闭排和开排水处理增加了难度，开排排海水中含油浓度较高;②目前气田所使用的缓蚀剂与破乳剂的配伍性较差，而且F平台产液中的乳化液含量很大（常时间静置后乳化液仍不分解），导致污水处理难度进一步提高;③对污水处理流程和设备参数进行进一步分析：1）经旧聚结分离器处理的流程：捕B+捕E=80.82方（污水产量），超过旧聚结设计：71.8方（设计处理量），且经过闭排罐处理后的油需要通过闭排泵泵入到旧聚结分离器中再处理，这样就导致旧聚结的油含水超标，闭排泵泵入污油增加处理难度;2）经新聚结分离器处理的捕F含油63%，新聚结设计25%含油，捕F占到新聚结处理量的62%，进入新聚结的流体综合含油率：48.4%，超过新聚结的凝析油处理量。导致新聚结水含油超标。闭排泵泵入污油增加处理难度;以上两点均是在未考虑其他工况对聚结处理量造成影响的条件下的分析，得出结论认为：新旧聚结设计参数不满足现有工况的生产污水处理要求，使得凝析油含水&外排水含油超标常态化。

3现场试验及工艺条件优化

3.1 药剂用量对生产污水絮凝效果影响

以处理后出水含油浓度为主要参考指标，选气田生产污水为研究对象，考察复合絮凝剂用量对生产污水处理效果的影响由结果分析可知，适量絮凝剂可以提供数量适量的正电荷去中和悬浮物表面的负电荷，当悬浮物表面负电荷被中和后，会在重力沉降、布朗运动等因素所用下失稳聚集，实现沉降分离;絮凝剂用量过低，电性中和不完全，用量过高，悬浮物表面的电性发生反转，都会导致混凝效果不佳[4]。

3.2 生产污水pH对药剂絮凝效果影响

气田生产污水来自各平台产液，其pH值存在差异，以及捕集器B与捕集器E排液的不连续性，造成后续生产污水pH具有一定波動性。因此，以生产污水为研究对象，考察生产污水pH对复合絮凝剂处理效果的影响。复合絮凝剂投加浓度500mg/L，温度25℃。适宜复合絮凝剂发挥絮凝效果的pH范围是7～8。这是由于复合絮凝剂中的水溶性高分子在碱性环境中能够水解产生阳离子基团，发挥药剂的电性中和作用和吸附桥连作用，形成良好的沉降体系和密实絮体。

3.3 主辅药剂投加间隔对絮凝效果影响

在复合絮凝剂投加500mg/L、生产污水pH 7～8条件下，测定生产污水絮凝沉降5min后中部水体的浊度，来考察主辅药剂投加间隔对絮凝效果影响。

结果表明：当主辅药剂同时投加时，处理出水浊度8.2NTU;当主辅药剂间隔10s投加时，处理出水浊度8.1NTU;当主辅药剂间隔30s投加时，处理出水浊度7.8NTU。可见，随着主辅药剂投加间隔延长，絮凝效果有小幅提高，实验确定主辅药剂投加间隔为10s即可。

3.4 水力搅拌对药剂絮凝效果影响

在复合絮凝剂投加500mg/L条件下，考察有无水力射流混合对絮凝效果影响。结果表明：存在水力射流混合时，复合絮凝剂能够迅速与生产污水充分混合，明显加快药剂絮凝沉降效果，缩短沉降时间，提高药剂利用率。

3.5复合絮凝剂现场试验

2017年8月—2017年9月，在气田进行复合絮凝剂的现场试验。在加注点A1处投加pH稳定剂1600mg/L，将生产污水pH调至7～8后，在加注点A2处投加900mg/L聚胺类表面活性剂，在加注点A3处投加9mg/L水溶性高分子。连续监测出水水质。试验期间生产污水含油浓度存在波动，其含油浓度均值约为1200mg/L，经处理后，出水水质单次最大含油浓度36mg/L，平均含油浓度只有29.3mg/L，完全符合气田生产污水排海要求。同时，药剂的除油效率基本保持在96%以上，对气田生产污水处理具有较好的适应性。

3.6主辅药剂投加间隔对絮凝效果影响

在复合絮凝剂投加500mg/L、生产污水pH 7～8条件下，测定生产污水絮凝沉降5min后中部水体的浊度，来考察主辅药剂投加间隔对絮凝效果影响。

结果表明：当主辅药剂同时投加时，处理出水浊度8.2NTU;当主辅药剂间隔10s投加时，处理出水浊度8.1NTU;当主辅药剂间隔30s投加时，处理出水浊度7.8NTU。可见，随着主辅药剂投加间隔延长，絮凝效果有小幅提高，实验确定主辅药剂投加间隔为10s即可。

3.7聚结分离器入口加装旋流除砂装置

聚结分离器入口加装旋流除砂装置，使得进入聚结分离器的生产水乳化程度明显降低，新、旧聚结分离器的油水处理效果得到了明显改善，降低了外输凝析油的水露点，同时也降低了排海生产污水的含油浓度;聚结分离器入口旋流除砂装置可以极大程度的减少进入聚结分离器的砂量，使得聚结分离器凝析油泵柱塞密封系统不再受到砂粒的磨損，改造前每个月都要进行凝析油泵拆检维修并更换柱塞密封填料，改造后年度可节省材料人员费用36万;聚结分离器入口旋流除砂装置的投用，使新、旧聚结分离器的开罐清洗作业周期变长，减少了开罐清洗的人力、物资等消耗。

3.8对污水处理流程和设备参数进行进一步分析

1）经旧聚结分离器处理的流程：捕B+捕E=80.82方（污水产量），超过旧聚结设计：71.8方（设计处理量），且经过闭排罐处理后的油需要通过闭排泵泵入到旧聚结分离器中再处理，这样就导致旧聚结的油含水超标，闭排泵泵入污油增加处理难度;2）经新聚结分离器处理的捕F含油63%，新聚结设计25%含油，捕F占到新聚结处理量的62%，进入新聚结的流体综合含油率：48.4%，超过新聚结的凝析油处理量。

结语

综上所述，超深高温高压气井机械分层压裂-投产完井一体化管柱的现场应用形成了一套较为成熟的技术体系，较好地解决了库车山前地区超深高温高压气井层间矛盾突出，层间物性差异较大，层间跨距变化大，单层逐层改造成本高等问题，为后续该区块整体开发探索出了有效的技术途径。该工艺对多层改造效果好，可以最大程度提高储层动用率，作业成本较常规压裂低30%左右。该工艺可以准确地定位造缝位置，进行精准压裂改造，不会在井筒其他位置产生裂缝，具有较高的推广应用价值。

参考文献

[1]GB 4914—2008海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值[S].

[2]苏保卫，王怿，高学理，等.海上采油水处理技术的研究进展[J].中国给水排水，2009，25（24）：23-27

[3]许航，陈卫，袁哲，等.超滤膜与不同处理工艺组合处理湖泊水的中试研究[J].土木建筑与环境工程，2010，32（3）：149-154

[4]佟瑞利，赵娜娜，刘成蹊，等.无机、有机高分子絮凝剂絮凝机理及进展[J].河北化工，2007，30（3）：3-6