海上油田生产水核桃壳过滤器滤料的清洗再生探究

王立秋，董建宏，张继伟，杜冠乐

（1.中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

海上油田采油污水处理流程短、设备少、设施布局紧凑[1，2]，这种特性决定了各级污水处理设备不仅要满足经济、环保的要求，更要有高效的处理能力。

以渤海某油田生产现状为例，产液由海底管道输送至浮式生产储油卸油装置（FPSO）处理，水系统各级处理设备一直运行正常。随着油田开发的进行，产液量增加，含水率升高，目前FPSO处理量约60 000 m3/d，含水率已达92%，核桃壳过滤器面临巨大压力。核桃壳过滤器是污水处理的最后一级精细滤器，水质处理的优劣直接影响排海及回注水的指标[3]。油田产液量及产液性质的变化，会直接影响核桃壳寿命，增加污水处理费用。用化学方法对核桃壳滤料清洗再生可提高除油效率，提高处理后的水质[4]。与更换核桃壳滤料相比，清洗滤料可延长滤料更换周期，降低滤料费用、人力成本，是落实降本增效的关键举措。

图1 水系统工艺流程图

图2 核桃壳过滤器结构图

1 现场水系统简介

1.1 水系统简介

油田生产水系统包括三级处理设备，分别为撇油器、气浮选器及核桃壳过滤器。其工艺流程图（见图1）。

含油污水经撇油器后，除掉其中大粒径的油滴和固体颗粒，撇油器出口水中含油值降低至60 mg/L以下；经浮选器后，进一步除去粒径＞10 μm的油滴和固体颗粒，含油值降低至40 mg/L以下；经注水增压泵增压后经过核桃壳过滤器，含油值降低至10 mg/L以下，处理合格水外排或回注。

1.2 核桃壳过滤器

核桃壳过滤器是生产污水处理系统的第三级处理设备。其内部采用双介质滤料设计，上层为核桃壳滤料，颗粒大小在1.6 mm～2.0 mm，下层鹅卵石垫层分层分布，粒径在2 mm～30 mm。滤料床通过物理和化学作用，除去污水中的油珠和微小悬浮物，以及被杀菌剂杀死的细菌及藻类。核桃壳过滤器结构（见图2）。

经核桃壳过滤器处理后，合格水回注或外排。核桃壳过滤器运行参数（见表1）。

表1 核桃壳过滤器运行参数

设备工作一定时间后，过滤器滤料不断截留污染物，污染物黏附在滤料表面，导致滤料黏结和过滤通道堵塞，核桃壳过滤器处理能力变差。有研究表明，近年来渤海油田含油污水过滤器滤料污染有明显加重的趋势[3]，为降低过滤器工作压差，保持过滤效果，恢复流量，必须及时对过滤器进行反冲洗，并根据现场情况开展化学清洗。

2 药剂选择与试验过程描述

近期FPSO核桃壳过滤效率降低，单纯反冲洗工艺不能使被污染的滤料再生。根据现场生产需要，通过试验研究核桃壳滤料清洗剂，并成功在现场应用。

2.1 清洗剂的选择

核桃壳滤料是亲水性物质，水的润湿性能增大水与滤料的接触面，使滤料更易与水接触[5]，而污水中蜡质、沥青质等油性物质，容易堵塞滤料孔道，且不能通过简单的反冲洗去除，容易造成滤料失效[6]，因此，优良的清洗剂必须具备合适的亲油亲水比。工程技术公司研发的核桃壳滤料清洗剂以油基和水基适当配比，兼有分散性、渗透性。清洗剂QXJ-01为重芳烃类混合物，可溶解受污染滤料的表面污油，清洗剂QXJ-02为高效渗透剂，将药剂有效成分渗透至核桃壳微孔内部进行深层次清洗，两种药剂分别加注。根据经验，两种清洗剂配比需满足QXJ-01：QXJ-02≥1。取现场核桃壳滤料，按照不同药剂加注配比开展浸泡验证试验（见表2）。滤料清洗4 h，清洗后烘干滤料，观察状态。

表2 QXJ-01：QXJ-02不同配比验证试验

根据验证试验结果，QXJ-01：QXJ-02=8：1 时，清洗后核桃壳颜色接近原始滤料颜色，且颗粒分散，无块状黏结，表明核桃壳滤料表面及微孔内含油已清洗完全，滤料基本恢复至原始状态。故推荐QXJ-01：QXJ-02=8：1开展现场试验。

按照推荐配比浸泡滤料，前后滤料形态（见图3）。

图3 核桃壳滤料浸泡前后照片

2.2 清洗剂的基本特征

此两种药剂具有清洗速度快，可短时间内彻底除去油污；对滤料损伤小，对设备、管线造成的腐蚀小；药剂毒性小，清洗废液便于处理；处理工艺简单及处理成本低等特点。两种清洗剂次序投加、配合使用，可有效去除滤料表面附油和内部悬浮物，并在清洗后的滤料表层形成一种保护膜，抑制滤料深度中毒，提高滤料清洗后的再生能力。

2.3 清洗试验步骤

清洗步骤如下：反冲洗，排空反冲洗水-依次导入QXJ-01/QXJ-02-逐步分次向核桃壳过滤器内补水，补水后浸泡1 h-重复补水浸泡过程3次，至罐内满液-补水完成后浸泡，并开启搅拌，混合清洗液-药剂完全作用后重复反洗过程，检测数据。

