渤海油田FPSO 污油水減量工藝研究與應用

王立秋

（中海石油（中國）有限公司曹妃甸作業公司，天津 300459）

渤海某油田由FPSO 和6 座井口平臺組成，整個油田的產液均由海管輸送至FPSO 處理。FPSO 原油處理系統采取三段脫水脫氣處理工藝，脫水后合格原油下艙存儲，產生的含油量小于300 mg/L 的生產水進入生產水處理系統，處理合格后注入到平臺的回注井中。在原油脫水及生產水處理過程中產生的污油水進入污油水艙，該污油水多為O/W 型乳狀含油污水，這種乳狀液狀態穩定，含有各種固體雜質、浮油、分散油、乳化油以及溶解油等污染成分[1]。污油水下艙后通過重力沉降和加熱作用進行油水分離，分離出的含油量小于300 mg/L 的污水可以再次輸送回生產水處理系統處理，分離出的污油部分可以輸送到原油處理系統進行回煉處理[2]。

下艙污油水中的殘渣固相和高乳化污油是促進老化油形成的重要因素，其進入生產流程后會加重原油乳化，使原油處理系統和污水處理系統紊亂。因此，現場生產時含渣固相或乳化較高的污油水無法直接返回FPSO 生產系統處理，這意味著污油水艙內的污油水將會逐漸積累，最終占用大量艙容空間[1，3]，給FPSO 的原油處理集輸系統的平穩操作及維護帶來壓力。因此，有必要通過采取流程調控優化、藥劑優選換型等措施有效控制污油水的生成量，并利用現有流程功能，將艙內積累的污油水進行回煉處理，使污油水日處理量大于污油水日生成量，從而有效降低艙內污油水存量、減輕FPSO 艙容壓力。

1 污油水來源及處理難點

FPSO作為海上油氣田的油氣水處理中心，其匯集全油田產液并集中處理。FPSO 設備空間有限，流程短，處理要求高，處理液性質的微小變化都會造成流程波動。為了維持FPSO 生產集輸系統的正常運轉，污油水的產生與處理必須平衡，且污油水返流程處理時不能造成流程波動。目前，渤海某油田FPSO 設備滿負荷運行，在現有設計基礎上處理每日的下艙污油水，面臨著許多困難與挑戰。

1.1 污油水形成及來源

FPSO 污油水來源復雜，每日產生量大，在正常生產過程中污油水來源主要有以下幾個方面：

（1）生產水系統各設備處理過程中產生的污油水。例如撇油器、浮選器及核桃殼過濾器等處理過程中從油相撇出的污油水；

（2）恢復核桃殼濾料再生能力所產生的濾料反沖洗水；

（3）生產系統波動紊亂，設備單元關停時為維持生產而必須下艙的生產液；

（4）天然氣處理設備分液罐分液排液；

（5）開式排放罐收集的各撬塊的排放污水、雨水等；

（6）容器設備檢修時的排放沖洗污水。

1.2 污油水理化性質

FPSO 污油水的來源多，包括生產系統日常操作及各類設備的排放最終都匯集在污油水艙，使下艙污油水成分較多且不穩定。下艙污油水中主要包含：穩定的乳化油、絮狀懸浮物、泥質類機械雜質等。復雜成分的存在容易在污油艙上部形成絮狀乳化油，且難以通過簡單的重力沉降達到分離的目的。對FPSO 污油艙不同層位取樣離心，結果（見圖1～圖3）。

由離心結果可以看出，污油水艙底部水中含油及雜質較少，頂部含油及雜質較多且水色較深，含有絮團狀懸浮物。圖3 上層黑色為高含水乳化油，其含有的固相雜質及膠質瀝青質會提高乳化原油的穩定性，且無法依靠重力沉降等方法破乳，當含乳化油的污油水進入生產系統時會造成生產分離器的嚴重乳化。

1.3 污油水處理的難點

油氣生產集輸過程中產生的污油水含有泥沙、環烷酸鹽、絮狀物等各種成分的機械雜質及渣相。這些物質在原油乳化機理中起到乳化劑的作用，使污油水產生穩定的乳化污油，雜質及乳化油的存在使得污油水處理變的困難，具體表現在以下幾點：

