气旋浮高效除油技术及其在电脱盐切水预处理中的应用

陈家庆，蔡小垒，谭德宽，潘泽昊

(1.北京石油化工学院，北京 102617；2.中国石化沧州分公司)

气旋浮高效除油技术及其在电脱盐切水预处理中的应用

陈家庆1，蔡小垒1，谭德宽2，潘泽昊1

(1.北京石油化工学院，北京 102617；2.中国石化沧州分公司)

原油电脱盐切水除油预处理是当前炼油行业普遍面临的一个技术难题。利用自主研发的BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机(CFU)在中国石化沧州分公司首次进行了非常态下电脱盐切水除油预处理的现场试验研究。结果表明：入口含油浓度在7 632.8～10 658.0 mg/L之间波动时，单级CFU稳定运行时的除油率可达95%，两级CFU稳定运行时的除油率保持在95.6%～98.6%，CFU出水含油浓度可以稳定在131.8～263.5 mg/L之间，完全满足后续污水处理流程的进水要求，而且具有密闭运行、水力停留时间短等优势。气旋浮含油污水复合处理技术为电脱盐切水分级达标处理提供了一条切实可行的技术解决方案，值得进一步开展工程放大应用研究。

电脱盐切水 除油预处理 气旋浮 除油率

原油电脱盐是为满足下游常减压蒸馏装置加工要求所进行的必不可少的原油预处理工艺，也是炼油企业降低能耗、减轻设备结垢和腐蚀、防止催化剂中毒的重要过程[1]。该过程首先向炼制原油中注入一定比例的稀释水，形成W/O型乳化液，然后借助高压电场和重力场的作用使溶解有盐分的分散相水颗粒聚结并从连续油相中分离，从而实现原油脱盐的目的，相应产生的污水即为电脱盐切水(或称电脱盐污水)[2]。近年来，随着原油劣质化以及强化采油技术的普遍应用，炼油企业加工重质、劣质原油的比例不断增加，导致电脱盐切水的复杂程度和分离难度不断增大。目前国内外大部分炼油企业都增设了电脱盐切水除油预处理设备，藉此将切水中的含油浓度控制在200～550 mg/L，以降低对隔油池、气浮池等后续污水处理流程的冲击，同时回收大部分的原油，避免资源浪费。

从切水除油预处理技术来看，国内外炼油企业先后采用过加药絮凝、重力沉降、粗粒化、射流气浮、旋流分离等技术，但普遍存在诸如水力停留时间长、除油效率低和运行成本高等不足；且装置多为敞开式结构，容易产生大量挥发轻烃，污染周边大气环境[3-6]。随着“清污分流、污污分流、污污分治”的逐步实施，迫切需要紧凑、高效、密闭的切水除油预处理技术。虽然国内外学者还围绕膜分离、离心萃取、ELECO电化学除油、超声波破乳等单元技术开展了针对性的应用研究，但迄今尚缺乏工业应用案例[7-11]。近十多年来，在“单元技术高效化、常规技术复合化”等研发理念的指引下，含油污水除油处理技术领域出现了将分散相油滴粗粒化与水力旋流分离技术复合、超声波辅助沉降分离和水力旋流分离技术复合、气浮分离与低强度水力旋流分离技术复合、水力旋流分离技术与错流过滤技术复合等一体化技术[12]。最为成功且最为引人瞩目的当推气浮分离与低强度水力旋流分离复合一体化技术，该技术是20世纪90年代末期西方石油大国针对海上油田采出水处理提出的、近五年来在国内外得到广泛关注的一种紧凑高效含油污水处理新技术，相应的设备被称为紧凑型气浮装置(Compact Flotation Unit，CFU)、气旋浮装置、旋流气浮一体化装置等。美国Schlumberger公司、美国Cameron公司、美国CETCO Oilfield Services公司、英国Opus Maxim公司、德国Siemens Water公司、法国Veolia Water Solutions & Technologies(VWS)公司等十多家水处理设备供应商先后推出了相应的工业化产品，部分产品迄今已经取得了巨大的商业化成功[13]。在上述背景下，利用自主研发的BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机首次在国内外进行了气旋浮含油污水复合处理技术应用于电脱盐切水除油预处理的研究，以期为电脱盐切水分级达标处理提供一条切实可行的技术解决方案。

