摘要：海上D气田投产至今已有20年，随着气田开发进入中后期，气田逐步开展降压生产，部分气井出现出砂、出水情况，气井出砂出水造成外输凝析油含水超标、生产污水排海含油升高、聚结分离器/闭式排放罐液位计频繁卡滞故障的情况。气田人员结合生产实际情况，采取上游海管段塞流排液流量控制、生产污水处理装置改造提升优化的方式，成功解决了生产系统含油乳化物堆积、生产污水处理系统效果差、外输凝析油不合格等问题，恢复了生产污水处理系统处理能力，成功将生产污水处理系统排海含油质量分数降至0.002 5%左右。

　　关键词：海上平台；段塞流；生产污水处理装置；乳化物干化

　　1污水处理系统概况

　　海上D气田投产至今已有20年，随着气田开发进入中后期，气田生产压差逐步增大，部分气井出现出砂、出水情况。气井出砂出水一方面造成聚结分离器和闭式排放罐积砂堵塞，其油水分离效果下降；另一方面，细砂与油水以及缓蚀剂在海管内混合乳化，生成的乳化液无法完全处理，在系统内聚集，增大污水处理难度；第三，井口平台产量下降，海管出现段塞流，造成污水来液不稳定。以上三方面原因极大的影响了污水处理系统的稳定，使污水处理装置难以达到较好的处理效果；同时污水处理设备无法处理的乳化物经过反冲洗与油一起收回闭式排放罐，最终回到聚结分离器，造成凝析油含乳化物，外输含水高。为改善污水处理效果，气田先后进行了新老聚结分离器处理量优化分配、闭式排放罐气浮改造、化学药剂适应性评估及药剂注入点优化等措施，但实验效果均不太理想。气田从井口来液段塞流波动着手，进行井口来液段塞流限流控制可行性分析，通过稳定污水处理量解决液量波动造成污水处理设备处理效果差的问题；同时优选污水处理装置乳化物回收系统，解决乳化液积存在系统内无法处理的问题，保证了生产污水处理系统的平稳高效运行。

　　气田液相处理系统主要由捕集器、新老聚结分离器、闭式排放罐、开排罐、污水处理装置等组成。气田各生产井产出的液相经过捕集器进行气、液初步的分离，分离出的液相进入聚结分离器进行进一步的油、气、水分离，分离出的合格凝析油通过凝析油外输泵增压后与天然气经海管一起混输至陆岸终端。聚结分离器分离出的生产污水进入闭式排放罐进行重力沉降分离，污油通过闭排泵输送回聚结分离器进行再次油、水分离，生产水进入污水处理装置继续深度处理，如图1所示。生产污水处理装置包括旋流聚结除油装置、多介质过滤器、提升泵、溶气泵等，生产污水经过聚结、气浮、过滤，含油质量分数小于0.004 5%后直接排海，污水处理装置分离出的油则通过旋流聚结除油装置罐顶收油阀收回闭式排放罐再重新进行处理，如图2所示。

　　2污水处理系统效果差原因分析

　　2.1乳化物影响

　　气田中心平台通过捕集器取样观察发现捕集器液样呈现灰白色，含砂且乳化严重。生产污水进入聚结分离器后，经过丝网捕集器和聚结波纹板，形成上中下三层，底层为水层，中层为乳化层，上层为油层。水层通过液位控制阀排至闭式排放罐进一步油水分离，油层溢过堰板进入油腔经凝析油泵增压后外输。随着生产时间的累积，聚结分离器内部乳化层逐渐增厚，当厚度到达堰板高度时，乳化物进入油腔与凝析油混和外输，造成外输含水偏高。进入到闭式排放罐的乳化液，在生产压差和细砂的共同作用下，乳化程度加剧，形成深褐色黏稠乳化液，这部分乳化液在闭式排放罐内无法处理，持续增加到一定厚度，漫过堰板进入到闭排油腔，经过闭排泵重新进入聚结分离器，形成恶性循环。乳化物下层随着闭排水相流程进入到生产污水处理装置中，在化学药剂和旋流气浮共同作用下，少部分轻质乳化物实现油水分离，但重度乳化的油水砂混合物经过旋流聚结除油装置和多介质过滤器反洗收油重新回到了闭式排放罐，形成恶性循环。这样的恶性循环最终的造成乳化物在污水处理系统中不断积累，聚结分离器、闭式排放罐的水相和油相液位计示数漂移、卡滞故障，聚结分离器油品异常，浓缩乳化液进入生产污水处理设备，造成气浮效果差、填料污染，污水处理效果变差。

　　2.2段塞流影响

　　根据气田中心平台各井口捕集器及生产分离器排液量统计分析，井口B平台来液是造成液相处理系统液位波动的主要原因。目前，气田总产水量约150 m3/d，B平台产水量约75 m3/d，占比高达50％，B平台产气量约24×104 m3/d，仅占比5％左右，B平台至中心平台的距离约9 200 m，这种长距离、低气量、高液量的管道输送非常容易形成段塞流。由于地层因素和生产压差综合作用，B平台出砂尤为明显，为缓解液相调节控制阀门被冲蚀，缩短控制阀维修周期、降低维护成本，气田将中心平台捕集器B液相调节阀控制模式由模拟量控制模式改造成为开关量控制模式并下游增加限流孔板实现流量限制。液位控制阀控制模式改造后，捕集器排液出现突增突降的情况，气田对捕集器B排液结束瞬间聚结分离器水相液体进行取样化验，发现液体浑浊，有灰色漂浮物质，经过6 h静置分离后底部是清澈的水和粉砂，中间是白色乳化液，顶部有浮油，浮油与乳化液之间还有一层黑色的悬浮乳化物，说明排液量的剧变已经影响聚结分离器处理效果。

