BIPTCFU-Ш型旋流气浮一体化采出水处理样机及其在秦皇岛32-6油田的试验分析*

蔡小垒王春升陈家庆尚 超姬宜朋张 明郑晓鹏

(1.北京石油化工学院; 2.中海油研究总院)

BIPTCFU-Ш型旋流气浮一体化采出水处理样机及其在秦皇岛32-6油田的试验分析*

蔡小垒1王春升2陈家庆1尚 超2姬宜朋1张 明2郑晓鹏2

(1.北京石油化工学院; 2.中海油研究总院)

介绍了自主研制的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机的结构方案和工作原理,对该样机在秦皇岛32-6油田进行的包括单级CFU正交试验和单一变量影响试验、单级CFU连续运行和两级CFU串联连续运行试验结果进行了分析。结果表明:运行调试样机时需要对涉及到微气泡发生器和气液混合泵等设备的一些参数进行合理组合,以力求除油效率最高;当入口污水含油质量浓度在1 700 mg/L左右时,即使不添加任何处理药剂,单级CFU可将含油质量浓度降低到200 mg/L以下,两级CFU串联运行可将含油质量浓度降低到20 mg/L以下;自主研制的样机达到了国内同类产品的先进水平。该样机在秦皇岛32-6油田的成功试验为国内海洋石油工业的增产减污提供了可行的技术解决方案,值得进一步开展工程放大应用研究。

BIPTCFU-Ⅲ型样机;旋流气浮一体化;采出水处理;现场试验;除油效率;秦皇岛32-6油田

随着海洋油气开发活动强度的不断加大,海上油田采出水量比例将从1990年的不足15%上升到2015年的40%以上,因此采出水处理已经成为当前海洋石油开发中的关键甚至是瓶颈性问题[1]。随着我国渤海、南海海域大部分油田逐步进入开采的中后期,早期建设的水处理设施普遍存在效率较低、难以满足新排放标准等不足,但升级改造方案往往受平台空间紧张和降低建造成本的限制,迫切需要研发高效紧凑型的水处理技术与设备。近10年来,旋流分离与竖流式气浮分离一体化技术得到了国外海洋石油工程界的普遍关注,先后涌现出10多种紧凑型气浮装置(CFU),部分产品已经得到了大规模的商业化应用[2-4]。由于国内相应的研究起步较晚,旋流气浮一体化技术目前整体上尚处于小型样机现场试验或放大试验阶段,尚未得到实质性的生产应用。近3年来,北京石油化工学院与中国海油密切合作,围绕该技术开展了系统深入的应用研究工作,通过利用微孔发泡技术、弱旋流和气液混合泵回流二次气浮技术,提高了气泡与油滴粘附的几率和效率,并建立了旋流气浮一体化采出水处理装置的完整设计方法,所研发的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机在秦皇岛32-6油田成功进行了现场试验。本文在简单阐述旋流气浮一体化设备的结构方案和工作原理的基础上,重点介绍所研发样机的现场试验情况,并与同类产品的处理性能和推广应用潜力进行了对比分析,以期推动该热点技术在国内的生产应用进程。

1 处理装置结构方案和工作原理

1.1 结构方案

常规的单元除油技术有重力沉降、离心分离、粗粒化(聚结)、气浮等,随着人们对除油效率的不断追求,数十年来除油设备的研发趋势可以归结为“常规单元技术的高效化、不同单元技术的复合化”,将离心分离与气浮分离技术相结合也因此较早地得到了研究人员的关注,先后出现了充气水力旋流器、离心气浮除油设备等新型分离设备,但因处理量受限和除油效率较低等原因一直未能在含油污水处理领域得到工业化应用[5]。20世纪90年代末期,芬兰学者提出了第三代气浮(即紊流气浮)新概念,认为相对层流流态而言,适当的湍流流态可以促进污染物颗粒与微细气泡之间的接触碰撞粘附,从而将气浮分离区的表面负荷率由第一代的2～3 m3/(m2·h)、第二代的5～7 m3/(m2·h)提高到了第三代的20～40 m3/(m2·h),使得最初的大容积、低负荷气浮分离池型逐渐向集成、紧凑型发展[6]。之后工业界也开始意识到,可以将低强度的旋转离心力场(弱旋流)作为一种促进分散相油颗粒与微细气泡之间接触碰撞和粘附的手段,从而提高气浮除油设备的处理性能,并最终导致了紧凑型气浮装置的成功问世[7-8]。

