米桑油田采出水处理工艺设计与运行

米桑油田开发产生大量的高温采出水，为满足油田生产和环保要求，需配套建设采出水处理系统，处理规模为2万m³/d。原油脱水系统来水含油量≤ 1 000 mg/L、悬浮物≤ 500 mg/L、硫化氢≤ 200 mg/L。针对采出水物性，工艺采用"调储缓冲+聚结除油+混凝沉降+气提脱硫+两级过滤"压力式流程对采出水进行处理，全流程密闭隔氧，处理后净化水达标用于油田注水。项目投产运行两年多，装置运行效果稳定，具有很好的工程借鉴意义。

伊拉克米桑油田中心处理站主要承担着该区域三个产油区的油气处理任务，随着油田生产开发需要，中心处理站扩能改造。采出水处理系统分两期实施，2014年一期建设规模为1万 m³/d，装置处理能力500 m³/h，采用“压力式强化絮凝净水技术”，选用“调储缓冲+聚结除油+混凝沉降+气提脱硫+两级过滤”工艺流程对采出水进行处理，处理后净化污水全部用于油田注水，装置主要控制指标：含油量≤5 mg/L、悬浮物≤5 mg/L、硫化氢≤20 mg/L。

01 水质物性

米桑油田采出水来水温度80 ℃左右，H2S质量浓度接近200 mg/L，矿化度在220 g/L，Cl-质量浓度136 g/L，pH为5~7.6，水质呈弱酸性，属于高硫高矿化度氯化钙水型，腐蚀性极强。污水中含有较多的HCO₃^-、SO₄^2-、CO₃^2-和Ca²⁺、Mg²⁺、Sr²⁺等结垢离子，当工况条件发生变化时易造成工艺管道和设备容器腐蚀结垢。

02 设计难点及特点

1 水质稳定及净化

米桑油田采出水具有“高矿化度、高氯离子、高硫化氢，高水温、低pH”四高一低的水质特点。该类型采出水普遍具有药剂反应动力差，絮凝效果差，水质净化处理及稳定难度大。高矿化度的水大大加速了水中原电池反应，使设备及管道的腐蚀速率加快。

针对采出水物性，为解决水中高矿化度易腐蚀、易结垢，水质净化效果差的问题，采出水处理选用全系统压力式处理流程，并采用微正压天然气密闭工艺对处理装置等容器设施进行密闭隔氧，研发了新型的压力式采出水净化设备，提高了药剂反应效果，避免了“四高一低”水型因为溶氧带来的强腐蚀性问题。

2 气提脱硫工艺结垢控制

工程采用天然气气提脱硫工艺，降低水中H2S含量。油田采出水含有较高的HCO₃^-、SO₄^2-、Ca²⁺、Mg²⁺等成垢离子，正常情况下，采出水存在以下化学平衡：

通常情况下，CaCl₂水型的采出污水碳酸钙结垢趋势很低，但采出污水在净化天然气的吹脱作用下，污水的表面分压降低，溶解性CO2溢出，水中HCO3-易分解成CO32-。CO₃^2-和Ca²⁺生成的碳酸钙沉淀又加剧了HCO₃^-的分解，最终生成碳酸钙沉淀，导致气提脱硫塔内部严重结垢。

针对气提脱硫塔易结垢问题，采用“微正压天然气气提+注酸+注碱”脱硫工艺技术，调节进出塔采出水pH，解决了脱硫塔结垢问题及酸性水腐蚀问题，提高了脱硫效率，含硫污水硫化氢指标≤20 mg/L。同时确保净化污水具有良好的地层配伍性和低结垢趋势。通过采用Aspen HYSYS 9.0、PROⅡ软件对气提塔脱硫过程进行模拟计算，优化气提塔工艺参数和气提塔内结构。为确保污水中硫化氢脱除后，减小因污水碱性增大而导致污水结垢趋势，以及对后段处理设施的影响，气提塔设置前端注酸、后端注碱，并采用前馈、串级及比例控制回路应用与并联气提塔的多股进料端、注酸混合点、注碱混合点，从而解决了多股原料分配不平衡的问题，最大限度地减少对上下游工艺流程的影响。

3 高效采出水处理设备研究

国内压力式聚结除油设备通常采用散堆填料或规整填料，填装方式为一段聚结结构，该类型的设备填料易堵塞，聚结分离效率低，且单台处理能力只能达到250 m³/h。根据项目建设业主对设备大型化要求，研发了高效的压力式聚结除油设备，采用分段式聚结除油填料结构，有效解决了聚结填料堵塞和去除率不高的问题，单台处理能力达到350 m³/h。

4 防腐技术及材料选择

米桑油田采出水具有极强的腐蚀性，除在工艺设计过程中通过采取技术措施降低腐蚀性外，项目设计还把材料选择作为重要技术控制因素进行研究，采用专业软件对不同水质条件、不同材质的腐蚀性进行模拟验证。最终选择双相不锈钢作为设备、阀门内衬材料，撬内管线采用双相钢，撬外埋地及架空管线采用非金属材质，设备容器采用内防腐+牺牲阳极块的防腐技术。

