渤海油田水處理系統化學藥劑加藥方式優化及現場試驗*

陳華興 唐洪明 劉義剛 劉光成 孟祥海 白健華

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452； 2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 成都 610500)

陳華興，唐洪明，劉義剛，等.渤海油田水處理系統化學藥劑加藥方式優化及現場試驗［J］.中國海上油氣，2015，27(5)：62-67.

隨著海上油田中高含水期的到來和化學驅的持續推進，采出流體性質更趨復雜化，給油水處理帶來了新的挑戰［1-2］。目前，渤海油田油水處理流程中加入了破乳劑、消泡劑、清水劑、浮選劑、殺菌劑、緩蝕劑、防垢劑、助濾劑等油水處理藥劑［3］，這些藥劑的加藥方式是否合理是藥劑性能能否正常發揮的關鍵。筆者調研了渤海所有自營油田的注水水質后發現，目前現場化學藥劑加藥點一般集中在關鍵處理設備的入口處，化學藥劑注入管線(材質多為不銹鋼)以平行排列或垂直交叉形式插入油水管匯(材質多為普通碳鋼)頂部，再焊接固定，同一加藥點不同藥劑注入點之間的距離在20～25 cm。這種緊湊的化學藥劑加藥方式在實際應用過程中常出現以下問題：①化學藥劑混合方式單一，無法實現藥劑與流體的快速充分混合，藥劑發揮作用的時間延長；②化學藥劑注入點附近易形成局部高濃度區，若藥劑間產生干擾則一定程度上造成了藥劑的無效消耗，嚴重時會污染水質；③藥劑注入點處及附近的管匯長時間接觸高濃度的藥劑液體，容易發生腐蝕刺漏，而海上油田多數流程管段(原油管匯或高含油污水管匯)無法在線隔離補焊或堵漏，只能停產將管線放空后堵漏，從而影響油田產量和油水井生產時率。

如何合理優化加藥方式，充分發揮藥劑性能，降低藥劑對管匯的傷害成為現場急需解決的問題。筆者利用數值模擬方法對加藥方式進行優化探討，得到了一種快速溶解加藥方式，通過現場試驗進行了可行性驗證。本文研究可為海上新建油氣平臺油水處理流程的設計及在生產平臺油水處理流程加藥方式的優化提供理論及數據支持。

1 化學藥劑加藥方式數值模擬

1.1 數值模擬模型的確定

以渤海中小型油水處理平臺水系統主管匯為例，根據流量(按4 000 m3/d計算)和管路直徑(304.8 mm)計算出管道內部與流體流動方向垂直的截面處流速為0.9 m/s，得到的雷諾數為46 567，遠遠大于2 000，表明管內流體流動狀態為湍流。

工程計算中廣泛采用的湍流模型主要是基于雷諾平均思想的零方程模型、單方程模型和雙方程模型，而以k-ε雙方程模型［4-5］應用最多。零方程模型只能用于射流、管流、邊界層流等比較簡單的流動；單方程模型考慮了湍動能的對流和擴散，較零方程模型合理，但必須事先給出湍流尺度的表達式；k-ε雙方程模型較前面2種模型要復雜些，在復雜結構的數值模擬中能有效地考慮曲率變化對流動的影響［6］。結合海上油水處理平臺實際流場的特點，為達到合理的精確解，選擇k-ε雙方程模型進行海上油田加藥方式的流場流動模擬。

對于藥劑濃度分布的模擬，選用混合物模型最能符合實際流動的模式［7-9］。藥劑混合物模型的連續性方程為

式(1) ～(3)中：ρm和分別是混合物的平均密度和平均速度；αk、ρk、為第k相的體積分數、密度、速度。

1.2 混合效果評價指標的選取

湍流混合的機理比較復雜，2束流體相遇后將發生宏觀、介觀、微觀3個混合過程［10］。以2種流體混合為例，設次相的濃度為c2，滿足 0＜c2＜1。將混合器某個截面分為n個取樣區，取樣區在劃分時應注意保證各個取樣區的面積與速度的乘積是相同的，因為這是根據體積流率來劃分的。根據這一原則，由于壁面的阻滯作用，壁面附近速度較低，所以壁面附近的取樣區的面積應該大一些。這樣得到某個截面次相的平均濃度為

