米桑油田開發(fā)產生大量的高溫采出水，為滿足油田生產和環(huán)保要求，需配套建設采出水處理系統(tǒng)，處理規(guī)模為2萬m³/d。原油脫水系統(tǒng)來水含油量≤ 1 000 mg/L、懸浮物≤ 500 mg/L、硫化氫≤ 200 mg/L。針對采出水物性，工藝采用"調儲緩沖+聚結除油+混凝沉降+氣提脫硫+兩級過濾"壓力式流程對采出水進行處理，全流程密閉隔氧，處理后凈化水達標用于油田注水。項目投產運行兩年多，裝置運行效果穩(wěn)定，具有很好的工程借鑒意義。

伊拉克米桑油田中心處理站主要承擔著該區(qū)域三個產油區(qū)的油氣處理任務，隨著油田生產開發(fā)需要，中心處理站擴能改造。采出水處理系統(tǒng)分兩期實施，2014年一期建設規(guī)模為1萬 m³/d，裝置處理能力500 m³/h，采用“壓力式強化絮凝凈水技術”，選用“調儲緩沖+聚結除油+混凝沉降+氣提脫硫+兩級過濾”工藝流程對采出水進行處理，處理后凈化污水全部用于油田注水，裝置主要控制指標：含油量≤5 mg/L、懸浮物≤5 mg/L、硫化氫≤20 mg/L。

01 水質物性

米桑油田采出水來水溫度80 ℃左右，H2S質量濃度接近200 mg/L，礦化度在220 g/L，Cl-質量濃度136 g/L，pH為5~7.6，水質呈弱酸性，屬于高硫高礦化度氯化鈣水型，腐蝕性極強。污水中含有較多的HCO3-、SO42-、CO32-和Ca2+、Mg2+、Sr2+等結垢離子，當工況條件發(fā)生變化時易造成工藝管道和設備容器腐蝕結垢。

02 設計難點及特點

1 水質穩(wěn)定及凈化

米桑油田采出水具有“高礦化度、高氯離子、高硫化氫，高水溫、低pH”四高一低的水質特點。該類型采出水普遍具有藥劑反應動力差，絮凝效果差，水質凈化處理及穩(wěn)定難度大。高礦化度的水大大加速了水中原電池反應，使設備及管道的腐蝕速率加快。

針對采出水物性，為解決水中高礦化度易腐蝕、易結垢，水質凈化效果差的問題，采出水處理選用全系統(tǒng)壓力式處理流程，并采用微正壓天然氣密閉工藝對處理裝置等容器設施進行密閉隔氧，研發(fā)了新型的壓力式采出水凈化設備，提高了藥劑反應效果，避免了“四高一低”水型因為溶氧帶來的強腐蝕性問題。

2 氣提脫硫工藝結垢控制

工程采用天然氣氣提脫硫工藝，降低水中H2S含量。油田采出水含有較高的HCO3-、SO42-、Ca2+、Mg2+等成垢離子，正常情況下，采出水存在以下化學平衡：

通常情況下，CaCl2水型的采出污水碳酸鈣結垢趨勢很低，但采出污水在凈化天然氣的吹脫作用下，污水的表面分壓降低，溶解性CO2溢出，水中HCO3-易分解成CO32-。CO32-和Ca2+生成的碳酸鈣沉淀又加劇了HCO3-的分解，最終生成碳酸鈣沉淀，導致氣提脫硫塔內部嚴重結垢。

針對氣提脫硫塔易結垢問題，采用“微正壓天然氣氣提+注酸+注堿”脫硫工藝技術，調節(jié)進出塔采出水pH，解決了脫硫塔結垢問題及酸性水腐蝕問題，提高了脫硫效率，含硫污水硫化氫指標≤20 mg/L。同時確保凈化污水具有良好的地層配伍性和低結垢趨勢。通過采用Aspen HYSYS 9.0、PROⅡ軟件對氣提塔脫硫過程進行模擬計算，優(yōu)化氣提塔工藝參數(shù)和氣提塔內結構。為確保污水中硫化氫脫除后，減小因污水堿性增大而導致污水結垢趨勢，以及對后段處理設施的影響，氣提塔設置前端注酸、后端注堿，并采用前饋、串級及比例控制回路應用與并聯(lián)氣提塔的多股進料端、注酸混合點、注堿混合點，從而解決了多股原料分配不平衡的問題，最大限度地減少對上下游工藝流程的影響。

3 高效采出水處理設備研究

國內壓力式聚結除油設備通常采用散堆填料或規(guī)整填料，填裝方式為一段聚結結構，該類型的設備填料易堵塞，聚結分離效率低，且單臺處理能力只能達到250 m³/h。根據項目建設業(yè)主對設備大型化要求，研發(fā)了高效的壓力式聚結除油設備，采用分段式聚結除油填料結構，有效解決了聚結填料堵塞和去除率不高的問題，單臺處理能力達到350 m³/h。

4 防腐技術及材料選擇

米桑油田采出水具有極強的腐蝕性，除在工藝設計過程中通過采取技術措施降低腐蝕性外，項目設計還把材料選擇作為重要技術控制因素進行研究，采用專業(yè)軟件對不同水質條件、不同材質的腐蝕性進行模擬驗證。最終選擇雙相不銹鋼作為設備、閥門內襯材料，撬內管線采用雙相鋼，撬外埋地及架空管線采用非金屬材質，設備容器采用內防腐+犧牲陽極塊的防腐技術。

