赵发寿，李战平，杨亚涛，余志斌

（中国石油长庆油田长北作业分公司，陕西西安 710016）

1 采出水现状

长北生产水日平均量65 m3，凝析油日平均量30 m3，峰值合计约170 m3/d；每年分别清管3～4 次，清管来液500 m3～1 000 m3不等，为了加快收液，将来液从三相分离器直接进入T0620 或T-0602A/B，静置时间也少于24 h，大量含油和机械杂质的采出水进入甲醇回收单元以及生产水处理单元。2015 年由于水质恶化造成甲醇再生塔频繁堵塔，影响甲醇回收系统平稳运行及回收效率，全年共进行了8 次清塔作业；每年从各个生产水处理罐清理出来的污泥总量约为120 t，清罐作业风险高，危废处理费用较高。2018 年累计产液42 427.14 m3，产凝析油14 255.14 m3，采出水量28 172.0 m3。

1.1 采出水化学特征

通过对气田采出水水质持续监测显示，长北采出水氯根平均值低于2 000 mg/L，总矿化度平均值低于10 000 mg/L，水型主要CaCl2+NaHCO3，因此判断长北区块采出水为凝析水产液类型（见图1）。

图1 单井水分析数据

1.2 采出水处理现状

长北天然气处理厂的工艺技术特点为天然气集中处理、前期J-T 阀节流制冷、后期压缩机增压、丙烷制冷、低温分离、导热油供热系统、紧急关断。而针对于含油采出水有一套完整的水处理工艺流程，气液通过管道混输到CPF 后，在三相分离器进行气，油和水分离，水则进入缓冲罐进一步闪蒸除油，油进入凝析油处理单元，并首先在缓冲罐进一步气，油和水分离，上述2座缓冲罐的水随后进入除油沉降罐进一步除油，然后进入甲醇富液罐静置，在经过过滤单元后进入甲醇再生单元对水中甲醇进行回收处理，水则进入生产水处理单元，依次经过斜板除油器、核桃壳、纤维球、石英砂和精细过滤器后回注地下。

CPF 于2006 年投产至今累计产液41.9×104m3，年平均产水2.1×104m3，产油1.0×104m3。平均油气比0.031 m3/104m3，水气比0.06 m3/104m3。2018 年两者均有偏高趋势，且出现油水乳化现象，含油超过1 000 mg/L，机杂超过50 mg/L。

2 采出水处理影响因素

从乳化物形成机理分析可知，乳状液有着巨大的比表面，属热力学不稳定体系，不会自发形成，要得到稳定的乳状液必须有乳化剂的存在，在泡沫排水采气中，往往需要向气井中加入泡排剂，因气井积液中含有水和凝析油，这就无法避免乳化物的形成，泡排剂既充当了起泡剂的作用，同时又充当了乳化剂的作用，泡排和乳化这对矛盾将同时存在于整个生产流程之中，可以通过削弱乳化物的稳定性，提高泡排效果，减少乳化物的产生[1-3]。同时为了防止管线及井筒腐蚀，在生产中定期加入足量的缓蚀剂，这也为乳化的形成增加了一种活性物质。而乳化程度的大小除受活性剂浓度影响外，还可能受到温度等方面的影响，具体通过实验来分析（见图2、图3）。

图2 V-2501 含油粒径图

图3 T-4002 含油粒径图

缓蚀剂、泡排剂是长北目前主要加注的药剂类型，缓蚀剂用于防腐蚀，泡排剂用于气井排水采气。分析表明这两种药剂都是乳化形成的表面活性剂，是造成乳化的客观因素之一。

2.1 缓蚀剂影响

取500 mg/L、1 000 mg/L、3 000 mg/L、5 000 mg/L不同浓度的缓蚀剂进行乳化实验，在缓蚀剂浓度低于1 000 mg/L 时，乳化现象不明显，大于1 000 mg/L 时，会出现明显的乳化现象。

2017 年底长北缓蚀剂加注量每天超过1 000 L，出现严重乳化，调整缓蚀剂加注量，引进中试撬装设备，乳化程度有所降低（见图4）。

图4 长北缓蚀剂加注量与含油量曲线图

2.2 泡排剂影响

在实验室对当前选用的泡排剂进行了两个浓度的测试，分别是100 mg/L 和500 mg/L。在目前的实验条件下，当泡排剂在水中的浓度等于100 mg/L 时，没有明显的乳化现象。当泡排剂在水中的浓度等于500 mg/L时，出现了严重的乳化现象，而目前对CPF 破乳效果很好的破乳剂，对泡排剂形成的乳液没有明显的破乳效果。

2.3 管网压力因素影响

长北采用的是封闭湿气集输管网，受整个生产系统影响，自2017 年底启用压缩机，管网压力降低，长北采出水含油量出现升高的趋势，因此可以判定管网压力降低加剧了采出水乳化（见图5）。

图5 CPF 入口压力与含油量曲线图

3 采出水处理工艺优化

基于上述出现的采出水乳化现象，同时回注井回注压力升高的问题，对水处理工艺进行初步优化，在回注罐前增加中试撬装装置，对采出水进入回注前进行再次处理，解决乳化问题，使回注水指标达到回注标准。