1 气旋浮含油污水复合处理技术简介

1.1 技术研发理念

气旋浮含油污水复合处理技术并非将常规气浮分离设备与水力旋流器相对独立地串联组合，也不是在常规水力旋流器单体入口污水中注气或在旋流器腔体上打孔注气，而是基于对湍流场和离心场内微气泡与油滴颗粒碰撞、黏附和分离过程全新认识的结果[14-15]。该技术在常规气浮分离设备的设计基础上，将分离区的表面水力负荷率由2～7 m3/(m2·h)提高到20～40 m3/(m2·h)，利用适当的湍流作用促进油滴与微气泡之间碰撞黏附形成“微气泡-油滴黏附体”的几率，同时利用低强度旋转离心力场(弱旋流)加速“微气泡-油滴黏附体”的分离，以此来有效提高设备的分离性能，使最初的大容积、低表面水力负荷气浮分离池型逐渐向集成、紧凑型立式结构方向发展，更能满足陆上各类已建装置区以及海洋石油平台等环境空间受限场合后期增配相关处理设备的需要。

以美国Schlumberger公司的气旋浮装置(第一代产品为Epcon CFU，第二代产品为Epcon Dual CFU)为例，该公司声称设备分离区的水力停留时间最低可至30 s，有效容积仅2 m3左右的设备处理量可达250 m3/h；当入口含油浓度低于100 mg/L且原油密度较小时，单级CFU运行可使出水口含油浓度低于20 mg/L，两级CFU串联运行可使出水口含油浓度低至10 mg/L[16-17]。截止到2009年10月，Epcon CFU共在欧美近40个海上油田的采出水处理流程中得到安装使用，中国海油西江(XJ)30-2油田于2008年第三季度耗资800多万美元引进了总处理量为3 600 m3/h的Epcon CFU[18]。但由于技术保密等方面的原因，国内目前很难从公开的科技文献查阅渠道获取国外各种气旋浮装置的技术研发细节，只能从一些公开的产品样本和现场使用性能描述大致了解其研究动向和技术发展水平，导致迄今仍然缺乏大处理量自主品牌的工业化产品。另一方面，国内外炼油企业一直未能对该技术予以必要关注，致使迄今尚没有在该领域相关的工程应用案例。

1.2 工艺流程与工作原理

北京石油化工学院多相流高效分离技术与设备研究所自2005年以来在国内率先关注并着手自主研究气旋浮含油污水复合处理技术，在推出BIPTCFU-Ⅰ型、BIPTCFU-Ⅱ型可视化样机的基础上，自主研发的BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机在中国石化中原油田、中国海油秦皇岛(QHD)32-6油田和流花(LH)11-1油田等地成功进行了现场试验，且在水力停留时间、除油率等性能指标方面位居国内前列。图1为BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机的工艺流程示意。样机主要包括微气泡发生器、气液混合泵、气旋浮罐等；采用撬装模块化设计，总体上采用两级CFU串联且各级可相对独立运行。核心设备气旋浮罐主要由立式压力容器罐体、内部稳流筒、污水切向入口、顶部排气口、顶部排油口、底部排水口等组成，有效容积为0.17 m3，内径为Ф400 mm，高度为1 675 mm。样机的设计处理量为4 m3/h，设计水力停留时间为2.5 min，旋流强度为35 g，设计处理量下的表面水力负荷率为32.65 m3/(m2·h)。