图1为所研发的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理装置的工艺流程示意图。该装置采用整体立式压力容器橇装布局和两级CFU串联运行模式(也可根据需要采用单级独立运行),主体设备包括微气泡发生器、气液混合泵、紧凑型气浮罐等,外部管路主要包括采出水入口管路、出油管路、出水管路、回流气体管路、回流水管路、两级CFU连接管路等。其中,微气泡发生器用于在入口水中注入大量的微细气泡;气液混合泵用于给回流水增压,并向其中注入大量的微细气泡;紧凑型气浮罐是整套装置的核心设备,主要由立式压力容器壳体、顶部悬伸排油管、上部稳流筒、固定于容器内壁的螺旋导流片、下部均匀布水(气)元件等组成,含油污水的旋流分离和气浮分离过程在其中进行[9]。从结构上来看,所研发的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理装置与国外同类设备的最大不同之处在于采用了微孔发泡技术和气液混合泵回流二次气浮技术。

图1 所研发的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理装置的工艺流程示意图

1.2 工作原理

所研发的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理装置工作原理是:含油污水首先通过入口管路流经微气泡发生器,基于微孔发泡技术使其内混入大量的微细气泡[10],然后通过上部切向入口进入第一级立式紧凑型气浮罐,在罐内中上部的分离区形成弱旋流,此时稳流筒的作用在于协助获得适当的旋流强度。轻质的油相和微细气泡在弱旋流的作用下向气浮罐中心运移,在此过程发生接触碰撞和粘附,油相-气泡粘附体一部分直接浮升到罐内液面表层,剩余的油相污染物随主体水流在罐内向下流动,接近下部均匀布水(气)元件附近区域时再次与“新一轮”的微细气泡发生接触碰撞和粘附,油相-气泡粘附体主要通过稳流筒内部“相对平缓”的流通通道以类似于“竖流式气浮池”的分离机理浮升到罐内液面表层。“新一轮”的微细气泡通过将处理后的罐底部出水部分回流,利用气液混合泵的强大溶气功能而产生;罐内液面表层的气泡、富集油相和少部分水一起依靠顶部气相空间的压力自悬伸排油管排出罐外;顶部气相空间的气体与气液混合泵的进气口连通,以便尽可能实现气源气体的回用。总的来看,含油污水相当于在一个紧凑型气浮罐内进行了一次旋流分离与两次气浮分离,第一级气浮罐的外排出水串联进入第二级气浮罐,再次以上述同样的机理对含油污水进行净化处理。当然,可以根据总处理水量和外排水质的要求将多个气浮罐实施不同个数的并联和串联运行,也可以根据串联运行前后各级之间污水含油浓度的差异有针对性地对气浮罐的内部结构进行差别化设计。

2 现场试验

2012年9月底至10月初,自主研发的BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机在秦皇岛32-6油田作业区“渤海世纪号”FPSO上进行了现场试验。样机额定设计处理量为4 m3/h,水力停留时间为150 s,水力旋流强度为35倍重力加速度,紧凑型气浮罐的有效体积为0.17 m3,内径为400 mm,表面水力负荷为32.65 m3/(m2·h)。秦皇岛32-6油田的原油属于重油,密度为954.6 kg/m3(20℃)和938.6 kg/m3(50℃);“渤海世纪号”FPSO上采出水的主要处理流程为自由水分离器+热化学处理器+电脱水器的水相出口→水工艺舱→斜板除油器(CPI)→加气浮选机→核桃壳过滤器→回注或排海[11-12]。根据现场实际情况,在不影响正常生产的情况下,将样机的入水口与自由水分离器V-101的污水取样口相连。本次主要进行了单级CFU正交试验和单一变量影响试验、单级CFU连续运行试验和两级CFU连续运行试验,气浮气源气体为氮气,含油浓度的测试化验设备为现场生产用美国Wilks Enterprise公司CVH型TOG/TPH分析仪。