式(4)中：c2，i表示第i個取樣區次相的濃度。則標準偏差為

評價混合效果的參數非常多，這里選擇應用最為廣泛的變異系數(CV)［11-12］，其計算式為

當出口端CV值小于5%時，為完全混合狀態；當CV值在5% ～10%時，混合已達到均勻狀態；當CV值大于1時，認為完全沒有混合。

1.3 數值模擬平臺及主要參數取值

本文的模擬計算采用軟件MSModeling，輔助平臺為 Visual Studio，輔助軟件為 Visual C++以及Matlab 6.0。數值模擬中用到的參數及其取值情況見表1。

表1 化學藥劑加藥方式數值模擬中用到的參數及其取值Table 1 Parameters and their values used in numerical sim ulation of chem icals dosing modes

2 模擬結果討論

2.1 化學藥劑注入部位及加藥點間距優化

圖1是3種藥劑加藥方式的數值模擬仿真結果，以管道內部縱截面的藥劑體積濃度為參數來顯示各區域的混合效果。其中，圖1a是現行加藥方式的模擬結果，可以看出，藥劑從加藥口進入主管道內擴散得非常慢，在管道頂部形成高濃度區，這是目前渤海油田加藥點附近易發生腐蝕刺漏的原因之一；管道下部藥劑濃度極低，距加藥口很長一段距離內藥劑仍在管匯頂部集中，說明管道內藥劑溶解程度不均勻。圖1b是注入口位于管匯中部的單加藥點方式的模擬結果，可以看出，藥劑主要集中在管道中部，貼近管壁處藥劑濃度很低，但是藥劑溶解均勻的距離遠遠短于現行加藥方式。圖1c是注入口位于管匯中部的三加藥點集中加藥方式的模擬結果，3個加藥管都位于管匯中部，并且每個加藥管的加藥量和單加藥點相同，其藥劑濃度分布情況與(b)情況相似，均是高濃度藥劑集中在管匯中心部位，靠近管壁處藥劑的混合效果最差，而且高濃度區域面積較單加藥點大，表明三加藥點集中加藥方式的藥劑混合效果比單加藥點方式混合效果差。因此，建議各化學藥劑盡量單點加入。

圖2是上述3種加藥方式自加藥口后20 cm位置至出口的軸向藥劑濃度變異系數(CV)分布圖，可以看出，對于單加藥點，注入口位于管匯頂部的CV值明顯高于注入口位于中部的CV值，要使藥劑與流體混合均勻，經計算至少需要30 m以上的距離。對于注入口位于管匯中部的加藥方式，單加藥點在藥劑注入點后4 m內的CV值小于多加藥點，但是在4 m之后兩者CV值比較接近。在距離加藥點后5 m時，注入口位于管匯中部的單加藥點和多加藥點的CV值均小于0.1，即藥劑基本混合均勻。因此，除性能有相互促進的藥劑加藥點可緊湊排列外，為避免在未混合均勻的狀態下發生藥劑不配伍、藥劑性能互相干擾的情況，各藥劑加藥點之間的距離建議間隔5.0 m以上，同時建議加藥管線插入管匯中部。

圖1 3種藥劑加藥方式下主管道內縱截面藥劑濃度分布圖Fig.1 Chem ical concentration distribution of vertical section ofmain pipeline under 3 kinds of dosingmodes

圖2 距加藥點不同軸向位置藥劑混合效果對比Fig.2 Comparison of chem icalm ixed effect at different distances along dosing points

2.2 化學藥劑注入管管型優化

以直管插入管匯中部的加藥方式為基礎，結合現場化學藥劑注入方式，設計了羽狀管、扇面管、傘狀管等幾種注入管型。藥劑注入管直徑為6.35 mm，流通內徑為6 mm。

1)羽狀管，斜面(傾斜角度45°)開孔。為了對比出藥口方向對混合效果的影響，建立了2個模型：一種是出藥口藥劑流動方向與水的流動方向相同，稱之為順流結構；另一種為與水的流動方向相對，稱之為逆流結構。