图1 BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机工艺流程示意

工作过程中，首先利用微气泡发生器向待处理含油污水中混入大量微气泡。微气泡与污水中的分散相油颗粒在入口管路内进行一定程度的碰撞黏附后，从罐体上部切向进入气旋浮罐内的旋流区。在该区域内一方面利用中低湍流作用促进油滴与微气泡的碰撞黏附，另一方面利用弱旋流促进轻质油相和微气泡向罐中心运移，该过程称为“一次气浮作用”。浮升到上部液面的“油-气泡-水”多相混合物(或称“富油相排出物”)自罐顶部出油口依靠压力排出，处理后的水从罐底部排出[19-20]。为进一步改善气浮分离效果，将部分处理后的排出水回流，利用气液混合泵抽吸罐内顶部气相空间的气体，产生带有大量微气泡的回流水并经罐内中下部的布气中排均匀分布，产生“二次气浮作用”。总的来看，含油污水相当于在气旋浮罐内进行了一次旋流分离与两次气浮分离，因此除油率较常规旋流分离设备和常规气浮分离设备有较大幅度的提升。

2 电脱盐切水除油预处理现场试验

2.1 现场试验情况

2013年5月，自主研发的BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机在中国石化沧州分公司(简称沧州分公司)炼油一部进行了现场试验。该公司采用两级电脱盐，一级为2台交流电场电脱盐罐，二级为1台交直流混合电场脱盐罐。采用一点注入除盐工艺以节约用水，电脱盐的注水在二级电脱盐进行，出水作为一级电脱盐的注水，一级电脱盐的出水即为电脱盐切水。2013年上半年，由于沧州分公司加工“机会原油”较多，原油类型变化较为频繁且多为劣质原油，给电脱盐装置的正常运行带来了极大挑战，容易出现某些时段电脱盐切水含油浓度过高的情况(现场取样切水目测呈褐色)，这也为测试恶劣工况下BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机的运行效果提供了机会。样机的现场安放场景照片如图2所示，在不影响正常生产的情况下，电脱盐切水依靠齿轮泵泵送至样机入口。试验过程中，气旋浮罐顶部依靠压力排出的“富油相排出物”和底部净化处理后的出水，都进入炼油一部已有的开式油槽；微气泡发生器气源采用炼油一部现有的“管线风”，供气压力为0.6 MPa。测量含油浓度的仪器为JDS-Q10U型红外分光测油仪，萃取剂为四氯化碳。

图2 BIPTCFU-Ⅲ-4型气旋浮含油污水处理样机在现场的安放场景照片

2.2 现场试验

现场试验分为单级CFU正交试验、单级CFU单因素试验和连续运行试验(包括单级CFU连续运行和两级CFU串联连续运行)3部分。为保证试验结果的准确性和可靠性，每次取样间隔不小于20 min；同时以入口含油浓度作为参照，若单次检测数据出现明显反常，则补测1次。试验过程中记录如下数据：入口污水流量、压力、温度、含油浓度；微气泡发生器进气压力和进气量；顶部压力排油口的流量；处理后出水的含油浓度。在此基础上计算除油率。

2.2.1 正交试验结果 影响CFU除油率的主要因素包括处理水压力、处理量、分流比(顶部排油口与处理水流量之比)、微气泡发生器的注气比(微气泡发生器注气量与处理水流量之比)、微气泡发生器的注气压差(处理水压力与微气泡发生器注气压力之差)等。结合现场的实际情况，在保持入口切水压力不变、不添加任何水处理药剂和不开启回流的情况下，根据正交试验设计软件Design-Expert 8.0进行3因素(处理量、分流比、微气泡发生器注气比)、5水平的单级CFU正交试验方案设计，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，试验结果见图3。

