渤海油田D平台聚结-气浮除油技术①

方 健

中海油能源发展股份有限公司安全环保分公司

渤海油田D平台聚结-气浮除油技术①

方 健

中海油能源发展股份有限公司安全环保分公司

摘要针对渤海油田D平台生产水流程的问题及特点，将聚结与气浮技术结合一起，进行除油效果研究。实验结果表明，采用特有的聚结材料，经过2级溶气设备和聚结除油设备，出口水质含油值小于20 mg/L；经过3级溶气设备和聚结除油设备，出口水质含油值小于10 mg/L。并根据渤海油田D平台现场空间情况，设计了1套聚结-气浮除油的撬装设备。

关键词聚结气浮生产水含油值

渤海油田D平台(以下简称D平台)位于渤海湾西部海域，油田范围水深20～24.5 m。D平台属于油田二期开发的设施，为了减轻浮式生产储油卸油装置(FPSO)生产水处理的负担，2008年11月对D平台进行了二期改造，增加生产水处理及回注系统。2012年12月，对生产水处理系统改造，由紧凑型浮选器(CFU)代替水力旋流器(HC)，处理效果并不理想，注水含油值高于100 mg/L。主要原因是CFU的除油效率低，且难以操控。

为了优化注水含油值，使之达到20 mg/L以下，需要对生产水流程开展优化工作。基于海上平台生产水处理的特点(流程短、设备小、停留时间短等)，在众多的除油技术中优选出聚结除油这一物理方法来解决注水含油值高的难题。

1D平台生产水处理流程现状

1.1D平台生产水处理流程简介

为了减轻海洋石油FPSO流程的油气水处理负担，在D平台增加油气水处理流程，在井口平台实现产液的脱水回注。D平台的产液主要经过自由水去除设备(V-2130)脱出的含油污水进HC处理，处理后的生产水进入生产水缓冲罐(V-2620)回注。

2012年，D平台生产水处理系统开展流程改造，用CFU替代HC,以优化生产水处理流程。D平台生产水处理流程见图1。

1.2D平台生产水处理现状

D平台生产水系统处理后的注水含油值超标，远高于20 mg/L。由于整个生产水系统只有CFU一级处理，且除油率较低，在45%左右，水相出口含油值高于300 mg/L。虽然注水缓冲罐(SV)内部有手动收油装置，但是入口水质含油值太高，不仅使得注水水质不达标(高于100 mg/L)，而且还会污染SV内部空间。D平台生产水系统各级设备处理设计含油值见表1。

表1 D平台生产污水各级设备含油值设计参数和现行处理值对比(ρ/(mg·L-1)Table1 ComparisonofdesignedandoperationalvaluesofproductionwatertreatmentprocessesatWHPD设备设计处理含油指标现行处理参数自由水去除设备≤1500650~700紧凑型浮选器≤20250~350注水缓冲罐≤20120~130

1.3D平台生产水处理问题分析

根据对现场的生产水流程设备和各级水质的调研，目前仅仅依靠CFU还无法将生产水含油值处理到20 mg/L以内。在用絮凝剂可以在CFU内部将水包油乳状液部分破乳，但并不完全(出口水质浑浊，未清澈透明)，出口水样中仍有部分浮油。

注水含油值超标不仅会伤害地层，而且还会堵塞近井地带，使得注水压力逐渐上升，最终频繁使用酸化等措施。

2除油技术的选择

含油污水处理的难易程度随其来源及油污的状态和组成不同而有差异。其处理方法按原理可分为物理法(沉降、机械、离心、粗粒化、过滤、膜分离等)，物理化学法(浮选、吸附、离子交换、电解等)，化学法(凝聚、酸化、盐析等)，生物化学法(活性污泥、生物滤池、氧化塘等)[1]。

D平台生产水处理流程的特点主要是空间小、流程短、设备小和停留时间短，这对除油技术要求非常高。因此，处理工艺应有所选择，开发新工艺、应用新技术成为油田污水处理发展的新趋势[2]。近几年来，由于石油废水的水质情况日趋复杂,化学除油方法在石油废水处理净化过程中受到了限制[3]。所以，研发一种新型的纯物理采出水除油技术，不投加化学药剂、不产生老化油和含油污泥，已经成为形势发展的需要[4-5]。

