渤海油田水处理系统化学药剂加药方式优化及现场试验*

陈华兴 唐洪明 刘义刚 刘光成 孟祥海 白健华

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452； 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 成都 610500)

陈华兴，唐洪明，刘义刚，等.渤海油田水处理系统化学药剂加药方式优化及现场试验［J］.中国海上油气，2015，27(5)：62-67.

随着海上油田中高含水期的到来和化学驱的持续推进，采出流体性质更趋复杂化，给油水处理带来了新的挑战［1-2］。目前，渤海油田油水处理流程中加入了破乳剂、消泡剂、清水剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀剂、防垢剂、助滤剂等油水处理药剂［3］，这些药剂的加药方式是否合理是药剂性能能否正常发挥的关键。笔者调研了渤海所有自营油田的注水水质后发现，目前现场化学药剂加药点一般集中在关键处理设备的入口处，化学药剂注入管线(材质多为不锈钢)以平行排列或垂直交叉形式插入油水管汇(材质多为普通碳钢)顶部，再焊接固定，同一加药点不同药剂注入点之间的距离在20～25 cm。这种紧凑的化学药剂加药方式在实际应用过程中常出现以下问题：①化学药剂混合方式单一，无法实现药剂与流体的快速充分混合，药剂发挥作用的时间延长；②化学药剂注入点附近易形成局部高浓度区，若药剂间产生干扰则一定程度上造成了药剂的无效消耗，严重时会污染水质；③药剂注入点处及附近的管汇长时间接触高浓度的药剂液体，容易发生腐蚀刺漏，而海上油田多数流程管段(原油管汇或高含油污水管汇)无法在线隔离补焊或堵漏，只能停产将管线放空后堵漏，从而影响油田产量和油水井生产时率。

如何合理优化加药方式，充分发挥药剂性能，降低药剂对管汇的伤害成为现场急需解决的问题。笔者利用数值模拟方法对加药方式进行优化探讨，得到了一种快速溶解加药方式，通过现场试验进行了可行性验证。本文研究可为海上新建油气平台油水处理流程的设计及在生产平台油水处理流程加药方式的优化提供理论及数据支持。

1 化学药剂加药方式数值模拟

1.1 数值模拟模型的确定

以渤海中小型油水处理平台水系统主管汇为例，根据流量(按4 000 m3/d计算)和管路直径(304.8 mm)计算出管道内部与流体流动方向垂直的截面处流速为0.9 m/s，得到的雷诺数为46 567，远远大于2 000，表明管内流体流动状态为湍流。

工程计算中广泛采用的湍流模型主要是基于雷诺平均思想的零方程模型、单方程模型和双方程模型，而以k-ε双方程模型［4-5］应用最多。零方程模型只能用于射流、管流、边界层流等比较简单的流动；单方程模型考虑了湍动能的对流和扩散，较零方程模型合理，但必须事先给出湍流尺度的表达式；k-ε双方程模型较前面2种模型要复杂些，在复杂结构的数值模拟中能有效地考虑曲率变化对流动的影响［6］。结合海上油水处理平台实际流场的特点，为达到合理的精确解，选择k-ε双方程模型进行海上油田加药方式的流场流动模拟。

对于药剂浓度分布的模拟，选用混合物模型最能符合实际流动的模式［7-9］。药剂混合物模型的连续性方程为

式(1) ～(3)中：ρm和分别是混合物的平均密度和平均速度；αk、ρk、为第k相的体积分数、密度、速度。

1.2 混合效果评价指标的选取

湍流混合的机理比较复杂，2束流体相遇后将发生宏观、介观、微观3个混合过程［10］。以2种流体混合为例，设次相的浓度为c2，满足 0＜c2＜1。将混合器某个截面分为n个取样区，取样区在划分时应注意保证各个取样区的面积与速度的乘积是相同的，因为这是根据体积流率来划分的。根据这一原则，由于壁面的阻滞作用，壁面附近速度较低，所以壁面附近的取样区的面积应该大一些。这样得到某个截面次相的平均浓度为

