米桑油田開發產生大量的高溫采出水，為滿足油田生產和環保要求，需配套建設采出水處理系統，處理規模為2萬m³/d。原油脫水系統來水含油量≤ 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域三個產油區的油氣處理任務，隨著油田生產開發需要，中心處理站擴能改造。采出水處理系統分兩期實施，2014年一期建設規模為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，優化氣提塔工藝參數和氣提塔內結構。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。根據項目建設業主對設備大型化要求，研發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運行平穩和水質達標。處理工藝流程如下：
原油脫水系統來水→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。
04 輔助工藝
1 藥劑投加
采出水處理系統投加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，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。具體聯系污水寶或參見http://m.dongaorq.cn更多相關技術文檔。
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或采出水處理系統。
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池，干化后污泥拉至環保處置堆放點。
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、管匯及輔助系統等幾部分組成。
(3)混凝沉降器。2套，處理量350 m³/h，規格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、管匯及輔助系統等幾部分組成。
(4)氣提脫硫塔。2套，處理量250 m³/h，規格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，過濾器規格D 3.2 m/H 2.0 m，壓強等級0.6 MPa，流量85 m³/h。
06 現場運行
1 主要設備參數控制
(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，裝置運行穩定，取得了很好的效果，具有很好的工程借鑒意義。(來源:工業水處理 作者:張志慶 等)
