溶氣泵在海上油田污水處理中的應用

馬書楠

[中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300451]

某油田加氣浮選器要求水相出口含油為30×10-6，伴隨著處理水量變大，水相出口含油為80×10-6，導致回注水水質變差，嚴重影響了注水系統。注水水中含油是注水水質的重要指標，含油的高低直接影響整個油田注水效果，對驅油效果、地層保護、地層能量補充等多個方面有決定性作用，會導致地層注入壓力變高，注水井的注入量降低，進而會影響油井的產量。

如何解決加氣浮選器處理效果，是目前油田注水生產面臨的難題。本文就該油田加氣浮選器進行分析研究，找出水相水質變差原因，并通過論證，制定了改造方案，成功解決了這一問題。

1 流程現狀介紹

1.1 加氣浮選器介紹

氣體浮選系統主要由氣體浮選罐、氣浮循環泵、文丘立管、液位控制閥構成。從上游斜板出油裝置處理后的生產水，加入浮選劑等化學藥劑后進入氣體浮選裝置進行處理，將粒徑非常小的油滴和固體顆粒懸浮物從生產水中分離出來。

1.2 某油田注水系統現狀

平臺污水系統主要接收原油系統各級分離器分離出來的生產水，通過斜板除油器、加氣浮選器、雙介質濾器處理合格后進入注水緩沖罐。平臺共有四口水源井，通過旋流除砂器、注水細濾器處理后，進入注水緩沖罐。注水緩沖罐的水主要用于中心平臺以及油田小平臺注水井注水。

由于加氣浮選器水相出口含油較高，從而導致回注水達不到標準注水水質要求，從而導致下游用戶水質較差。

2 加氣浮選器水相含油較高原因分析

為了解決加氣浮選器水相含油較高的問題，現場對所有導致加氣浮選器水質變差原因進行排查分析，找出油田加氣浮選器水相出口含油不合格的原因，通過現場整改措施實現加氣浮選器水相出口含油合格，達到處理水質合格的目標。通過現場分析，得出四條可能導致處理效果不佳的原因。

1）CEP 生產分離器、斜板處理器等上游設備處理效果不佳，導致氣浮的入口含油較高，超過氣浮的設計要求，從而導致氣浮A 的出口水相含油較高。

2）CEP 加氣浮選器的文丘里管射流產生的氣泡不明顯，導致氣浮的處理效果變差，水相出口含油變高。

3）下藥藥劑濃度未處于最優濃度。目前CEP 浮選劑下藥濃度20×10-6、清水劑下藥濃度為30×10-6，下藥濃度可能會對氣浮A 出口水相含油產生影響。

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4）流程調控人員操作維護不當。流程操作人員沒有定期對分離器排沙、氣浮收油、排底部懸浮物等可能導致注水水質不合格。

2.1 上游設備處理效果不佳

對上游斜板的進出口進行取樣，通過對表的化驗數據進行分析，可以得出，目前氣浮入口的處理量滿足設計要求，因此，不存在上游設備處理不佳導致氣浮出口水中含油不滿足要求，如表1所示。

表1 斜板除油器入口出口化驗

2.2 下藥藥劑濃度未處于最優濃度

平臺目前使用的浮選劑型號為BHFX-05，下藥濃度20×10-6。通過調整下藥濃度，測出不同下藥濃度氣浮出口水相含油濃度，如表2所示。

表2 不同下藥濃度下氣浮出口化驗含油

通過浮選劑不同下藥濃度關系表可以看出，浮選劑下藥濃度20×10-6時，氣浮水相出口含油濃度處于最低值，此因素基本可以排除。

2.3 日常未進行排沙與氣浮收油

油田操作人員上崗前均會對設備流程進行系統培訓學習，且每日嚴格遵照平臺作業規定進行排砂作業和收油作業，并具有詳細作業記錄，所以基本排除了人為操作不當原因。

2.4 加氣浮選器的文丘里管射流效果不佳

CEP 平臺氣浮內部的結構不合理，加氣浮選器進水區、接觸區、分離區、清水室等腔室，存在問題導致氣浮出口含油過高；加氣浮選器基本原理是向污水中通入或在污水中產生微細氣泡，使污水中的乳化油或細小的固體顆粒附在氣泡上，隨氣泡一起上浮到水面，達到油水分離的目的。溶氣效果不好從而導致氣浮水相出口含油過高。

3 流程改造

3.1 現場調研，對比文丘里與多相流溶氣裝置溶氣效果

對現場的文丘里管、多項流溶氣裝置對比：氣浮加氣系統采用噴射誘導（文丘里）方式釋氣、浮選，產生氣泡粒徑較大（＞100μm），無法充分在水中彌散，對污染物絮體捕捉效果差。多相流溶氣裝置使清水室回流水和氮氣被多相流泵一起吸入泵腔內，氣泡在較高的壓力和葉輪的切割下快速變小溶解到水中，在溶氣罐中，將壓力快速降低到常壓狀態，水中溶解的氣體以微氣泡的方式釋放出來，能夠形成大量粒徑在20μm 以下的氣泡，彌散效果好對水中的油和懸浮物具有較高的去除效果，將加氣浮選器的釋氣方式由原先的噴射誘導方式改為多相流溶氣釋放方式。將原有濾器和循環泵拆除，重新安裝EDUR 多相流溶氣泵2臺，設置溶氣罐，用于儲存和緩沖氮氣，藥劑管線變更與溶氣系統出水混合進入氣浮，增加氣泡浮選能力，如圖1所示。