式(4)中：c2，i表示第i个取样区次相的浓度。则标准偏差为

评价混合效果的参数非常多，这里选择应用最为广泛的变异系数(CV)［11-12］，其计算式为

当出口端CV值小于5%时，为完全混合状态；当CV值在5% ～10%时，混合已达到均匀状态；当CV值大于1时，认为完全没有混合。

1.3 数值模拟平台及主要参数取值

本文的模拟计算采用软件MSModeling，辅助平台为 Visual Studio，辅助软件为 Visual C++以及Matlab 6.0。数值模拟中用到的参数及其取值情况见表1。

表1 化学药剂加药方式数值模拟中用到的参数及其取值Table 1 Parameters and their values used in numerical sim ulation of chem icals dosing modes

2 模拟结果讨论

2.1 化学药剂注入部位及加药点间距优化

图1是3种药剂加药方式的数值模拟仿真结果，以管道内部纵截面的药剂体积浓度为参数来显示各区域的混合效果。其中，图1a是现行加药方式的模拟结果，可以看出，药剂从加药口进入主管道内扩散得非常慢，在管道顶部形成高浓度区，这是目前渤海油田加药点附近易发生腐蚀刺漏的原因之一；管道下部药剂浓度极低，距加药口很长一段距离内药剂仍在管汇顶部集中，说明管道内药剂溶解程度不均匀。图1b是注入口位于管汇中部的单加药点方式的模拟结果，可以看出，药剂主要集中在管道中部，贴近管壁处药剂浓度很低，但是药剂溶解均匀的距离远远短于现行加药方式。图1c是注入口位于管汇中部的三加药点集中加药方式的模拟结果，3个加药管都位于管汇中部，并且每个加药管的加药量和单加药点相同，其药剂浓度分布情况与(b)情况相似，均是高浓度药剂集中在管汇中心部位，靠近管壁处药剂的混合效果最差，而且高浓度区域面积较单加药点大，表明三加药点集中加药方式的药剂混合效果比单加药点方式混合效果差。因此，建议各化学药剂尽量单点加入。

图2是上述3种加药方式自加药口后20 cm位置至出口的轴向药剂浓度变异系数(CV)分布图，可以看出，对于单加药点，注入口位于管汇顶部的CV值明显高于注入口位于中部的CV值，要使药剂与流体混合均匀，经计算至少需要30 m以上的距离。对于注入口位于管汇中部的加药方式，单加药点在药剂注入点后4 m内的CV值小于多加药点，但是在4 m之后两者CV值比较接近。在距离加药点后5 m时，注入口位于管汇中部的单加药点和多加药点的CV值均小于0.1，即药剂基本混合均匀。因此，除性能有相互促进的药剂加药点可紧凑排列外，为避免在未混合均匀的状态下发生药剂不配伍、药剂性能互相干扰的情况，各药剂加药点之间的距离建议间隔5.0 m以上，同时建议加药管线插入管汇中部。

图1 3种药剂加药方式下主管道内纵截面药剂浓度分布图Fig.1 Chem ical concentration distribution of vertical section ofmain pipeline under 3 kinds of dosingmodes

图2 距加药点不同轴向位置药剂混合效果对比Fig.2 Comparison of chem icalm ixed effect at different distances along dosing points

2.2 化学药剂注入管管型优化

以直管插入管汇中部的加药方式为基础，结合现场化学药剂注入方式，设计了羽状管、扇面管、伞状管等几种注入管型。药剂注入管直径为6.35 mm，流通内径为6 mm。

1)羽状管，斜面(倾斜角度45°)开孔。为了对比出药口方向对混合效果的影响，建立了2个模型：一种是出药口药剂流动方向与水的流动方向相同，称之为顺流结构；另一种为与水的流动方向相对，称之为逆流结构。