3聚结-气浮除油技术介绍

该系统采用的是一种综合物理除油方法，即：加压溶气气浮除油和填料聚结除油原理。

含油污水进入除油装置时，先进行旋流分离，同时通入定量的气液混合物；进入油水分离槽后，气液混合物中的气体膨胀形成大量微小的气泡(直径约为10 μm)，在旋流作用下，携带部分油滴及悬浮物上浮到水面；剩余的油和悬浮物随污水向下进入正弦形填料，在运动过程中，油珠经反复碰撞、摩擦、聚集，当油滴直径增大到一定程度后(≥10 μm)，被小气泡携带上浮至水面，从而被收集送至集油池中，悬浮物则沉积在处理槽底部，被送至集污池中[6-7]。

4室内评价实验

4.1实验水样及标准

D平台生产水的水样是从自由水去除设备(V-2130)水相出口取得，20 L。经检测，水中含油值460 mg/L，观其水样颜色是浅黄色、不透明、浑浊,油在水中完全呈现出乳化和溶解状态。

4.2室内主要实验设备及流程图

结合D平台水质及平台空间的特点，在CFU气浮装置与SV之间增加一套快速聚结-气浮除油移动撬装，室内实验设计简易的聚结和气浮设备，将现场水样(现场流程温度60 ℃下)在该套设备中反复处理，根据处理结果设计最终的撬装设备，即：简易微气泡发生器1台；氮气钢瓶1个；2 L/h简易聚结除油装置(单元)1套；微型蠕动计量泵1台；pH值在线检测仪1台；污水含油检测仪(上海佑科红外分光光度计)1台。 室内实验装置流程简图见图2。

4.3室内实验步骤

由D平台自由水去除设备出水原水桶5 L，流量2 L/h经过蠕动计量泵计量并升压后送入简易微气泡发生器；与此同时，由氮气钢瓶中的氮气流量有控制地输入到简易微气泡发生器与污水混合并完成混溶，气液混合物通过简易微气泡发生器出口在释放阀的控制下，流经简易聚结除油单元装置底部而释放；污水中的乳化或溶解油滴(O/W)经摩擦分离聚结后，油相流入外部玻璃杯中，水相流入外部缓存桶(7)中，并在缓存桶(7)中取样检测水中含油量；操作结束后，将缓存桶(7)替换原水桶进行第二次重复上述操作过程，将第二次处理好的水流入缓存桶(8)中并取样检测；操作结束后，缓存桶(8)替换缓存桶(7)进行第三次重复上述操作过程，将第三次处理好的水流入缓存桶(9)并取样检测。上述污水经过重复3次操作过程，其每次水样在简易聚结除油单元装置内停留3 min。

4.4室内实验数据及结果

通过自行设计的模拟除油装置，针对D平台的自由水去除设备出口水样进行3轮循环实验(见表2)。实验数据表明，含油值为460 mg/L的水样经过第一轮聚结除油，出口水样含油值达到50 mg/L以下；经过第二轮聚结除油，出口水样含油值达到20 mg/L以下；经过第3轮聚结除油，出口水样含油值达到10 mg/L以下。

表2 室内试验数据统计一览表Table2 Summaryofthebench-scaletestresults序号进水含油值/(mg·L-1)停留时间/min出水含油值/(mg·L-1)循环次数/次重复次数/次1460.0350.011250.0318.021318.037.7314460.0349.012549.0319.522619.536.8327460.0356.013856.0319.923919.938.933

结合D平台现行生产水处理流程，撤去简易微泡发生器及设备内部的聚结材料，将氮气直接混入计量泵出口，并注入现场使用的絮凝剂SZB-4491(质量浓度为50 mg/L)，测定出口水质含油值为110～130 mg/L。

室内实验结果显示，具备核心聚结材料和微气泡发生器技术后，除油效率大幅度提高。

5现场设计方案

保留现有的CFU(V-2630)气浮装置和SV(V-2620)，同时在CFU气浮装置与SV之间增加一套快速聚结-气浮除油移动撬装，使SV(V-2620)清水缓存罐出水含油值小于20 mg/L。该装置针对D平台(空间小、生产水处理量大等)的特点而设计，具有高效而快捷的优点。该撬装采用模块化设计，在D平台所占空间为4.75 m×2.63 m×5.5 m(L×W×H)，处理量为500 m3/h。撬装设备现场应用的聚结-气浮设计参数见表3。