2)扇面管，90°轉向進入。噴孔數量為6個，噴孔直徑為1.2 mm。

3)直管(現行注入管型)。直插入主管道內。

4)傘狀管。形狀像個扇面，下面堵死，從側面四周傘狀噴射，噴孔數量、直徑同扇面管。

圖3為幾種注入管的軸向藥劑濃度變異系數(CV)分布圖，可以看出順流式的羽狀管CV值最低，即混合效果最好，因此建議將注入管管型優化為順流式的羽狀管。

圖3 不同注入管型軸向藥劑濃度變異系數分布圖Fig.3 CV distribution of different types of injection pipeline

2.3 化學藥劑溶解方式優化

研究表明，SK型靜態混合器可以起到改變流道、增加流體擾動能力的作用［12-15］。在上述優化的基礎上，為提高藥劑混合效果，縮短藥劑溶解距離，提出了一種化學藥劑快速溶解的加藥方式，即在藥劑注入點順流方向40 cm處安裝一節由單孔道左右扭轉的螺旋片組焊而成的SK型靜態混合器(圖4)。

圖4 帶有SK型靜態混合器的加藥方式示意圖Fig.4 Schematic of a dosing mode w ith SK static m ixer

圖5 新型加藥方式的縱截面藥劑濃度分布圖Fig.5 Chem ical concentration distribution of vertical section in the new dosing m ode proposed in this paper

圖5為數值模擬得到的新型加藥方式的縱截面藥劑濃度分布圖，在距離藥劑注入口之后90 cm的距離內藥劑便混合均勻。

表2為3種加藥方式藥劑在水系統中完全混合所需要的距離對比，可以看出，直管插入管匯頂部的現行加藥方式至少需要35 m的距離，優化后的羽狀管順流插入管匯中部的加藥方式需要約5 m的距離，進一步優化設計的新型加藥方式只需0.9 m的距離。可見，新型加藥方式極大程度地縮短了藥劑溶解距離，在相同時間情況下可有效提高藥劑性能的發揮，適用于渤海油田油水處理流程短的實際情況。

表2 各加藥方式藥劑完全混合所需要的距離對比Table 2 Com parison of distances w hich chem icals fu lly m ixed w ith several dosing modes

3 現場試驗

選擇渤海S油田開展化學藥劑快速溶解加藥方式與現行加藥方式的效果對比試驗。化學藥劑快速溶解加藥方式從現行加藥管段(所加藥劑為清水劑、殺菌劑、防垢劑，加藥點間距為25 cm)接出旁通并實現并聯，加藥點后5 m的距離設置取樣口，利用LPR在線腐蝕率測定儀測試含油污水的腐蝕性，來自斜管除油器的含油污水可分別或同時通過原加藥管段和裝有化學藥劑快速溶解加藥方式的旁通管段，再進入加氣浮選器處理。表3為該油田加氣浮選器進出口含油數據監測結果。由表3可知，現行加藥方式含油污水在線腐蝕率在0.011 0 mm/a左右，加氣浮選器出口含油在102～131 mg/L，懸浮物濃度在89～97 mg/L，除油率在74.3%左右，除懸浮物能力在64.8%左右。在設備運行參數和加藥濃度不變情況下，相比現行加藥方式，化學藥劑快速溶解加藥方式含油污水的在線腐蝕率可降低0.001 8 mm/a左右，除油率可提高近17.4%，除懸浮物能力可提高近14.1%；降低清水劑的加藥濃度至60 mg/L，加氣浮選器出口含油率、懸浮物濃度和含油污水在線腐蝕率仍比現行加藥方式低，說明采用新型加藥方式后，藥劑在進入后續處理設備之前已與污水充分混合并反應，大大提高了設備處理效果，同時明顯降低加藥點附近管匯處的腐蝕程度。

表3 渤海S油田加氣浮選器出口含油數據監測結果Table 3 Testing results of oil and suspended master content at GFU exit in Bohai S oilfield

4 結論

通過數值模擬方式優選出了羽狀管順流插入管匯中部、管道內藥劑注入點順流方向安裝SK型靜態混合器的加藥方式，其藥劑混合均勻所需距離縮短至0.9 m，比現行加藥方式縮短了34 m以上。現場試驗結果進一步表明，這種新型加藥方式具有降低藥劑注入點附近管段內介質的腐蝕性，提高藥劑混合效率和藥效，提升設備處理效果的作用，還可在一定程度上降低藥劑用量，適用于渤海油田，建議開展現場應用。

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