渤海油田采出水處理系統運行現狀及存在問題

孫濤濤 胡蒙蒙 王 釗 劉艷武 鄧海發

(中海油節能環保服務有限公司 天津 300452)

隨著中國海油增儲上產“七年行動計劃”的穩步實施，渤海油田開發產能持續增長，產液量不斷增加，多數主力油田已步入“高含水、高可采儲量采出程度”的雙高階段,而且部分老舊平臺采出水處理工藝落后，無法滿足日益增長的處理水量需求，回注水質不達標、“提液上產”難度大，迫切需要對低效運行的設備進行升級改造。

本文詳細闡述了渤海油田采出水處理系統典型工藝流程，對其運行現狀進行了深入分析，并指出其在結構設計等方面存在的不足，為今后老舊設備升級改造及新建處理設施相關工藝設計提供借鑒。

1 采出水處理系統典型工藝流程

渤海油田采出水處理工藝主要分為上游工藝段和下游工藝段(圖1)，上游工藝段中斜板除油器、氣浮選器占比較大(表1)，部分工藝設置有兩級氣浮選器[1]；下游工藝段以常規過濾工藝為主。整體來看，斜板除油器+氣浮選器+常規過濾工藝(以下簡稱“三段工藝”)是渤海油田采出水處理系統的典型工藝流程。

圖1 渤海油田采出水處理工藝流程

表1 渤海油田采出水一二級處理工藝單元統計

對渤海油田現有三段工藝的除油效率進行了統計(表2)，結果表明：從總體看現有設備實際除油率均低于設計除油率，其中氣浮選器及雙介質濾器實際除油率與設計除油率的差值尤為突出。由于氣浮選器實際除油率低，出水水質差，直接導致下游過濾系統高負荷運行；核桃殼濾器的實際除油率遠高于雙介質濾器，這也與我們通常認為的 “核桃殼濾器以除油為主，雙介質濾器以除懸浮物為主”的觀點相符。

表2 渤海油田采出水典型處理工藝除油率統計

2 采出水處理系統運行現狀及存在問題

基于渤海油田采出水處理系統調研數據，從系統工況條件、裝置除油率、裝置內部結構設計等方面分析采出水處理系統三段工藝的運行現狀及存在的問題。

2.1 斜板除油器

2.1.1運行工況及除油率分析

對渤海油田斜板除油器的運行現狀進行了統計(表3)，可以看出：①在處理水量方面，多數斜板除油器實際處理水量低于設計處理水量，其中實際處理水量低于設計處理水量60%的平臺占比達63.2%，接近或達到設計水量(80%≤r<110%)的平臺占比僅為26.3%(為方便闡述，按照實際處理水量占設計處理水量的百分比(r)不同，將現有數據分為A(20%≤r<40%)、B(40%≤r<60%)、C(60%≤r<80%)、D(80%≤r<110%)等四類，下同)；②在水力停留時間方面，現有裝置的實際水力停留時間相對較長，遠高于設計的水力停留時間；③在裝置除油率方面，整體除油率較高，實際除油率均值僅比設計除油率均值低10%，這與閻洪濤 等[2]相關研究結論(斜板除油器的除油率為24%～91%，均值為61%，低于設計值)基本一致。裝置實際水力停留時間均值為35 min，設計均值為18 min，實際水力停留時間長于設計值，而斜板除油器以重力沉降除油為主，較長的水力停留時間必然有利于油水分離。

表3 渤海油田斜板除油器運行現狀統計

因此，筆者認為較長的水力停留時間是目前裝置具有較高除油率的主要原因，采出水的含油濃度高低也是影響裝置除油率的因素之一。目前渤海油田多數斜板除油器的實際入口水中含油濃度遠低于設計值，系統運行負荷低，除油效率高，出口水質優于設計值。但隨著油田開發的深入，產液量不斷增長，斜板除油器的入口水中含油濃度會隨之上升，加之處理量增大縮短了水力停留時間，未來其實際除油效率將會受到影響。

2.1.2裝置內部結構設計問題分析

斜板除油器內部結構單一(圖2)，各制造廠家產品結構類似，主要區別在于污油室設置在前端還是后端，有無溢流堰板等。各制造廠家在內部結構設計方面主要存在4類共性問題。

圖2 斜板除油器內部結構

1)布水結構設計不合理。

常規布水結構設計較為簡單，主要結構形式有：進水管下伸到液面以下，進水管末端無其他構件；進水管出口設置彎頭，下伸到液面以下后由彎頭將水流引向靠近進水管側的封頭處；進水管末端設置橫向布水管，橫向布水管均勻開孔；進水管口位置在液面以下，管口末端設置緩沖板。采取此類結構設計，水流沖擊較大，易形成局部渦流，渦流將導致水流剪切力增大，造成大油滴破碎為小油滴，增大了油水分離難度；而且，水體流態不穩定，液面處水流翻滾劇烈，易造成浮油渣返混。

