发布时间：2022-05-07所属分类：农业论文浏览：1次
摘 要： [摘要] 渤海油田某井口小平台生产出的油气水在平台进行计量后通过海底管线输送到下游浮式储油轮(FPSO)进行处理，此 FPSO 处理负荷随着上游平台的综合调整和大泵提液等措施逐渐加大，从而个别上游平台的产能受到下游处理能力的限制，无法实现提液增产。 渤海油田首次在
[摘要] 渤海油田某井口小平台生产出的油气水在平台进行计量后通过海底管线输送到下游浮式储油轮(FPSO)进行处理，此 FPSO 处理负荷随着上游平台的综合调整和大泵提液等措施逐渐加大，从而个别上游平台的产能受到下游处理能力的限制，无法实现提液增产。 渤海油田首次在上游井口小平台使用旋流气浮+双介质过滤二级污水处理，并配合使用综合处理剂，处理效果良好，满足回注指标要求。
[关键词] 污水处理;旋流气浮器;双介质过滤器;综合处理剂;回注
海上油田平台生产污水处理，由于平台空间限制，使很多在陆上油田可行的技术难以推行。 为了实现生产污水的达标排放或达标回注，很多高效专有新技术和紧凑型专有设备得以开发，并在海上平台获得应用，并取得了良好效果。 旋流气浮+双介质过滤技术便是这样的技术。 但对于海上小平台，由于流程短、空间更小，对此类技术的要求更高。 对于稠油开采小平台，处理难度会更高，需要一些辅助技术进行增效，才能达到生产污水处理要求。 笔者就渤海某小平台稠油开采生产污水处理的“旋流气浮+双介质过滤技术” 与综合破乳剂协同处理的实际应用效果进行探讨，供油田相关人员进行共勉交流。
1 项目背景
该项目所指平台是 1 座简易稠油开采井口平台，12 个井槽， 原设计未考虑在平台设置生产污水处理系统〔1〕，而是平台产液经过计量后通过海底管线直接输送到下游浮式储油轮(FPSO)进行油气水分离处理。 该平台自 2009 年 5 月投产至今，采出液含水率日益升高，由初期的<5%增长到目前的 69%，产水量由初期<50 m3 /d 增加到 575 m3 /d。 由于海管输送能力及下游 FPSO 的接收和处理能力有限，含水量的上升制约了上游平台的提液增产措施的实施。随着今后平台油井产液含水进一步上升，生产污水量也会更高，其制约作用会更加明显。
另外，该平台原设计注入水〔2〕为水源井水，由于水源井产量限制，不能满足后期注水需求，或者在水源井故障时无法及时提供注水水源。
将生产污水就地处理回用， 既可释放上游井口平台产能，又可解除对水源井的依赖，实现废水的资源化利用，达到节能降耗、保护环境的多重目的。 为此必须增加 1 套生产污水就地处理系统。 为此，根据项目平台特点及要求，引进了集成式二级污水处理工艺，该系统采用“旋流气浮器+双介质过滤器” 二级处理流程， 并结合添加综合处理剂的运行方式。 经过实际运行证明，该工艺处理效果良好，达到了预期设计目标。
2 生产污水处理
2.1 生产污水处理流程
项目污水处理流程为“旋流气浮器+双介质过滤器”二级处理流程，同时投加综合处理剂，综合处理剂投加点为生产分离器前的管汇处。 分离器水相出口的生产污水首先进入旋流气浮器，然后通过过滤器给料泵加压进入双介质过滤器过滤，双介质过滤器处理合格后的生产污水达到注水指标(油≤15 mg/L，悬浮物≤5 mg/L，粒径中值≤3 μm)并进入平台原有的缓冲除气罐，与水源井水混合后回注地层〔3〕。分离器油相出口油≤50%后， 经海管外输其他平台后续处理。 “旋流气浮器+双介质过滤器”二级处理流程如图 1 所示。
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该系统的主要设备包括：5 台 55 m3 /h 的旋流气浮机，其中 1 台备用;2 台 55 m3 /h 的过滤器给料泵，其中 1 台备用;3 台 30 m3 /h 的双介质过滤器，其中 1 台备用;2 台 100 m3 /h 的反冲洗增压泵，其中 1 台备用;1 台 10 m3 污油/水罐;2 台 110 m3 /h 外输增压泵，其中 1 台备用。
2.2 旋流气浮器
旋流气浮器是该污水处理流程的核心设备，其作用机理为：结合气浮与低强度旋流离心力场的协同作用，提升了气泡与油滴的碰撞机率，缩短分离时间和减少设备尺寸，提高气浮效率。
该装置旋流气浮器橇块共由四级加气浮选器〔4〕组成。 从生产分离器中分离出的生产污水(污水出口压力为 1 400~1 750 kPa)， 依次进入一级旋流气浮(操作压力 1 000 kPa)、二级旋流气浮(操作压力 650~ 700 kPa)、三级 旋 流 气 浮(操 作 压 力 350~400 kPa)和四级旋流气浮(操作压力 50 kPa)。通过逐级降压在每一级气浮筒内部释放溶解气，并实 现 逐 级 旋 流气浮。
