元坝气田资源化水处理站全景。胡祥芳 摄

□冯 柳 李易儒

今年3月，经过升级扩容的西南油气元坝气田资源化水处理站正式投产。该站运行后，气田水日处理能力从600立方米提升至1000立方米，资源化回用水量提升至500立方米，有力保障了元坝气田清洁能源绿色供给。

气田水包括气田开发过程中随天然气一起采出的凝析水和地层水。元坝气田位于长江上游生态保护区和嘉陵江集中饮用水源保护区，生态环境敏感，含硫水具有“四高一低一复杂”特征，即硫化物、矿化度、有机物化学需氧量、氨氮含量高，生化需氧量与化学需氧量比值低，含残酸、缓蚀剂、甲醇等多种复杂组分化学药剂，而气田工业回用水质标准高，水深度处理工艺复杂。

2018年，元坝气田高含硫气田水处理站建成，采出水的循环利用使得元坝气田每年减少地表水取用量17万立方米，截至目前累计处理气田水超60万吨。2020年，西南油气创新形成了“同步除硬除锶-电解催化氧化除氨氮-‘高低压膜+后置生化’-低温多效蒸发脱盐”含硫气田水深度处理工艺。

首先，电解催化氧化将气田水中的有机物氧化分解，降低气田水化学需氧量；其次，高低压反渗透技术去除气田水中的盐分和杂质；最后，通过后置生化处理，进一步去除气田水中的有机物和氨氮，使水质达到回用标准。

目前，元坝气田日产水量780立方米，据预测，未来5~7年日产水量将在850立方米以上，远超设计处理规模。

为此，西南油气组建专业团队，深度调研国内相似规模水处理站工艺技术，开展创新实验、优化设计工艺，获专利3项，发布企业标准1项。通过升级资源化处理工艺，每年减少从嘉陵江取水20万立方米以上。

除资源化回用外，他们还将处理后的气田水回注地层，可以补充地层压力，维持气田稳产。此外，气田采取“管道运输+微渗漏监测＋人工巡线”的综合管控措施，实时监测水管道运输状况，确保气田水安全输送；积极开展废水除磷回用技术研究，有效解决锅炉排污水中磷含量超标的问题，实现水资源回收利用。

点评

西南油气主力工区位于四川盆地及其周边地区，主要生产陆相不含硫天然气、海相含硫天然气、页岩气，单井平均产水量小、收集输送成本高，水质本身就很复杂，加之实施泡排采气等工艺，导致含泡地层水成分更复杂，进一步提高了水处理的难度。同时，该地区位于长江上游，人口稠密、耕地紧张，对排放水质有严格要求，而气田地层吸水性差、回注选井困难，采出水回注受限。

西南油气始终在探索采气地层水无害化处理和减量回用技术研究及创新实践。从最初单一的物理化学处理方法，到低温蒸馏技术应用，再到负压气提、生化、双膜减量等系统优化组合工艺路线的研究，通过长期的现场应用实践与评价，先后解决了深层、中浅层含泡、含硫、压裂返排液等多种类型地层水处理技术难题，积累和掌握了大量基础技术数据和经验。

西南油气先后建设了低温蒸馏站一期、二期工程，日处理采气废水能力提升至1000立方米，有效解决了深层陆相采气地层水处理难题。同时，先后形成“负压气提+物化处理+分段蒸馏+深度处理”“负压气提+物化处理+电解+双膜+蒸发+生化”等技术，解决了海相含硫采气地层水处理难题，以及形成“物化处理+生化+双膜+蒸发”工艺，有效解决了中浅层含泡地层水处理难题。

——西南油气环保管理专家 刘真凯