表3 油田采出水处理装置设计参数表Table3 Designparametersofthefull-scaleproductionwatertreatmentdevices1.进出水水质参数设计水量/(m3·d-1)≤11000进水含油值/(mg·L-1)≤2500出水含油值/(mg·L-1)≤20停留时间5~10min2.设计参数工作压力/MPa1.6最大压力/MPa2.5出水压力/MPa0.6气源天然气供气压力/MPa2.0清洗方式在线清洗自控系统PLC+组态监控设备尺寸4.75m×2.63m×5.5m(L×W×H)应用范围海上作业平台污水处理

6结 语

(1) 基于D平台生产水处理流程的问题和平台空间状况以及特点(空间小、处理量大、停留时间短等)，在众多的除油技术中推荐使用撬装的聚结除油设备。聚结除油原理是将粗粒化与气浮选有机结合在一起，并对聚结材料和气泡粒径这两个核心技术进行创新，使得该设备能够对含油污水深度处理。

(2) 针对D平台生产水处理流程入口水样(含油值为460 mg/L)，开展聚结-气浮除油室内评价实验，并与平台现用流程的室内实验结果进行对比。经过2级溶气设备和聚结除油设备，出口水质含油值在20 mg/L以下；经过3级溶气设备和聚结除油设备，出口水质含油值在10 mg/L以下。使用普通气浮出口水质含油值在110～130 mg/L之间。

(3) 根据聚结-气浮除油室内评价实验结果，利用D平台现有的空撬块，设计聚结-气浮除油撬装设备(4 m×2.4 m×6 m)为3级溶气设备和2级聚结除油设备，第3级溶气设备处理的生产水进入缓冲罐释放，将注水含油值控制在20 mg/L以下。

参 考 文 献

[1] 周建. 聚结技术处理含油污水的实验研究[D]. 山东：中国石油大学(华东), 2009.

[2] 李洪敏， 娄世松， 张凤华. 聚结-气浮法处理含油污水[J]. 辽宁石油化工大学学报， 2009， 29(4)：1-3.

[3] 陈雷， 祁佩时， 王鹤立. 聚结除油性能及机理探讨[J]. 中国环境科学， 2002, 22(1)：16-19.

[4] 丁慧. 含聚采出水纯物理除油技术研究与应用[J]. 石油工程建设， 2011, 37(4)： 62-66.

[5] 王新强, 杨志刚, 谢娟. 超声处理含油污泥除油实验研究[J]. 石油与天然气化工, 2006, 35(3): 239-241.

[6] 蒲美玲, 刘旭辉. 基于多孔烧结金属的油田污水悬浮物处理实验研究[J]. 石油与天然气化工, 2012, 41(1): 102-103.

[7] 张晖， 赵丽， 郑大铳. OPS-X型含油污水处理装置现场试验[J]. 油气田地面工程， 2010， 29(12)： 3-4.

Aggregation-floatation technology for oily wastewater treatment at WHPD of BH Oilfield

Fang Jian

(CNOOCEnergyTechnology&ServicesLimited-SafeandEnviromental

ServicesCompany,Tianjin300458,China)

Abstract:In this study, aggregation and floatation technology has been used to improve the oil removal efficiency corresponding to the problems and characteristics of the production water from the WHPD of BH Oilfield. The results showed that the oil contents of treated water were under 20 mg/L through 2-stage treatment. Furthermore, the oil contents of the water collected at the outlet of the treatment process were below 10 mg/L through 3-stage treatment. A set of skid-mounted device for coalescence-gas floating oil removal was designed based on the space conditions of WHPD.

Key words:aggregation, floatation, production water, oil content

收稿日期：2014-09-22；编辑：钟国利

中图分类号：X741

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.023

作者简介：①方健(1981-)，男，天津大学硕士研究生，工程师，现就职于中海油能源发展股份有限公司安全环保分公司水处理及SNG项目组,研究油田化工的固废和污水的处理。E-mail：fangjian5@cnooc.com.cn