（1）污油水中的乳化污油和雜質進入原油生產系統會造成分離器內原油乳化升高，原油穩定脫水效果變差，原油分離器水相水質變差；

（2）不斷富集的機械雜質污染水處理系統，為保證水處理效果需提高收油頻率，加強過濾器反洗，又會增加污油水的產生，形成惡性循環；

（3）大風涌浪天氣引起FPSO 晃動，導致下艙污油水無法靜置分層，此時污油水進入生產系統會攜帶更多的乳化污油和各類雜質加劇生產系統惡化；

圖1 底部取樣離心

圖2 中部取樣離心

圖3 頂部取樣離心

圖4 FPSO 生產水系統流程簡圖

（4）FPSO 設計的污油水處理能力不能滿足現有工況需求，導致污油水不斷積累。

2 污油水處理過程優化

要解決FPSO 污油水對油氣生產集輸系統的影響，首先需要從源頭減少污油水的產生。在正常生產時，污油水主要來源于生產水處理系統，其流程簡圖（見圖4）。通過對現有的生產流程及工況做出優化調整，優化生產系統操作及調控模式，減少生產系統的污油水產生。

2.1 生產系統工藝調控優化

生產工藝的調控是海上油田流程優化最直接有效的方式。對現場在用設備進行精密調控，確保設備運行狀態最佳，對污油水量的控制具有十分重要的意義。

2.1.1 精細控制水系統設備的收油操作 調整細化撇油器、浮選器的收油操作，確保收油的必要性和有效性，減少不必要的污水下艙量。為保證生產水系統的處理效果，防止生產水系統各設備上部污油聚集導致生產水質變差，需要定時對撇油器和浮選器進行收油操作，從而增加了污油水的下艙量。

圖5 撇油器1 min、5 min、10 min 收油狀態

通過摸索跟蹤以及現場取樣觀察發現，每3 h 對撇油器、浮選器進行一次收油，撇油器每次收油操作持續10 min，氣浮器每次收油持續8 min 時效果最佳，既可以保證設備頂部聚集浮油清除干凈，又可有效降低下艙量?，F場撇油器收油1 min、5 min、10 min 狀態（見圖5）。

由圖5 可知，撇油器開始收油時，上部為黑色絮狀油，含水較少；持續收油，上部油相逐漸變少，至10 min時，上部基本無浮油，污水含油值小于500 mg/L，收油過程結束。浮選器收油1 min、4 min、8 min 狀態（見圖6）。

圖6 浮選器1 min、4 min、8 min 收油狀態

由圖6 可知，浮選器開始收油時，上部為黑色絮狀油，水相顏色較深；持續收油，上部油相逐漸變少，水質變好，至8 min 時，上部基本無浮油，水色變通透，污水含油值小于200 mg/L，收油過程結束。通過嚴格把控收油過程，維持現場流程穩定，將有效的收油時間控制到最優狀態，可有效控制污油水的下艙量。

2.1.2 核桃殼過濾器反沖洗程序優化 實時監測過濾器反沖洗水質減少無效沖洗時間，減少反沖洗水下艙量。通過對反洗開始之初和結束前水質進行監測，總結歸納出核桃殼濾料再生的最佳反洗時間，通過有效控制核桃殼濾料的反洗時間來減少污油水的下艙量。不同時間段，核桃殼過濾器反洗水狀態（見圖7）。

圖7 核桃殼濾料反洗水質變化圖片

由圖7 可知，隨反洗過程進行，水中含油值逐漸減低，反洗水水質變好。不同時間點水質化驗結果（見表1）。

表1 核桃殼濾料反洗水質化驗結果

由圖7 及表1 數據可知：開始反洗時污水含油值較高，且污水樣顏色較深，懸浮絮狀物較多，隨反洗進行，30 min 時核桃殼反洗污水含油值降至200 mg/L 左右，且隨著反洗繼續進行，水中含油值基本穩定，濾料已恢復過濾性能，反洗結束。繼續對核桃殼濾料進行反洗無明顯效果，且只能增加污油水的下艙量。