2.1 单级CFU正交试验和单一变量影响试验

影响BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机除油率的因素主要有:处理水流量、分流比(顶部排油口与处理水流量之比)、微气泡发生器注气比(注入微气泡发生器气与处理水流量之比)、微气泡发生器注气压差(内管污水压力与外环腔室气体压力之差)、气液混合泵回流比(气液混合泵回流流量与处理水流量之比)、气液混合泵回流注气比(气液混合泵吸入流量与回流流量之比)、入口污水含油质量浓度、加药质量浓度等。在入口处理量保持稳定、不添加生产用处理药剂的情况下,就分流比、微气泡发生器注气比和注气压差、气液混合泵回流比和回流注气比对除油率的影响开展5因素、5水平的正交试验,总因素组合数为25组,相关影响因素的变化参数取值见表1,除油效果如图2所示。

表1 样机现场试验所考虑影响因素的变化参数列表

图2 固定流量下样机单级CFU正交试验除油效果(不加处理药剂)

从图2可以看出:①不添加任何处理药剂时,单级CFU的除油率在64.7%～92.3%之间变化,说明5个因素(参数)的不同取值搭配组合会直接影响设备的除油率,同时也表明需要寻找出合理参数搭配组合以取得较好除油率的必要性;②在罐顶排油口分流比为0.12、回流比为0.20、气泡发生器注气比为0.05、回流注气比为0.10的参数组合下(绿色标示线),系统的除油效率可达84.4%,虽然此组合参数下的除油效率并非最高,但考虑到所采用的回流比和分流比都较小,且入口采出水的含油质量浓度与平均稳定值较为接近,因此可视为本次正交试验的最优参数。

利用“正交设计助手”软件进行正交因素分析可得,分流比对除油率的影响最高,其次为回流比、注气比和回流注气比,注气压差对除油率的影响最低。在此基础上,保持其他因素(参数)的取值不变,仅分别改变其中一个因素(参数)所对应的取值,研究单一因素(参数)变化对样机除油率的影响。结果发现:①无论入口污水含油质量浓度如何波动以及5个因素(参数)如何单一调整变化,系统除油率始终保持在73.6%以上,具有较高的稳定性;②通过调整寻找5个因素(参数)单一变化时的最佳取值,可将样机的除油率保持在88%以上,其中最大除油率达到89.7%(此时入口处理水含油质量浓度高达2 011 mg/L,出水口含油质量浓度可控制在210 mg/L以下)。因篇幅所限,这里仅给出分流比对系统除油率的影响。当分流流量从0.1 m3/h增加到0.48 m3/h时(对应的分流比为0.032、0.064、0.096、0.128和0.154),分流比越高,系统除油效果总体趋势越好(对应的除油率分别为80.8%、81.8%、83.6%、82.9%、89.7%)。但考虑到分流比的增加将会带来高含水污油二次处理的麻烦,因此在实际运行过程中应尽可能减小分流比,并在以后的研究中应考虑如何进一步降低分流比。

2.2 单级CFU稳定运行对除油率的影响

为验证BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机在连续运行工况下的稳定性,同时测试回流以及添加处理药剂对设备除油性能的影响,先后在额定处理量时进行了无回流和有回流、不加药和加药质量浓度为0.02 mg/L共4种工况下单级CFU连续运行的除油率测试试验,其结果见图3。从图3可以看出:①在“不加处理药剂+不开启回流”的连续运行工况下,入口采出水的含油质量浓度在1 525～2 018 mg/L,出水口的含油质量浓度在90～210 mg/L,除油率在86.2%～95.5%,平均除油率接近90%;②在“不加处理药剂+开启回流”的连续运行工况下,入口采出水的含油质量浓度在1 432～1 550 mg/L,出水口的含油质量浓度在92～135 mg/L,除油率在90.2%～93.7%,平均除油率接近92%;③在“添加处理药剂+不开启回流”的连续运行工况下,入口采出水的含油质量浓度在1 275～2 007 mg/L,出水口的含油质量浓度在107～148 mg/L,除油率在91.5%～93.7%,平均除油率接近93%;④在“添加处理药剂+开启回流”的连续运行工况下,入口采出水的含油质量浓度在1 461～1 982 mg/L,出水口的含油质量浓度在82～161 mg/L,除油率在89%～94.9%,平均除油率接近93%;⑤在整个试验过程中,入水口含油质量浓度与出水口含油质量浓度的整体波动趋势基本一致,同时考虑到取样和测量误差的可能影响,认为试验数据足以体现出系统工作性能的稳定性。