2)扇面管，90°转向进入。喷孔数量为6个，喷孔直径为1.2 mm。

3)直管(现行注入管型)。直插入主管道内。

4)伞状管。形状像个扇面，下面堵死，从侧面四周伞状喷射，喷孔数量、直径同扇面管。

图3为几种注入管的轴向药剂浓度变异系数(CV)分布图，可以看出顺流式的羽状管CV值最低，即混合效果最好，因此建议将注入管管型优化为顺流式的羽状管。

图3 不同注入管型轴向药剂浓度变异系数分布图Fig.3 CV distribution of different types of injection pipeline

2.3 化学药剂溶解方式优化

研究表明，SK型静态混合器可以起到改变流道、增加流体扰动能力的作用［12-15］。在上述优化的基础上，为提高药剂混合效果，缩短药剂溶解距离，提出了一种化学药剂快速溶解的加药方式，即在药剂注入点顺流方向40 cm处安装一节由单孔道左右扭转的螺旋片组焊而成的SK型静态混合器(图4)。

图4 带有SK型静态混合器的加药方式示意图Fig.4 Schematic of a dosing mode w ith SK static m ixer

图5 新型加药方式的纵截面药剂浓度分布图Fig.5 Chem ical concentration distribution of vertical section in the new dosing m ode proposed in this paper

图5为数值模拟得到的新型加药方式的纵截面药剂浓度分布图，在距离药剂注入口之后90 cm的距离内药剂便混合均匀。

表2为3种加药方式药剂在水系统中完全混合所需要的距离对比，可以看出，直管插入管汇顶部的现行加药方式至少需要35 m的距离，优化后的羽状管顺流插入管汇中部的加药方式需要约5 m的距离，进一步优化设计的新型加药方式只需0.9 m的距离。可见，新型加药方式极大程度地缩短了药剂溶解距离，在相同时间情况下可有效提高药剂性能的发挥，适用于渤海油田油水处理流程短的实际情况。

表2 各加药方式药剂完全混合所需要的距离对比Table 2 Com parison of distances w hich chem icals fu lly m ixed w ith several dosing modes

3 现场试验

选择渤海S油田开展化学药剂快速溶解加药方式与现行加药方式的效果对比试验。化学药剂快速溶解加药方式从现行加药管段(所加药剂为清水剂、杀菌剂、防垢剂，加药点间距为25 cm)接出旁通并实现并联，加药点后5 m的距离设置取样口，利用LPR在线腐蚀率测定仪测试含油污水的腐蚀性，来自斜管除油器的含油污水可分别或同时通过原加药管段和装有化学药剂快速溶解加药方式的旁通管段，再进入加气浮选器处理。表3为该油田加气浮选器进出口含油数据监测结果。由表3可知，现行加药方式含油污水在线腐蚀率在0.011 0 mm/a左右，加气浮选器出口含油在102～131 mg/L，悬浮物浓度在89～97 mg/L，除油率在74.3%左右，除悬浮物能力在64.8%左右。在设备运行参数和加药浓度不变情况下，相比现行加药方式，化学药剂快速溶解加药方式含油污水的在线腐蚀率可降低0.001 8 mm/a左右，除油率可提高近17.4%，除悬浮物能力可提高近14.1%；降低清水剂的加药浓度至60 mg/L，加气浮选器出口含油率、悬浮物浓度和含油污水在线腐蚀率仍比现行加药方式低，说明采用新型加药方式后，药剂在进入后续处理设备之前已与污水充分混合并反应，大大提高了设备处理效果，同时明显降低加药点附近管汇处的腐蚀程度。

表3 渤海S油田加气浮选器出口含油数据监测结果Table 3 Testing results of oil and suspended master content at GFU exit in Bohai S oilfield

4 结论

通过数值模拟方式优选出了羽状管顺流插入管汇中部、管道内药剂注入点顺流方向安装SK型静态混合器的加药方式，其药剂混合均匀所需距离缩短至0.9 m，比现行加药方式缩短了34 m以上。现场试验结果进一步表明，这种新型加药方式具有降低药剂注入点附近管段内介质的腐蚀性，提高药剂混合效率和药效，提升设备处理效果的作用，还可在一定程度上降低药剂用量，适用于渤海油田，建议开展现场应用。

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