03 处理工艺

针对米桑油田“四高一低”特性的采出水处理净化效果差、腐蚀严重、脱硫塔结垢严重的技术难题，开展技术研究。选用全系统压力式密闭处理流程，有效降低了高硫高矿化度采出水溶氧带来的强腐蚀性危害；采出污水调质气提脱硫技术，在保证脱硫处理效果的同时，解决气提脱硫工况时设备结垢问题；研发设计了新型的压力聚结除油和混凝沉降设备，单台处理量均达到350 m³/h，确保采出水处理系统运行平稳和水质达标。处理工艺流程如下：

原油脱水系统来水→2×3 000 m3调储缓冲罐→一级提升泵→聚结除油器→混凝沉降器→气提脱硫塔→二级提升泵→核桃壳过滤器→双滤料过滤器→注水系统。

04 辅助工艺

1 药剂投加

采出水处理系统投加6种水处理药剂，其中在调储缓冲罐进口加入除油剂和缓蚀阻垢剂，混凝沉降器加入混凝剂和助凝剂，气提脱硫塔投加酸度和碱度调节剂，药剂种类及加药量见表1。

药剂按评价顺序和时间间隔投加，加药量根据水量变化自动调节，并配套设置溶药、贮液及搅拌设备。药剂采用湿投方式，采用液压隔膜计量泵投加。

2 污油污水回收

采出水处理装置回收的污油进入D3.6/L15.0卧式污油罐，由提升泵增压送至原油处理系统再处理。辅助流程污水均回收再处理，站内设置2座50 m³污水回收池、1座1 000 m³事故水罐，站外已建1座20 000 m³蒸发水池，分别由安装在各单元的回收泵将不同层位污水提升至原油脱水系统或采出水处理系统。

3 污泥处置

由调储除油罐、聚结除油器、混凝沉降器等处理构筑物排出的含水污泥，进入2座50 m3的污泥池后经污泥泵提升至站外蒸发池，干化后污泥拉至环保处置堆放点。

4 密闭调压

由于溶解氧的存在而引起严重腐蚀的情况下，宜采用密闭处理流程，由压力式处理构筑物和天然气密封的污水处理容器组成，使处理介质不与大气接触，有效解决系统的腐蚀问题。天然气密闭调压采用2级调压工艺，一级集中调压将来气管线压力由700 kPa调至200 kPa，二级采用单罐调压阀独立调压方式，保证采出污水处理容器内维持1.47~1.76 kPa微正压工况。

05 主要设备

（1）调储除油罐。容积3 000 m³，2座，罐直径18.9 m，罐垂高12.3 m，污水沉降时间4~8 h，罐内采用喇叭口集、配水方式，喇叭口沿除油罐横截面均匀布置。

（2）聚结除油器。2套，处理量350 m³/h，规格D 3.0 m/L 16 m，压强1.0 MPa/0.8 MPa，温度90 ℃/80 ℃，单元由卧式容器、管汇及辅助系统等几部分组成。

（3）混凝沉降器。2套，处理量350 m³/h，规格D 3.2 m/L 17 m，压强1.0 MPa/0.75 MPa，温度90 ℃/ 80 ℃，单元由卧式容器、管汇及辅助系统等几部分组成。

（4）气提脱硫塔。2套，处理量250 m³/h，规格D下2.0 m-D上1.8 m/H 17.0 m，单元由塔体、储液罐、管汇及辅助系统等几部分组成。

（5）一级过滤器。一级选用3台全自动核桃壳过滤器，滤料采用级配核桃壳，过滤器规格D 3.2 m/H 1.6 m，压强等级0.8 MPa，流量170 m³/h。

（6）二级过滤器。二级选用6台全自动双滤料过滤器，滤料采用石英砂和无烟煤，过滤器规格D 3.2 m/H 2.0 m，压强等级0.6 MPa，流量85 m³/h。

06 现场运行

1 主要设备参数控制

（1）调储除油罐。天然气调压及控制：正常压强1.47~1.76 kPa，超压排放控制压强3.92 kPa，连锁停泵控制压强1.27 kPa。

（2）聚结除油器。正常运行操作压强0.8~0.9 MPa，超压安全泄放压强1.0 MPa，除油器排泥、冲洗及收油时间设定，由撬装设备PLC程序控制。

（3）气提脱硫塔。进塔正常设计流量500 m3/h，进塔最大设计流量550 m3/h，进塔最小设计流量150 m3/h，进塔水控制压强0.27 MPa，出塔水控制压强0.036 MPa，塔内操作压强0.25 MPa，进塔采出水pH控制在5~5.5，出塔采出水pH控制在7~8。

2 运行情况

工程投产运行以来各项指标达到了设计要求，高温采出净化水成功回用油田注水。实际运行水质数据与设计指标对比见表2。

07 结束语

项目采用撬装化和模块化设计（撬装化、模块化率达85%），有利于工厂化预制、组装，缩短建设周期，减少占地面积，降低工程费用。

针对高硫高矿化度油田采出水处理，工艺采用压力密闭流程对采出水进行处理，处理后净化水达标用于油田注水。项目投运生产以来，装置运行稳定，取得了很好的效果，具有很好的工程借鉴意义。