总之,就不添加处理药剂和添加处理药剂两大类工况下是否开启回流的对比情况来看,由于旋流分离和一次气浮分离作用已经使除油率达到了一个较高水平,回流二次气浮对除油率的提升作用很小,所以从节省运行功率消耗的角度来看可以考虑停止使用,甚至可以去掉相应的硬件系统配套。就关闭回流和开启回流两大类工况下是否添加处理药剂的对比情况来看,添加处理药剂可以提升系统的除油效果,所以可以继续围绕不同药剂种类和不同加药浓度来开展试验研究,以进一步提高设备的除油率。

2.3 两级CFU串联稳定运行对除油率的影响

图3 额定处理量下样机单级CFU连续运行试验除油效果

图4 BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机两级CFU串联连续运行时的除油效果

为了验证两级CFU串联运行时样机除油性能的稳定性,先后进行了“不加处理药剂+开启回流”、“不加处理药剂+关闭回流”、“加处理药剂+关闭回流”等3种工况下样机连续运行时的除油率测试试验,其结果见图4。从图4可以看出:①两级CFU串联运行过程中,入口污水的含油质量浓度在1 350～2 311 mg/L,出水口含油质量浓度在8～31 mg/L之间,系统除油率在97.9%～99.4%,平均除油率达到98.7%,不仅除油效果非常显著,而且除油性能非常稳定;②样机运行过程中开启回流和添加处理药剂有利于提高除油率,但回流对除油率的提升效果不太显著。值得一提的是,在设备“不加处理药剂+关闭回流”运行测试阶段,由于气源供应不足而使得第一级CFU配用的2个微气泡发生器在短时间(10 min)内的进气量为0,第二级CFU配用的2个微气泡发生器因依靠高压氮气瓶供气而仍然保持正常工作状态,在该时间段内(蓝线标示线)的测试结果为入口污水的含油质量浓度为1 771 mg/L,两级CFU出水口的含油质量浓度分别为1 121、77 mg/L,设备的总除油率为95.7%,除油率出现了明显的下降。该组测试数据充分说明了微细气泡在整个样机除油性能中所起的关键作用。

3 性能对比及应用潜力分析

3.1 与同类设备的性能对比

自2010年以来,先后共有3家单位在秦皇岛32-6油田“渤海世纪号”FSPO上进行过类似的小型样机现场试验。公司A的旋流式气浮系统(CFS)样机采用四级串联运行,当入口含油质量浓度平均值为3 071.8 mg/L时,四级出口的含油质量浓度平均值为94.6 mg/L;公司B的微气泡旋流气浮装置采用两级串联运行,主体设备气浮罐尺寸为φ400 mm× 2 000 mm(直径×长),运行过程中回流比为0.500左右、注气比为0.020、分流比为0.013。表2为某微气泡旋流气浮装置与BIPTCFU-III型旋流气浮一体化样机的现场测试结果对比,当前者的入口含油质量浓度在1 250～2 402 mg/L时,出口含油质量浓度在31～140 mg/L。由此可见,BIPTCFU-III型旋流气浮一体化采出水处理样机展现出了较高的除油率和工作稳定性,而且主体处理设备更为紧凑、附属辅助设备也相对较少,能耗也更低。

3.2 应用潜力分析

秦皇岛32-6油田已进入高含水期,随着大泵提液等增产措施的逐年增加和后期新调整井投产的陆续开展,以及秦皇岛33-1油田的投产(产液将进入秦皇岛32-6油田),为了增强FPSO生产的稳定性和安全性,迫切需要实施扩容改造。“渤海世纪号”FPSO上现有采出水处理工艺流程的设计控制指标为:水工艺舱(入口含油质量浓度为1 350～2 300 mg/L,水力停留时间为2.5 h)→斜板除油器(入口含油质量浓度为200～300 mg/L,水力停留时间为7～9 min)→加气浮选机(入口含油质量浓度为100～200 mg/L,水力停留时间为8～10 min)→核桃壳过滤器(入口含油质量浓度为20～30 mg/L,水力停留时间为8～10 min,出口含油质量浓度为≤10 mg/L)[13]。由此可见:①仅从除油效果控制指标来衡量,使用两级CFU串联可以取代“水工艺舱+斜板除油器+加气浮选机”的工艺组合;使用单级CFU可以取代“水工艺舱+斜板除油器”的工艺组合,也可以取代“斜板除油器+加气浮选机”的工艺组合。②从设计水力停留时间的对比来看,BIPTCFU-III型旋流气浮一体化样机为2.5 min,仅为加气浮选机的1/4左右,因此同比条件下设备体积可以缩小75%。显然,新技术得到推广应用后不仅能够简化处理流程、减少甲板空间的占用,而且可以直接降低水处理系统的建造成本。此外,推广应用CFU还可以大幅度降低药剂的消耗,从而大大降低运行成本,提高油田的总体经济效益。