　　3工艺系统升级改造

　　3.1捕集器排液控制模式优化

　　根据排液量统计分析结果，气田优化捕集器B排液流程，优选更换更耐冲蚀的阀芯套件，将捕集器B液位控制阀控制模式由开关量模式还原成模拟量控制模式，最大限度的发挥捕集器处理段塞的能力，提升了排液流量的稳定性，减小排液波动对下游处理系统的影响。经过优化后，处理系统液位控制较为平稳，但通过观察分析液相控制阀的开度及瞬时液量曲线来看，液量波动范围还是较大，仍存在提升空间。现场继续优化液位控制阀阀位开度，首先测试捕集器B液相LV阀门开度与流量关系，得到阀门开度与流量关系；其次统计核算捕集器B日平均产液量；最后根据平均日产液量进行阀门开度限值设置，将液位控制阀开度范围由0~100%调整至20%~50%，在满足上游排液需求的同时控制最大最小排液流量，最大限度减小上游段塞流对液位的影响。捕集器B排液瞬时流量曲线图，如图3所示。

　　3.2乳化液回收流程改造

　　陆地目前油泥处理技术主要使用的超热蒸汽喷射干化、阿法拉伐污泥干化等，处理系统主要采用热蒸汽或热空气对油泥加热的方法实现油泥干化。考虑到海上气田空间狭小，主要生产天然气，使用热蒸汽、热空气直接加热含油乳化物风险高，气田否定了陆地常规油泥干化技术。针对海上气田乳化液成分主要为砂粒、污油、化学药剂，以及气田乳化液量少的情况，同时考虑到海上平台条件所限，要求所选装置易操作、故障率低、维护方便，气田生产人员借鉴凝析油稳定系统热媒加热的原理，创新性的提出热媒加热乳化物干化的技术。该设备既实现了乳化液的回收，同时将乳化液干化处理，缩小体积，解决了后续分离出的危废乳化液送陆地处理的问题。

　　油泥干化回收装置包括：油泥干化罐、导热油循环加热系统、搅拌系统、空冷器冷凝系统、污油污水收集箱、真空泵。处理系统流程如下：生产污水处理设备反冲洗、收油以及罐底排污的乳化液、油泥、固体杂质等首先进入油泥水回收装置进行沉淀；接着油泥及乳化物经过油泥泵泵入油泥干化装置进行干化。油泥干化装置设有加热夹套，热源为导热油，设备工作时保持油泥干化罐锥体内壁具备一定的温度，实现短时间内油泥加热干燥的效果；油泥内部水分、烃类经过加热后蒸发分离，在真空泵的作用下抽出；抽出的油水蒸汽在油泥水回收装置夹套和空冷器中冷凝，之后进入凝析油收集罐回收，回收液由污油泵输送至闭式排放罐再次处理；油泥干化装置内干化的油泥经搅拌器搅拌脱除后在油泥干化装置底部排出装袋，具体流程如图4所示。

　　4改造后运行效果

　　经过对捕集器液位控制阀优化后，捕集器B排液流量逐步趋于平稳，下游污水处理系统的液位基本趋于平稳，液位波动影响基本消除；油泥干化回收装置运行后，整个液相处理系统内重度乳化物、油泥逐渐减少，聚结分离器、闭式排放罐油水分离效果得到明显改善，干化后的油泥干燥、无残液，可使用密封袋统一装袋送陆地处理，现场回收方便，无残余污染。

　　随着处理系统的乳化物得到了有效控制，污水处理设备的处理效果逐步恢复正常，生产污水处理系统排海含油质量分数平均值在0.002 5%，恢复了其设计处理能力。同时，由于上游来液逐渐稳定且黑色乳化层的处理排出，闭排、聚结油水界面长期处于稳定状态，仪表附件示值发生漂移或卡滞故障的次数大大降低，闭排油相出口与凝析油泵出口油中含水也大幅度下降。

　　5结语

　　1）段塞流对生产污水处理系统稳定运行有很大影响，现场可以充分利用捕集器对段塞流液体进行缓冲，通过液相排液阀门开度控制，实现持续稳定排液。

　　2）通过投用油泥干化回收装置，污水处理系统内部乳化液被分离干化处理，成功解决了污水处理系统含砂乳化污水无法处理的问题。油泥干化回收技术为海上乳化物处理首创，本改造可为出砂气田乳化污水处理提供借鉴。

      参考文献：

　　[1]张钧.海上采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2001：92-120.

　　[2]陈涛涛，邵天泽，陈家庆，等.紧凑型旋流气浮一体化技术的国产化研究进展与主体结构浅析[J].北京石油化工学院学报，2014，22（2）：59-66.

　　[3]周春于，汪燕秋，王俊.油田采油废水处理技术的研究进展[J].现代化工，2020（2）：67-71.

　　[4]闫秀丽，马光辉，高海林.液位界面监控系统在油田原油脱水处理工艺中的应用[J].机床与液压，2004（4）：82-84.

　　[5]刘毅，杨娇，丁辉.苏里格第一天然气处理厂不含醇污水处理工艺优化[C]//石化产业科技创新与可持续发展——宁夏第五届青年科学家论坛，2009.