2)聚結填料區浮油渣無法收集。

由于聚結填料區頂面高于運行液位，阻擋左側浮油渣進入到右側收油槽內，造成浮油渣在此區域富集；由于布水結構設計不合理造成強烈的擾流作用，導致返混問題尤為嚴重。

3)收油槽布置及結構設計不合理。

在常規設計中，通常是在分離區設置1至2道縱向收油槽，在分離區末端設置1道橫向收油槽，兩者連通。該類設計存在的問題：裝置在正常運行狀態下，浮油渣溢流進入到收油槽內，由于浮油渣流動性差、易粘連(特別是稠油注聚采出水產生的浮油渣)，較遠區域的浮油渣在行進過程中流動性逐漸變差甚至停止流動，導致收油槽僅能收集其附近區域的浮油渣；較遠區域的浮油渣只能通過抬高運行液位進行收集，但該操作將會導致污油系統處理負荷陡增，引起生產流程波動，因此無法頻繁進行。

收油槽溢流堰板方面，在常規設計中溢流堰板一般分為鋸齒堰板和不開口堰板，實際工程應用中鋸齒堰板較為多見，但筆者認為不開口堰板比鋸齒堰板更有優勢，原因在于浮油渣易粘連成塊，從而易被鋸齒結構阻攔，當為了收油而抬升液位時，會有大量水體進入[3]，從而造成只進水不收油；而不開口堰板則不會阻攔塊狀物，液面處的浮油渣會快速進入到收油槽內，收油效果更佳。

4)清水區浮油無法收集。清水區雖然水力停留時間短，但也會有少量油滴上浮形成浮油，當浮油層富集到一定程度[4]后受流態波動影響，導致返混問題發生，影響出水水質，有時甚至會出現短時出水含油濃度大于進水含油濃度的現象。

2.2 氣浮選器

2.2.1運行工況及除油率分析

對渤海油田氣浮選器的運行現狀進行了統計(表4)，可以看出：①在處理水量方面，多數氣浮選器實際處理水量遠低于設計處理水量，其中實際處理水量低于設計處理水量60%的平臺占比為64%，接近或達到設計處理水量(80%≤r<110%)的裝置占比僅為18%；②在水力停留時間方面，現有裝置的實際水力停留時間相對較長，遠高于設計停留時間；③在裝置除油率方面，整體除油率低，實際除油率遠低于設計除油率，兩者均值相差37%，這與閻洪濤 等[2]相關研究結論(氣浮選器的除油率在12.5%～96.2%，平均為46.3%)基本一致。

表4 渤海油田氣浮選器運行現狀統計

進一步分析發現，實際水力停留時間的延長，未能有效提高裝置的除油率。以 A、D兩組數據為例，二者實際水力停留時間相差26 min，但實際除油率僅相差10%。此外，因處理水量提升導致的出水水質不達標問題將日益突出。現有裝置的運行負荷低，處理效果差，隨著系統處理水量的不斷提升，裝置入口含油濃度會相應提高，水力停留時間相應縮短，出口水質更加無法保證，將會對下游過濾系統造成巨大沖擊。

2.2.2溶氣水制備工藝運行現狀分析

溶氣水制備工藝的優劣往往直接影響到氣浮選器的除油效率。目前工程應用的溶氣水制備工藝主要有文丘里射流工藝(以下簡稱“射流工藝”)、以溶氣罐為代表的高壓溶氣工藝(以下簡稱“溶氣罐工藝”)、以溶氣泵為代表的氣液混合泵工藝(以下簡稱“溶氣泵工藝”)和通過溶氣泵實現氣液混合再經氣泡篩選器剔除大氣泡的微氣泡工藝(以下簡稱“微氣泡工藝”)，均采用部分回流水方式制備溶氣水。

對渤海油田溶氣水制備工藝的應用情況進行了統計(表5)，可以看出：目前溶氣水制備工藝以射流、溶氣罐工藝為主，微氣泡及溶氣泵工藝工程應用相對較少；在運行裝置中，溶氣罐工藝占比最大，多見于2010年后投運的平臺；射流工藝占比次之；微氣泡工藝屬于新工藝，主要應用于2010年后投運的平臺；溶氣泵工藝普遍應用于2010年后的氣浮選改造工程，主要用于替換射流工藝。