2.1.3 生產處理流程精細調控 海上油田獨特的作業性質，極易受大風、涌浪等極端天氣影響。密切關注生產情況，在原油穩定及污水處理過程中出現異常時及時控制調整，可減少因流程紊亂波動而造成的污油水下艙。

2.2 生產系統的藥劑優化

污油水下艙的一個主要來源是生產水處理系統的撇油收油操作和核桃殼過濾器反洗的下艙污油水。要減少生產水處理設備的撇油量則需要降低生產水中的含油量。可通過藥劑優化減少生產水中含油，減輕水處理設備壓力，減少核桃殼濾料反洗下艙量，使下艙污油水更易處理。

2.2.1 絮凝劑優選換型 絮凝劑的作用是聚結小油滴變為大油滴，在重力作用下大油滴上浮達到除油效果；并在水中形成絮團，吸附油滴、懸浮物等，在浮力作用下絮團上浮達到除油效果[5]。為提高生產水系統的處理效果，改善生產水質，將原使用的絮凝劑BHQ-341 優化換型為BHQ-379。在BHQ-379 作用下污水系統產生的絮團變小，乳化值低，水系統各級水質均有所優化，撇油器、浮選器水質改善明顯；絮團變小且松散，絮團在核桃殼上的黏附力減小，提高核桃殼處理效果，減緩對核桃殼的污染，降低核桃殼反洗產生的污水量。水體變化和各級水質變化（見圖8～圖10）。

圖8 絮凝劑換型前后水系統水體狀態

圖9 絮凝劑換型前后水質對比

圖10 絮凝劑換型前后核桃殼過濾器壓差對比

由圖8～圖10 可知，絮凝劑換型后，撇油器水中含油值降低11.3 %，浮選器水中含油值降低15.1 %，核桃殼壓差峰值降低25 %，表明，絮凝劑換型后，撇油器和浮選器出口水質改善，且進入核桃殼過濾器時減少了對核桃殼濾料的污染程度，因而減少了反洗核桃殼濾料時下艙的污油水量。

2.2.2 反相破乳劑優化換型 為從源頭上降低生產水中含油量，將FPSO 原油系統反相破乳劑優化換型為BH-532，該藥劑相對分子質量較小，能夠快速的對高含水的水包油乳狀液進行油水分離，與破乳劑協同作用好，對水無較強的絮凝力，油水分離后大部分藥劑留存在水相中，對含油更少的水包油乳狀液有持續的、逐步的、較徹底的破乳作用[6]。在BH-532 的作用下，改善了原油處理系統一級分離器水相出口水質，減輕了生產水系統處理壓力，降低了進入到生產水系統內的污油量，進一步改善了生產水處理系統各設備處理水質。換型前后各級水質變化（見圖11）。

圖11 FPSO 反相破乳劑換型前后水質對比

由圖11 可知，反相破乳劑換型后，原油系統水相出口水質變好，水系統壓力降低明顯。水頭含油值降低31.2 %，撇油器出口含油值降低48.4 %，氣浮器出口含油值降低40 %。一方面減少撇油器、浮選器中油滴及絮團，降低收油頻率；另一方面減少對核桃殼的污染，提高核桃殼處理效率，減少核桃殼反洗產生的污水量。

2.2.3 上游反相破乳劑優化 為了進一步提高水處理效果，在上游WGPA 平臺加注反相破乳劑BH-550，從源頭添加藥劑改善原油系統中水相水質，進一步降低生產水處理系統處理壓力，提升水系統處理效果，并降低污水系統藥劑加注量。在上游平臺加入反相破乳劑后，絮凝劑加注量由500 mL/min 降低至340 mL/min，降低幅度32 %，水系統各級水中含油值均有所降低（見圖12）。