3.1 技术原理

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，该装置是基于旋流分离原理，即：在离心力的作用下利用两相或多相间的密度差来实现相分离的。

加药絮凝：加入药剂（调节剂、氧化剂、助凝剂、絮凝剂），有效絮凝。

悬浮污泥过滤：利用处理过程中已产生的老化污泥吸附过滤新产生的污泥，实现净化水质的目的（见图6）。

图6 中试撬装设备水处理流程图

3.1.1 预反应器 预反应单元（见图7）主要作用是来水进行pH 调节和混凝沉淀，由于所选混凝剂的最佳工作条件的pH 值是7 左右，除油罐的出水pH 为弱酸性，需对pH 进行调节。实验证明，pH 调节与混凝同步进行，更加有利于混凝的效果。通过水力旋流及反应腔之间的管道折流，实现无动力无损害搅拌，利用多个独立反应腔控制药剂的混合时间，避免药剂间的相互影响，同时通过其结构可以控制每个药剂间的加药间隔时间，保证最佳的加药方案。

图7 预反应器水处理流程图

技术优势：利用水力折流及独立反应腔促使药剂与采出水有效混合并充分反应，克服了传统药剂加注方式导致的药剂与采出水混合不均、药剂间相互影响的问题。

3.1.2 旋流分离器 高效旋流分离器（见图8）是一种用于油气田采出水预处理的高效沉淀分离装置，该装置是基于旋流分离原理，即：在离心力的作用下利用两相或多相间的密度差来实现相分离的。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。该装置能够有效降低采出水悬浮物含量，通过高效混凝技术和旋流分离原理实现固液分离，避免污泥在系统中循环，适用于油气田采出水的预处理环节，提高采出水处理效果。

技术优势：依靠螺旋导流槽产生的水力旋流和填料层对悬浮物的拦截实现油泥水三相分离，相较传统水力旋流分离器分离效果更佳。

图8 高效旋流分离器水处理流程图

3.2 加药类型、加药量选择

通过实验得出每100 mL 液加药量方案为：破乳剂0.30 mL、氧化剂0.40 mL、10 %氢氧化钠溶液1.0 mL、5 %PAC 溶液2.0 mL、1 ‰PAM 溶液2.0 mL（见表1）。

表1 中试药剂加注实验情况表

目前加药方案组合主要为“一药两剂”包括：聚丙烯酰胺0.02 kg/d～1 kg/d，破乳剂10 kg/d～100 kg/d，氧化剂10 kg/d～100 kg/d。

4 现场应用效果评价

4.1 现场应用效果

2018 年7 月9 日在回注罐前成功安装一套中试撬装设备即采出水处理一体化装置，包括气浮、预反应器、高效旋流分离器、缓冲水箱、粗过滤以及精细过滤、加药系统、污泥浓缩系统，工艺简图（见图9）。

采出水来水经过一级提升泵提升至多相流气浮池，采出水在多相流气浮池内通过多相流泵的溶气作用进行气浮除油，气浮出水通过二级提升泵进入预反应器，同时向预反应器内投加氢氧化钠溶液、PAC 溶液及PAM 溶液进行中和混凝；中和混凝后的采出水迅速进入高效旋流分离器，在离心力的作用下实现泥、水、油的三相分离；高效旋流分离器出水进入缓冲罐，经过滤提升泵提升至双滤料过滤器，去除大颗粒悬浮物并控制水中颗粒粒径中值；双滤料过滤器出水进入改性纤维束过滤器，进一步去除采出水中残留的微小的悬浮物，达到合格标准，最终出水进入净化水罐通过回注系统回注。

图9 采出水处理装置流程简图

高效旋流分离器、双滤料过滤器及改性纤维束过滤器反洗出水进入污泥池进行污泥脱水。中试撬装设备安装后进行采出水再处理，预期达到SY-T6569-2004 标准：含油≤30 mg/L，悬浮物≤25 mg/L，pH 值6.5～8。投运至今长北采出水水质得到明显改善，投运后机杂含量平均12 mg/L，平均含油10 mg/L，解决了近期出现的采出水乳化问题，达到预期目标（见图10、图11）。

图10 机杂趋势变化图

图11 含油趋势变化图

4.2 取得的亮点

（1）全新的药剂混凝，通过大量的药剂筛选实验，确定了一套有效可行且成本较低的药剂投加方案。

（2）区别于传统的机械混合和管道静态混合，与高效旋流分离器相配套的预反应器药剂混合装置，混合效果佳，对混凝后的絮体破坏小，加药的停留和间隔时间可控。

（3）高效旋流分离器的投运能够有效快速的实现悬浮物、油分和水的分离，实现水质达标。

（4）“一药两剂，靶向处理，快速达标”，迅速解决了长北目前采出水乳化的问题，保障了长北日常生产及冬季高峰供气。

5 结论

（1）明确长北区块采出水为凝析水，水型为CaCl2+NaHCO3。

（2）初步确定长北采出水乳化由缓蚀剂造成，目前已优化缓蚀剂加注量，减少缓蚀剂造成的乳化程度。

（3）成功应用中试撬装进行采出水再处理，目前含油量、机杂均接近10 mg/L，基本达到预期目标，效果明显。