表5 渤海油田溶氣水制備工藝性能參數統計

進一步分析回流比及氣泡質量對除油效率的影響。

1)回流比。

在溶氣水制備工藝回流比方面，射流工藝回流比最大，最高可達53%；溶氣罐工藝回流比次之，最高值為40%；溶氣泵、微氣泡工藝回流比相對較小，最高值在20%以下。筆者認為：較高的回流比雖然可以提高溶氣水的氣泡含量，有助于浮選分離，但并非越高越好；高回流比降低了裝置的有效水力停留時間，增大了油滴被切割細化的幾率[5]；若溶氣水質量差、釋放方式不合理則會加劇水體流態的擾動作用，嚴重影響浮選分離效率。微氣泡工藝的回流比遠低于射流、溶氣罐工藝，但其除油率卻明顯高于二者，也說明溶氣水的回流比并非越高越好。

2)氣泡質量。

常規認為氣泡粒徑越細小，越有利于浮選分離。筆者認為：對于提高浮選分離效率，氣泡粒徑大小固然重要，但氣泡均勻度、氣泡密集程度要比氣泡粒徑大小更為重要。因為較高的氣泡均勻度、氣泡密集程度會形成速度相同、軌跡一致的氣泡群，以此形成“網捕”作用，對油滴的捕捉、粘附效率最高，其功效就如“地毯式搜索”一樣[6]；由于氣泡“步調”一致，相互干擾小，氣泡與油滴粘附之后形成的油氣共聚物也不易被其他氣泡碰撞而導致脫附問題的出現。微氣泡工藝在氣泡粒徑方面雖不及溶氣泵工藝，但在氣泡均勻度、氣泡密集程度方面優勢明顯(表6)，其除油效率也高于其他工藝(表5)。

表6 溶氣水制備工藝氣泡質量對比

從表5、6可以看出，微氣泡、溶氣泵工藝在除油效率、浮選氣需求、占地空間、氣泡質量方面相對于射流、溶氣罐工藝優勢明顯，也是今后溶氣水制備工藝發展的方向。

2.2.3裝置內部結構設計問題分析

在渤海油田應用的氣浮選裝置中，氣浮選分離器結構以臥式多艙室罐體及臥式箱體為主(表7)，對兩者的結構設計問題進行詳細分析。

表7 渤海油田氣浮選分離器結構形式統計

1)臥式多艙室氣浮選罐體。

臥式多艙室氣浮選罐體結構單一(圖3)，各制造廠家的產品結構差異較小。其在結構設計方面與斜板除油器內部結構設計中存在的問題相似，即在布水結構設計、布水擋板設計、收油槽布置及結構設計、清水區浮油收集等方面設置不夠合理。而在溶氣水釋放方式方面，通常以單點形式在每個腔室內釋放，由于單個腔室容積較大，溶氣水在較大空間內單點釋放，覆蓋面小、氣水混合效率低，會導致氣泡與油滴的粘附效率降低；點式釋放噴射速度大[5]，水體擾動大，易發生油氣共聚物的脫附問題。

圖3 臥式多艙室氣浮選器內部結構

2)箱體式氣浮選器。

箱體式氣浮選器制造廠家在結構設計方面多采用斜管填料+刮渣機的結構形式(圖4)，不同廠家的設計差異主要在于刮渣機運轉方向及配套收油槽布置位置。該裝置在布水結構設計、清水區浮油收集等方面與斜板除油器內部結構設計中存在的問題相似，其他方面的問題主要包括3方面。

圖4 箱體式氣浮選器內部結構

①溶氣水釋放結構設計不合理。溶氣水釋放結構主要以多點均布方式釋放到緩沖區或進水布液管內，釋放壓力一般在0.3～0.5 MPa。在緩沖區釋放時，由于水流沖擊力大，水體擾動劇烈，易造成油氣共聚物脫附問題及液面處污染物返混問題；此外，由于緩沖區空間大，溶氣水釋放后的氣水混合效率低。在進水布液管內釋放時，因布液管容積小，氣水混合效率相對較高，但由于溶氣水的高速沖擊作用，極易造成水處理藥劑(藥劑通常投加在進水管道內[2]，加藥點與裝置進水口位置有一定距離，以保證藥劑混合效率及絮體生長時間)絮體破碎，藥效減弱。