表1 现场试验所考虑影响因素的变化参数

图3 单级CFU正交试验运行效果■—入口含油浓度； ■—出口含油浓度

对单级CFU正交试验结果分析可得：①正交试验期间，样机入口切水含油浓度在7 476.5～26 975.2 mg/L之间波动，处理后出水含油浓度在151.1～7 575.6 mg/L之间波动，除油率在39.1%～99.2%之间变化，说明处理量、分流比和微气泡发生器注气比3个因素的不同取值搭配组合会直接影响除油率，同时也体现了寻找合理参数搭配组合以取得较好除油率的必要性；②在处理量为3 m3/h、分流比为5%(对应罐顶排油口流量0.15 m3/h)、微气泡发生器注气比为10%(对应微气泡发生器注气量0.30 m3/h)工况下，样机的除油率可达96.1%，虽然此组参数下的除油率并非最高，但考虑到所采用的回流比和分流比都较小，且处理量也较大，因此可视为本次正交试验的最优运行参数组合；③利用Design-Expert 8.0软件进行正交因素分析可知，处理量对除油率的影响最高，其次为分流比，注气比对除油率的影响最低。

2.2.2 单级CFU单因素试验结果 在单级CFU正交试验所得最优运行参数组合的基础上，保持其它因素的取值不变，不添加任何处理药剂和不开启回流，研究单一因素变化对单级CFU除油率的影响，并根据结果调整确定最终的样机最优运行参数组合。

结果表明，随分流比的增大，除油率呈逐渐升高趋势，当分流比超过5%后除油率趋于平稳(保持在94%左右)。考虑到过高的分流比会带来二次处理的麻烦，因此将最优分流比选取为5%。随着微气泡发生器注气比的提高，除油率的变化呈单峰趋势，且注气比为3% (此时注气量为0.09 m3/h)时设备的除油率达到峰值(95.9%)。主要原因在于，注气比的增加有效提高了分散油滴与微气泡黏附的几率，但过大的注气比会产生大量大气泡，反而导致除油率有所下降，因此选取最优注气比为3%。图4所示为单级CFU流量单因素试验运行效果。从图4可以看出，随着处理量的增加，尤其是当处理量超过3 m3/h时(此时除油率为94.0%)，除油率下降趋势明显。主要原因在于电脱盐切水乳化程度较为严重，过高的湍流作用容易对微气泡与分散相油滴的碰撞黏附产生影响，而且较短的水力停留时间也不利于“微气泡+分散相油滴”复合体的上浮，因此选取3 m3/h为最优流量。

图4 单级CFU流量单因素试验运行效果■—入口含油浓度； ●—出口含油浓度； ▲—除油率。 图5同

图5 单级CFU连续运行试验的相关测试数据

2.2.3 连续稳定试验结果 基于最终得到的最优运行参数组合(处理量为3 m3/h，微气泡发生器注气比为3%，分流比为5%)，首先开展单级CFU的连续运行试验，相关测试结果如图5所示。从图5可以看出，入口切水的含油浓度在7 773.8～12 836.8 mg/L之间波动时，出水含油浓度在388.2～1 917.0 mg/L之间波动，除油率在78.5%～96.6%之间波动。除油率波动较大的主要原因在于，连续运行期间入口切水中的含气量较高，齿轮泵出现抽空现象，样机入口切水流量很不稳定，导致系统的除油率下降。入口流量稳定期间(9：00—10：00之间)，样机入口流量、压力和含油浓度均较稳定，系统的除油率也逐渐稳定在95%以上，说明单级CFU对入口污水含油浓度的变化具有较好的稳定性和良好的适应性。

基于最终得到的最优运行参数组合，给出两级CFU串联连续稳定运行时的数据，如图6所示。从图6可以看出：①入口切水的含油浓度在7 632.8～10 658.0 mg/L之间波动时，出水含油浓度在131.8～239.5 mg/L之间波动，除油率稳定在95.6%～98.6%，平均除油率达到97.7%，样机显示出极高的除油性能和极强的稳定性；②第一级CFU出水含油浓度在257.1～506.4 mg/L之间波动，除油率稳定在90%以上，第二级CFU出水含油浓度在131.8～263.5 mg/L之间波动，除油率相对较低(平均除油率为45.0%)。可见在两级CFU串联连续稳定运行时第一级CFU可以保证大部分的油被除去，第二级CFU可以使排出水的含油浓度进一步降低并稳定在一个范围内。现场应用时可以考虑采用两级CFU串联使用，实现将切水的含油浓度控制在200～550 mg/L之间的目标，降低对后续水处理流程的冲击。同时对分离后的“富油相排出物”进行进一步的处理，可以回收大部分的原油，避免资源浪费。