03 處理工藝

針對米桑油田“四高一低”特性的采出水處理凈化效果差、腐蝕嚴重、脫硫塔結垢嚴重的技術難題，開展技術研究。選用全系統(tǒng)壓力式密閉處理流程，有效降低了高硫高礦化度采出水溶氧帶來的強腐蝕性危害；采出污水調質氣提脫硫技術，在保證脫硫處理效果的同時，解決氣提脫硫工況時設備結垢問題；研發(fā)設計了新型的壓力聚結除油和混凝沉降設備，單臺處理量均達到350 m³/h，確保采出水處理系統(tǒng)運行平穩(wěn)和水質達標。處理工藝流程如下：

原油脫水系統(tǒng)來水→2×3 000 m3調儲緩沖罐→一級提升泵→聚結除油器→混凝沉降器→氣提脫硫塔→二級提升泵→核桃殼過濾器→雙濾料過濾器→注水系統(tǒng)。

04 輔助工藝

1 藥劑投加

采出水處理系統(tǒng)投加6種水處理藥劑，其中在調儲緩沖罐進口加入除油劑和緩蝕阻垢劑，混凝沉降器加入混凝劑和助凝劑，氣提脫硫塔投加酸度和堿度調節(jié)劑，藥劑種類及加藥量見表1。

藥劑按評價順序和時間間隔投加，加藥量根據水量變化自動調節(jié)，并配套設置溶藥、貯液及攪拌設備。藥劑采用濕投方式，采用液壓隔膜計量泵投加。

2 污油污水回收

采出水處理裝置回收的污油進入D3.6/L15.0臥式污油罐，由提升泵增壓送至原油處理系統(tǒng)再處理。輔助流程污水均回收再處理，站內設置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蒸發(fā)水池，分別由安裝在各單元的回收泵將不同層位污水提升至原油脫水系統(tǒng)或采出水處理系統(tǒng)。

3 污泥處置

由調儲除油罐、聚結除油器、混凝沉降器等處理構筑物排出的含水污泥，進入2座50 m3的污泥池后經污泥泵提升至站外蒸發(fā)池，干化后污泥拉至環(huán)保處置堆放點。

4 密閉調壓

由于溶解氧的存在而引起嚴重腐蝕的情況下，宜采用密閉處理流程，由壓力式處理構筑物和天然氣密封的污水處理容器組成，使處理介質不與大氣接觸，有效解決系統(tǒng)的腐蝕問題。天然氣密閉調壓采用2級調壓工藝，一級集中調壓將來氣管線壓力由700 kPa調至200 kPa，二級采用單罐調壓閥獨立調壓方式，保證采出污水處理容器內維持1.47~1.76 kPa微正壓工況。

05 主要設備

（1）調儲除油罐。容積3 000 m³，2座，罐直徑18.9 m，罐垂高12.3 m，污水沉降時間4~8 h，罐內采用喇叭口集、配水方式，喇叭口沿除油罐橫截面均勻布置。

（2）聚結除油器。2套，處理量350 m³/h，規(guī)格D 3.0 m/L 16 m，壓強1.0 MPa/0.8 MPa，溫度90 ℃/80 ℃，單元由臥式容器、管匯及輔助系統(tǒng)等幾部分組成。

（3）混凝沉降器。2套，處理量350 m³/h，規(guī)格D 3.2 m/L 17 m，壓強1.0 MPa/0.75 MPa，溫度90 ℃/ 80 ℃，單元由臥式容器、管匯及輔助系統(tǒng)等幾部分組成。

（4）氣提脫硫塔。2套，處理量250 m³/h，規(guī)格D下2.0 m-D上1.8 m/H 17.0 m，單元由塔體、儲液罐、管匯及輔助系統(tǒng)等幾部分組成。

（5）一級過濾器。一級選用3臺全自動核桃殼過濾器，濾料采用級配核桃殼，過濾器規(guī)格D 3.2 m/H 1.6 m，壓強等級0.8 MPa，流量170 m³/h。

（6）二級過濾器。二級選用6臺全自動雙濾料過濾器，濾料采用石英砂和無煙煤，過濾器規(guī)格D 3.2 m/H 2.0 m，壓強等級0.6 MPa，流量85 m³/h。

06 現(xiàn)場運行

1 主要設備參數(shù)控制

（1）調儲除油罐。天然氣調壓及控制：正常壓強1.47~1.76 kPa，超壓排放控制壓強3.92 kPa，連鎖停泵控制壓強1.27 kPa。

（2）聚結除油器。正常運行操作壓強0.8~0.9 MPa，超壓安全泄放壓強1.0 MPa，除油器排泥、沖洗及收油時間設定，由撬裝設備PLC程序控制。

（3）氣提脫硫塔。進塔正常設計流量500 m3/h，進塔最大設計流量550 m3/h，進塔最小設計流量150 m3/h，進塔水控制壓強0.27 MPa，出塔水控制壓強0.036 MPa，塔內操作壓強0.25 MPa，進塔采出水pH控制在5~5.5，出塔采出水pH控制在7~8。

2 運行情況

工程投產運行以來各項指標達到了設計要求，高溫采出凈化水成功回用油田注水。實際運行水質數(shù)據與設計指標對比見表2。

07 結束語

項目采用撬裝化和模塊化設計（撬裝化、模塊化率達85%），有利于工廠化預制、組裝，縮短建設周期，減少占地面積，降低工程費用。

針對高硫高礦化度油田采出水處理，工藝采用壓力密閉流程對采出水進行處理，處理后凈化水達標用于油田注水。項目投運生產以來，裝置運行穩(wěn)定，取得了很好的效果，具有很好的工程借鑒意義。

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