圖1 多相流溶氣裝置

3.2 采辦物料，進行改造

噴射誘導方式釋氣方式改為多相流溶氣釋放方式。重新安裝溶氣泵，實現一用一備，溶氣泵采用多相流溶氣泵2臺（可以根據水質選擇1臺或2臺運行），型號LBU603E162L；單臺參數p=7.5bar，Qr=45m3/h，單泵供氣量（按照氮氣計）Qq=4.5Nm3（標）/h，設置儲氣罐，用于儲存和緩沖氮氣。將原有濾器和溶氣泵拆除，增加雙聯濾器，每臺溶氣泵均可實現泵前兩臺濾器交替使用，增加藥劑管線變更與氮氣發生裝置混合進入氣浮，增加氣泡浮選能力。

4 效果檢驗

項目施工完成后，對流程工況進行持續的跟蹤，為保證加氣浮選器A 達到設計處理效果，后期穩定運行，對設備進行調試。此次調試通過確定最佳溶氣量，連續監測加氣浮選器A 水相出口含油變化，達到最優處理工況。

4.1 設備調試

根據氣浮原理，氣浮內部釋放的氣泡越小越多。越有利于去除污油和懸浮物，而影響氣泡釋放效果的因素主要有截流閥前后壓差和溶解氮氣量。氣浮壓力基本不變，截流閥前后壓差主要取決于溶氣泵出口壓力，壓力越高，截流閥前后壓差越高，越利于氣泡釋放。溶解氮氣量取決于氮氣在水中的溶解度以及回流水量，影響氮氣溶解度的因素主要是回流水溫度和溶氣泵出口壓力，其中回流水溫度大約為65℃，基本不變，因此氮氣溶解度主要取決于溶氣泵出口壓力，出口壓力越高，泵腔內部壓力越高，氮氣溶解度越大。根據溶氣泵的特性，回流水量與泵出口壓力呈現負相關，泵出口壓力越高，回流水量越低，進而導致氮氣溶解量也越低。

綜合以上分析，溶氣泵出口壓力是影響氣泡釋放效果的主要因素，但并沒有呈現出單向的相關性，因此需要通過設備調試得到最佳的溶氣泵出口壓力，進而獲得最佳的氣泡釋放效果。

設備調試分兩步進行，第一步是確定不同溶氣泵出口壓力下氮氣最大溶解量；第二步是在氮氣最大溶解量的工況下，確定氣浮出口含油率最低時的溶氣泵出口壓力。

4.2 確定氮氣最大溶解量

溶氣泵揚程70m，可將工作壓力設定在400～700kPa，通過泵出口截流閥調整泵出口壓力，在泵出口壓力穩定后，不斷增大泵入口氮氣進氣量，當溶氣泵瀕臨氣蝕工況時，對應的氮氣量即為該壓力下的氮氣最大溶解量。通過現場試驗，溶氣泵在不同壓力下對應的氮氣最大溶解量如表3所示。

表3 不同泵出口壓力氮氣最大溶解量

4.3 確定最佳溶氣泵出口壓力

保持氣浮處理水量以及氣浮入口含油率穩定，調整溶氣泵出口壓力，保持氮氣最大溶解工況；溶氣泵運行穩定后，每兩小時檢測一次氣浮出口含油率，每個壓力下檢測三次，取平均值作為檢測結果，見表4。

表4 不同出口壓力氣浮出入口含油率

由表4可知，在氣浮處理水量以及入口含油率基本穩定的工況下，泵出口壓力為600kPa 時氣浮出口含油率最低，達到300×10-6，說明在該壓力下氣泡釋放效果最佳，氣浮處理效果最好。

根據溶氣泵A 調試數據表、溶氣泵B 調試數據表得出，溶氣泵入口壓力調至-10～0kPa，氮氣流量調至2.5～3.5m3/h，溶氣罐內微氣泡層能達到“牛奶狀”彌散狀態，滿足處理需求。加氣浮選器改造投用后，CEP 加氣浮選器水相含油率由66×10-6降至35×10-6，加氣浮選器處理效果明顯提升。

4.4 優化加氣浮選器收油液位

現場對加氣浮選器油室液位變化情況，并對每日的加氣浮選器油室液位求平均值，200mm 為分組組距，統計每日液位平均值的分布情況，如表5所示。

表5 加氣浮選器油室液位分步頻次以及累計百分比

加氣浮選器正常液位為3 000mm 左右波動，而根據統計數據可知，加氣浮選器器液位期望值為3 200mm，可知加氣浮選器收油液位3 200mm 最為合理。

5 結論與建議

通過加氣浮選器的改造，大幅改進了加氣浮選器的處理效果，極大地降低了注水水質的含油濃度，實現預想目標，維護了平臺正常生產，降低了油田回注水含油，提升整個油田注水效果，驅油效果。對地層保護、地層能量補充等多個方面有了進一步提升，進而提高了油田的產量。