圖12 上游平臺反相破乳劑試驗期間水質對比

由圖12 可知，上游平臺在海管中加入反相破乳劑之后，FPSO 原油系統一級分離器水相出口含油值降低18.3 %，水系統各級水相出口水質變好，生產水頭含油值降低28 %，撇油器出口含油值降低28.1 %，氣浮器出口含油值降低21.4 %。試驗結果表明，從上游加注藥劑后，水系統絮凝劑加注量降低明顯，進而降低絮凝劑作用下產生的絮團量，減少撇油器、浮選器收油量，并降低核桃殼過濾器壓力，減少了反洗核桃殼濾料的反洗水下艙量。

FPSO 生產系統工藝調控優化與化學藥劑換型優化，有效的減少了生產水系統每日產生的污油水量，從源頭上減少下艙污油水量（見圖13、圖14）。

圖13 措施前后污油水下艙量對比

圖14 措施前后每日進入生產水系統污油量對比

通過圖13 可知，通過一系列的優化控制措施，FPSO 生產系統每日的下艙量顯著下降，核桃殼濾料反沖洗水下艙量由1 100 m3降至950 m3，生產水系統各設備收油操作產生的下艙污油水由700 m3降至200 m3。由圖14 可知，通過化學藥劑的優選換型，生產水頭的水質由298 mg/L 降至152 mg/L，根據總處理水量計算可知，污油量由每日的16.39 m3下降至8.36 m3，每日進艙污油量減少將近50 %。

2.3 下艙污油水處理

經過不斷的探索對比發現下艙污油水乳化和水質變差的影響因素較多，為保證污油水的處理效果需要對現有的污油水工藝艙操作模式進行優化[7]。

由于正常生產時不同設備下艙污油水成分不同，例如水處理系統的撇油器浮選器收油污水中含油，含雜質絮團懸浮物較多，形成的乳化油比較穩定，而核桃殼過濾器反沖洗水中含油及雜質相對少。日常操作時將這兩部分污油水分開存放，核桃殼濾料的反洗水進入到7 右污油水艙，利用7 右污油水艙艙室窄，有縱深，受海況影響較小的優點，對核桃殼濾料反洗積攢在艙內的污油水進行沉淀處理，并且通過艙室底部的加熱盤管進行加熱，通過摸索總結，溫度控制在55 ℃左右，沉淀效果較好，再通過7 右污油水艙內的低位泵將分離出的污水輸送到生產流程處理，流程簡圖（見圖15）。

圖15 7 右污油水艙至生產系統流程圖

撇油器浮選器收油操作產生的污油水進入到4 右污油水艙處理，由于4 右污油水艙體積大，進液量少，進艙的污油水通過重力作用部分分離后，將底部的干凈的生產水導入到7 右污油水艙后一起輸送到生產流程處理。并且將歷史積累的成分復雜的污油水也采取類似的方法，將其中較干凈的生產水轉入到7 右污油水艙中輸送到生產系統進行回煉處理。據統計，自2018年1 月到2019 年3 月，FPSO 日均處理污油水量約為1 500 m3，工藝流程日均生成污油水量約1 150 m3，每日污油水量凈減少350 m3，實現了污油水的日均處理量大于日均生成量（見圖16）。

圖16 措施后污油水日均處理量與日均生產量對比圖

根據生產流程中產生的污油水的成分不同，對其進行分艙處理，避免了不同成分污油水的摻混干擾，并將含污油量較少的污油水返回到生產流程處理，不但有效控制了每日的污油水下艙量，還將歷史積累的污油水進行處理，使得每日污油水的處理量大于每日污油水的下艙量，實現了污油水歷史累積量的減少。

3 結論

FPSO 在正常生產時會不可避免的產生大量的污油水，各設備產生的污油水匯集使得污油水成分復雜，難以處理。要解決污油水問題需要用系統思維綜合考慮，從源頭出發效果顯著，避免了各處污油水摻混導致成分復雜的乳化油的生成，降低了處理難度，也減少了處理量。通過優化生產工藝與操作模式有效減少污油水下艙，并利用現有流程對污油水進行回煉處理，階段性的解決了該油田污油水處理問題，并且實現了歷史積累污油水的減量，綜合效果明顯，成功經驗值得面臨類似問題的海上油田設施借鑒。