②手動可調堰板無法滿足波動工況需求。在生產運行過程中，系統流量波動現象會經常發生，如洗井、酸化作業以及油氣混輸的段塞流現象等均會造成系統的流量波動。可調堰板是通過手動調節堰板高度來調整運行液位，無法做到實時調節。當流量有較大波動時，往往無法及時調整堰板高度從而導致運行液位或高或低，進而造成過量收油或無法收油。

③刮渣機故障率高、停機影響大且存在刮板抖動問題。故障率高：箱體式氣浮選器在運行時一般面臨密閉、高溫、潮濕、處于油氣水三相界面處等惡劣環境，而刮渣機多采用鏈條式結構，可動部件較多，在上述惡劣環境下運行，穩定性差，故障頻發，其中牽引鏈條、刮板故障率較高。維修困難，停機影響大：由于箱體式氣浮選器多為全封閉設計，需要專業人員進入到箱體內部進行維修，維修難度大、危險系數高，刮渣機一旦因故停機，將造成浮渣收集困難，特別是將收油槽設置在進水側時，浮油渣基本無法收集，嚴重影響出水水質。刮板抖動問題：鏈條式刮渣機在運轉過程中，刮板存在一定的抖動，浮渣層越厚，抖動越劇烈。刮板的抖動會導致部分浮油渣掉落，返混到水體中，特別是在靠近出水側時，極易影響出水水質，這也是將收油槽設置在進水側的主要原因。

2.3 常規過濾工藝

常規過濾工藝主要以核桃殼濾器、雙介質濾器為主，根據不同的水質要求，可設置為單級運行或兩級串聯運行。在兩級串聯工藝中第一級核桃殼濾器主要用于除油，第二級雙介質濾器主要用于除懸浮物[9]。由于過濾工藝主要依靠濾料的截留、吸附作用實現對污油、懸浮物的去除，因此其結構較為簡單，核桃殼濾器、雙介質濾器主要區別在于反沖洗結構的不同，前者是水反洗+機械攪拌，后者是氣水交替反洗。

2.3.1運行現狀分析

1)核桃殼濾器。

對渤海油田12座平臺的核桃殼濾器運行數據進行統計分析(表8)，可以看出：①核桃殼濾器實際除油率接近設計除油率，實際除油率均值為59%，設計值為67%，差距僅為8%，運行效率較高，這與閻洪濤 等[2]的研究結論(核桃殼濾器除油率各油田基本在80%以下，大部分油田在60%以下)基本一致；②部分核桃殼濾器運行負荷高，運行壓力大，以A、E、G、H平臺為例，核桃殼濾器進出口水中含油濃度基本與設計值持平或高于設計值，濾器運行負荷高，慮后水質達標壓力大，長久以往將導致過濾周期逐漸縮短，反沖洗頻率增加，濾料使用壽命縮短，需頻繁更換濾料。

表8 渤海油田核桃殼濾器除油率統計

2)雙介質濾器。

對渤海油田12座平臺的雙介質濾器運行數據進行統計分析(表9)，可以看出：①作為第一級過濾使用的雙介質濾器，實際進口含油濃度相對較高，均值約為58 mg/L，實際出口含油濃度均值約為34 mg/L，實際除油率均值為41%，設計值均值為59%；作為第二級過濾使用的雙介質濾器，實際入口含油濃度均值為23 mg/L，實際出口含油濃度均值為14 mg/L，實際除油率均值為31%，設計值均值為56%；可見雙介質濾器作為第一級過濾時，在處理高含油污水方面除油率相對較高。②另對比表2、8、9，發現以核桃殼+石英砂濾料為主的雙介質濾器在除油效率方面低于核桃殼濾器。常規雙介質濾器濾料主要是石英砂、金剛砂、無煙煤等，多應用于第二級過濾，以去除懸浮物為主。應用于第一級過濾的雙介質濾器濾料主要是核桃殼+石英砂濾料，兼有除油除懸浮物功能。以核桃殼+石英砂濾料為主的雙介質濾器要比常規雙介質濾器在除油率方面有所提升，但與核桃殼濾器相比仍有一定的差距(核桃殼濾器實際除油率均值為59%)。③多數雙介質濾器運行負荷高，運行壓力大。以B、C、D、E、F、G、K、L平臺為例，濾器進出口水中含油濃度基本與設計值持平或高于設計值，濾器處于滿負荷或超負荷運行狀態，運行壓力大。