旋流气浮器各级压力等级和流量如下： 在进入旋流之前生产污水压力为 1.6 MPa，根据生产需要设定进液量; 一级旋流气浮的操作压力和处理量分别是 1.2 MPa 和 0.1 m3 /h;二级旋流气浮器的操作压力和处理量分别是 0.6 MPa 和 0.2 m3 /h;三级旋流气浮器的操作压力和处理量分别是 0.3 MPa 和 0.3 m3 /h;四级旋流气浮器的操作压力和处理量分别是 0.05 MPa 和 0.4 m3 /h。
针对每一级旋流气浮， 生产污水从切向入口进入旋流气浮器罐内，形成较为柔和的旋流运动，生产污水中的溶解气因压力降低而以微气泡(30~50 μm)的形式释放出来，同时利用文丘里原理，在生产污水流过射流器的同时吸入罐体上部的天然气， 形成均匀的微小气泡〔5〕(50~200 μm)，吸入量约为液体介质体积的 10%，以增强气浮效果。 而油滴和气泡等较轻成分将向罐体中心运移，在此过程中发生黏附，形成密度比油滴更小的油滴-微气泡黏附体在中心区域上升。整个处理系统采用密闭稳压操作，通过逐级降压污水自身释放气泡在容器内循环利用。 在设备首次启动时，需引入外部起源补压，正常运行后无需再外加气源。
在上述过程中， 设备内水面上部将汇成连续的污油和气泡浮渣层，通过顶部悬伸到罐内的短管，被连续排放至污油水罐。 泥砂和其他较重固体物质沉积在容器底部，定期排放。分离后的水经过中下部水平圆板缓流后，从出水口流入双介质过滤器。
2.3 双介质过滤器
项目使用的双介质过滤器内置核桃壳和石英砂双重滤料。 生产污水经过旋流气浮器分离处理后进入双介质过滤器内过滤悬浮物和进一步除油〔6〕，在双重滤料作用下，水中悬浮物、铁离子、胶体、聚合物等被捕捉截获，水质得到进一步净化处理。双介质滤器的反冲洗操作可以根据过滤压差或者时间来设定，在压差达到 15 kPa 时或者 24 h 时，系统自动开始反冲洗作业。双介质过滤器采取结构紧凑方式，采用高效双重滤料，具有截污能力强、运行平稳、反洗时间短且节省安装空间等特点。 双介质过滤器主要技术参数如表1 所示。
2.4 综合处理剂
与两级生产污水处理系统配套使用的含聚采出液综合处理剂〔7〕(简称综合处理剂)在项目中的应用是该技术的特点之一。 该药剂在实现原油脱水的同时， 具备污水除油功能， 即一剂两能故称综合处理剂。 综合破乳剂可使稠油油相含水量由 70%左右降到<50%， 然后直接经海管输送到大平台集中处理;同时其对提高气浮装置及双介质过滤器处理效果具有极大的提升作用， 具有一剂双效、 操作简单的特点，可大大减少平台操作的工作量。
常规药剂的清水机理是采用“第一极小值”作用原理，即依靠压缩双电层，消除静电斥力，粒子聚集，破坏体系稳定性，形成“不可逆聚并”，虽然能够解决水包油破乳问题， 但影响油包水化学破乳和电脱水(中间层)的问题，负面作用明显。综合处理剂的微观作用机理是利用“第二极小值”原理，即在化学药剂作用下，削弱双电层，强化“长程”吸引力，降低体系稳定性，实现油水分离。 相对于常规油水分离药剂，综合处理剂的理念更为先进，尤其是在清水方面，可以很好避免常规药剂的负面作用， 帮助生产流程良性运转。 项目综合处理剂加药质量浓度为 220~260 mg/L 时，处理效果最为明显，且没有絮体生成，不会给下游流程的原油破乳造成负面影响。
3 工艺处理效果
“旋流气浮+双介质过滤技术+综合破乳剂”工艺各级处理结果如表 2 所示。
由表 2 可见，注水水质完全达到了回注标准，通过该项目的实施，使外输油含水率由 70%降至 50% 以下，可降低海管负荷 28%，减少对 FPSO 的输液量约 500 m3 /a， 使增产作业产液量可增加到项目投产前的 1.5 倍，如果增产作业到位后每年可增产原油 2 万 m3 左右，增加产值 500 万美元/a(50 美元/桶计算)。同时可减少水源井取水 20 万 m3 /a，减少外排污水 20 万 m3 /a，可降低海管输送压力，节约泵输动力成本。
4 结论
项目工艺在该小平台的应用实践表明，“旋流气浮+双介质过滤技术”通过与综合破乳剂的协同使用， 可使外输稠油含水≤50%， 回注污水含油≤15 mg/L、悬浮物≤5 mg/L、粒径中值≤3 μm，完全适合笔者项目小平台的稠油采出液处理。 项目实施后可以释放平台既有设施的处理量， 使平台的增产作业产液量可增加 50%以上，大大提升增产空间，取得明显经济效益;同时，高标准回注水的利用还可以减少环境污染，具有明显的经济效益和社会效益。——论文作者：马兆峰，许建军，邓常红，李 嘉
参考文献
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