图6 两级CFU串联连续运行试验的相关测试数据■—入口含油浓度； ●—一级出口含油浓度； ▲—二级出口含油浓度； 除油率

3 结束语

(1) 针对非常态工况下电脱盐切水除油预处理的现场试验结果表明：BIPTCFU-Ⅲ-4型气浮选含油污水处理样机对入口切水含油浓度和流量波动具有很强的适应性，在不添加任何处理药剂的工况下，单级CFU的除油率可达95%，两级稳定运行时的除油率保持在95.6%～98.6%。同时具有水力停留时间短、占地面积小、处理效率高、易于操作维护和运行成本低等优点。

(2) 国内外气旋浮除油技术的设计研发初衷主要是针对石油工业上游行业乳化程度较低的油田采出水，本次现场试验系在国内外首次将该技术拓展应用于石油工业下游行业乳化程度较高的电脱盐切水除油预处理。虽然受现场试验期间所炼制劣质原油的影响，致使电脱盐切水的温度较高(接近90 ℃)、固体杂质含量较高，但样机经受了高温、高含油、高含固、高乳化程度的考验，极大地丰富了气旋浮含油污水处理技术的研究内涵。

(3) 可以结合电脱盐切水的具体理化特性进行气旋浮含油污水处理样机的放大设计研制，同时通过现场侧线试验进一步探究回流比、入口污水处理量、药剂种类和药剂投加浓度等因素对除油率的影响，以便使得气旋浮含油污水处理技术能够有效应对原油重质化、劣质化趋势下电脱盐切水的除油预处理难题，并为实现炼油污水处理的“样机化、密闭化和高效化”提供一条切实可行的技术解决途径。

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CYCLONE-AIR FLOTATION TECHNOLOGY AND ITS APPLICATION IN OIL REMOVAL PRE-TREATMENT FOR ELECTRIC DESALTING WASTEWATER

Chen Jiaqing1， Cai Xiaolei1， Tan Dekuan2， Pan Zehao1

(1.BeijingInstituteofPetrochemicalTechnology，Beijing， 102617； 2.SINOPECCangzhouCompany)

Deoil pre-treatment of electric desalting wastewater is a difficult technical problem for crude oil refining industry. The field tests of the electric desalting wastewater treatment under harsh conditions were conducted in SINOPEC Cangzhou Company using the independent R&D BIPTCFU-Ⅲ-4 type cyclone-air flotation unit (CFU) for the first time. The field tests demonstrate that when the oil content in the wastewater fluctuates between 7 632.8—10 658.0 mg/L， the oil removal efficiency can reach 95% with single-stage CFU and 95.6%—98.6% with two-stage CFUs in series. The oil content at outlet can be controlled between 131.8—263.5 mg/L， and can meet the quality requirements of the following processes. The cyclone-air flotation technology also has some advantages such as enclosed operation， short hydraulic retention time. The technology can provide a feasible scheme for treating electric desalting wastewater， and the further exploration in engineering scale-up and application is necessary.

electric desalting wastewater； deoil pre-treatment； cyclone-air flotation； oil removal efficiency

2015-10-8； 修改稿收到日期：2015-12-25。

陈家庆，教授，博士生导师，从事石油石化领域油气水多相流高效分离技术与设备等方面的教学科研工作。

陈家庆，E-mail：Jiaqing@bipt.edu.cn。

北京市属高等学校“长城学者”培养计划资助项目(CIT&TCD20150317)。