表9 渤海油田雙介質濾器除油效率統計

2.3.2濾料流失及使用壽命問題分析

濾料流失問題多發生于布水管、集水管及排氣口位置[10]，通過在相關位置處安裝繞絲篩管，基本解決了因孔管結構問題造成的濾料流失問題。從目前看，新的濾料流失問題主要是由于密封結構不嚴[9]或繞絲篩管破損[11]造成的。

依據廠家建議，濾料在正常工況條件下，使用壽命為2～3年，但多數濾料實際使用壽命僅1年或更短時間[10，12]。當濾器出現過濾周期縮短、反沖洗頻率升高、慮后水質變差等問題時，說明濾料失活無法再生，只能更換濾料以保證慮后水質。筆者認為導致濾料使用壽命縮短的主要原因是濾料再生困難，而造成濾料再生困難的主要影響因素包括3方面。

1)濾器入口含油濃度高，運行負荷大。由于污油具有比懸浮物更高的粘附性，反沖洗作業無法完全清除濾料上的污油，濾器入口含油濃度高，增大了濾料被污染的速率，當濾料完全被污油附著無法清洗去除時即失去了截污功能，需重新更換濾料。

2)聚合物加速了濾料板結。隨著聚合物驅、二元復合驅采油的開展，采出水中的聚合物含量逐步增加，聚合物與水處理藥劑、污油、懸浮物形成的聚合物質具有黏度高、附著力強的特點，導致濾料相互粘附、結塊、板結，進而降低了濾料的納污能力，過濾周期縮短，濾料再生困難[12]。

3)反沖洗參數設置不合理。濾器反沖洗參數通常是固定的，一般過濾壓差達到0.10～0.15 MPa或過濾時長達到24 h時(以先達到者為準)，自動反沖洗程序啟動，反沖洗時長固定在30 min左右。但隨著濾料污染程度的加深，需要更長的反沖洗時間以保證濾料的清潔，而在此情況下仍采用自動反沖洗則會導致濾料清洗不徹底，再生困難。反沖洗強度直接影響到濾料的清潔程度，反沖洗強度低濾料無法充分流化，清洗效果差；反沖洗強度高則有可能導致濾料混層及濾料流失。行業標準給出的指導數據較為寬泛，無法作為實際操作的依據，需要根據水質的實際情況確定[13]。例如渤海某采油平臺通過實驗確定了核桃殼濾器的最佳反沖洗水量，雖與廠家推薦值出入較大，但實踐效果良好，濾料的更換頻率由1年更換一次提高到3年更換一次[14]。

3 結論及建議

1)在渤海油田采出水三段工藝中,斜板除油工藝運行效率高，出水水質優于設計指標，能夠明顯減輕下游處理系統的運行壓力。氣浮選工藝是三段工藝的核心工藝，起到“承上啟下”作用，但從實際運行效果來看雖然其實際處理水量小、運行負荷低，但出水水質并不理想；造成氣浮選工藝低效率運行的原因是部分溶氣水制備工藝落后，產生的氣泡粒徑大、不均勻、不密集，釋放時水體擾動劇烈；而氣浮選器在內部結構上的缺陷，造成氣水混合效率低、流態不穩定，收油效果差。由于上游氣浮選器的低效率運行，導致下游常規過濾工藝運行負荷高，運行壓力大。隨著采出水量的持續增長，氣浮選器的低效率運行問題若得不到切實解決，將會成為制約采出水達標處置的瓶頸問題。

2)針對斜板除油器、氣浮選器等老舊生產水處理裝置的升級改造，不能只注重油水分離結構的改進，而忽視收油結構改造的重要性，否則易誘發返混問題降低裝置的分離效率。對于老舊氣浮選工藝優化，在對溶氣水制備裝置進行升級的同時應注重其內部結構的配套改造，即首先通過溶氣水制備裝置提供高質量的氣泡，再通過氣浮選器內部結構構建穩定的水力流場、高效的氣水混合條件及穩定的浮油渣收集結構，從而最大程度地提高氣浮選器的運行效率。

3)對于新建采油平臺，在采出水處理工藝設計階段應結合現有裝置運行現狀，優選工藝，避免再次出現斜板除油器結構設計不合理、氣浮選器的溶氣水制備方式選用不當及刮渣機故障率高、常規濾器的反沖洗參數設置不合理等問題。同時不應拘泥于固定的“三段工藝”，而應注重高效溶氣水工藝在斜板除油器、常規濾器中的應用，進而提高相應裝置的油水分離效率，使得“三段工藝”更加高效，抗沖擊負荷能力更強，從而構建出海上采出水處理系統新生態，即第一級工藝“減負”，第二級工藝“保穩”，第三級工藝“兜底”。