表2 新研制样机与国内同类设备现场测试结果对比

4 结论

1)旋流气浮一体化采出水处理技术将旋流离心分离与竖流式气浮分离技术有机结合,借助低强度旋流离心力场促进微细气泡与采出水待去除油相的碰撞粘附,进而强化常规气浮分离过程,是油田采出水处理发展史上的重大突破,具有水力停留时间短、占地面积小、处理效率高和操作要求低等优点。

2)现场试验表明,运行调试时需要对涉及到微气泡发生器和气液混合泵等设备的一些参数进行合理组合,同时要充分发挥微气泡的重要作用。当入口污水含油质量浓度在1 700 mg/L左右时,即使不添加任何处理药剂,BIPTCFU-Ⅲ型旋流气浮一体化采出水处理样机单级CFU稳定运行也可将出水口含油质量浓度降低到200 mg/L以下,两级CFU串联稳定运行时可将出水口含油质量浓度降低到20 mg/L以下,平均除油率达到98.7%,能够直接满足核桃壳过滤器的进水水质含油质量浓度的要求。

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BIPTCFU-III integrated cyclonic flotation prototype and its experimental study on the treatment of produced water from offshore Q HD32-6 oilfield

Cai Xiaolei1Wang Chunsheng2Chen Jiaqing1Shang Chao2Ji Yipeng1Zhang Ming2Zheng Xiaopeng2
(1.Beijing Institute of Petrochemical Technology,Beijing, 102617;2.CNOOC Research Institute,Beijing,100028)

The paper describes the structure and work principle of the BIPTCFU-III prototype which was integrated with cyclonic flotation technology and researched and developed with self-independent intellectual property.The field tests in QHD 32-6 oilfield consisted of single-stage CFU orthogonal experiment,individual parameter-effect experiment,single-stage CFU continuous running experiment,and two-stage CFU serial and continuous running experiment.The experimental results have demonstrated that,some parameters related with micro-bubble generator and gas-liquid mixing pump should be integrated reasonably when operating the prototype,so as to achieve the highest oil removal efficiency;when the inlet oil content is around 1700 mg/L,even without the addition of chemicals,the outlet oil content can be controlled below 200 mg/L with single stage CFU and below 20mg/L with two-stage CFU serially,which has approached the advanced level of the same-kind domestic products.The successful development of BIPTCFU-III prototype can provide the domestic offshore industry with a practicable technological solution for increasing production and decreasing pollution.And of course it is worthy to expand its engineering application research.

BIPTCFU-III prototype;integrated cyclonic flotation;produced water disposal;field test;oil removal efficiency;QHD 32-6 oilfield

2014-01-06改回日期:2014-05-06

(编辑:叶秋敏)

*国家自然科学基金项目“海上油田采出水处理用旋流气浮一体化技术的机理与特性研究(编号:51079006)”、中海石油(中国)有限公司项目“新型原油和生产水高效处理技术研究——气浮旋流一体化水处理技术研究(编号:CNOOCRC(LTD)-JB-2010-ZHKY-001)”、北京市属高等学校人才强教深化计划资助项目“环境治理与调控制技术北京市优秀教学团队(编号:PHR201107213)”部分研究成果。

蔡小垒,男,北京化工大学在读博士研究生,现主要从事油气水多相分离技术与设备研究。地址:北京市大兴区清源北路19号北京石油化工学院机械工程学院(邮编:102617)。E-mail:caixiaolei@bipt.edu.cn。