2.4 清洗过程反洗效果

清洗完成后，开展核桃壳滤料反洗，反洗水质（见图4）。

反洗过程中，间隔30 min取样，反洗水水中含油由6%降低至14 mg/L，表明核桃壳滤料附着油已全部清除干净。

3 清洗后现场应用效果

3.1 清洗后核桃壳过滤器流量变化情况

清洗后，核桃壳过滤器流量提高明显。选取核桃壳过滤器F-2650/2654清洗前后流量数据。

以核桃壳过滤器F-2650为例，清洗前流量均值（去除反洗时间）337 m3/h，反洗后流量均值424 m3/h，接近核桃壳过滤器设计最大流量值（425 m3/h）。反洗前后，流量增大25.8%，表明清洗后液体通过量增加，核桃壳滤料表层及孔隙内堵塞物基本清洗完全。

3.2 清洗后压差变化情况

图4 核桃壳过滤器F-2650清洗后反洗照片

清洗后，核桃壳过滤器压差均有大幅降低。

以核桃壳过滤器F-2650为例，清洗前压差均值（去除反洗时间）116 kPa，反洗后压差均值53 kPa，反洗前后，压差降低54.3%，表明污水通过滤料间隙时阻力降低，清洗可有效清除核桃壳滤料孔隙内堵塞物，降低核桃壳过滤器运行压力。

图5 核桃壳过滤器F-2650/2654清洗前后水质变化

3.3 清洗后水质变化情况

持续监测清洗前后核桃壳过滤器出口水质（见图5）。由图5可知：清洗前，核桃壳过滤器F-2650/2654出口水中含油值为14 mg/L，且随来液波动较大；清洗后，出口含油均值降低为6.6 mg/L，降低幅度为52.8%，数值稳定无波动。表明清洗后，出口水质更好，抗波动能力更强。

3.4 清洗后反洗状态变化

持续监测清洗前后反洗水质变化，结果（见图6）。由图6可知：清洗前，核桃壳过滤器F-2650/2654反洗后水中含油值为355 mg/L，随来液变化波动较大；清洗后，反洗出口含油均值降低为153 mg/L，降低幅度为56.9%，波动较小。表明清洗后污油黏附量下降且更易清除，核桃壳过滤器处理效果更佳，抗波动能力更强。

4 清洗过程必要性分析

清洗后，核桃壳过滤器现场应用效果明显，针对经济效益及现场应用情况开展清洗必要性分析。

4.1 经济效益分析

核桃壳过滤器过滤料成本约为10万元，更换过滤料人工成本6万元，目前油田共6个核桃壳过滤器，若全部更换过滤料，则成本为（10+6）×6=96万元。

清洗一个核桃壳过滤器共需清洗剂4.5 m3，药剂成本为6.36万元，故全部清洗完6个核桃壳过滤器，药剂成本为38.16万元。

清洗再生后，直接成本节约率：

4.2 现场应用情况分析

每台核桃壳过滤器过滤料更换，持续时间为7 d～8 d，增加现场操作人员工作量；而现场生产人员可自行开展过滤料清洗工作，可提高现场工作效率。

图6 核桃壳过滤器F-2650/2654反洗后水质变化

滤料更换后，需专业人士对清洗后滤料进行处理，间接增加废料处理费用及运输成本，废料易对环境造成污染；而滤料清洗后，清洗液可直接进生产流程处理，不增加环保压力。

目前，核桃壳更换频率为1年/次，而清洗后，核桃壳滤料可使用1～1.5年。

综合所述：从经济性及环保等各方面综合考虑，核桃壳滤料清洗再生研究都具有更重大的意义。

5 结语

（1）污水处理过程中，油污污染是造成核桃壳滤料处理效率降低的主要原因。合适的清洗剂，可最大程度的清洗滤料表层及内部附着物，恢复滤料的过滤能力。

（2）清洗完成后，核桃壳过滤器处理污水量增加了25.8%；压差降低54.3%；出口及反洗水含油降低均超过50%。表明，滤料的清洗再生提升了核桃壳过滤器的处理量，明显改善了处理后出口水质。

（3）通过化学方法使滤料清洗再生，处理过程更迅速，降低更换滤料的人力成本；处理后水质更佳，可减少滤料更换次数，降低滤料成本。改善了核桃壳过滤器滤料更换周期短、除油效率低的问题，保证了油田正常生产，对其他油田污水系统运行情况改善具有指导意义。

长庆胡尖山油田精准挖潜措施增油

截至3月15日，由长庆油田采油六厂负责开发的胡尖山油田，今年已完成措施油井43口，累计措施增油达1 068吨，与去年同期相比，多实施措施井24口，多增油881吨。

从2000年实施开发的胡尖山油田，年产量由当初的几万吨先后上升到100万吨和200万吨。由于该地区属于典型的致密油藏，油井产量递减快，加上这里整装区块少，开发稳产的难度极大，大部分油井都进入低产低效井行列。

今年，采油六厂将加大对老井措施增产作为扭转局面的“强心针”，通过大面积排摸，计划通过对280口油井的措施挖潜新增4.4万吨原油产量，让一批低产井“脱贫致富”。

在选井选层上“三堂会审”。针对选井空间大幅缩减和措施效果逐年降低的特点，采油六厂专门成立了由主管厂领导任组长的油水井措施项目组，针对不同井况特点，因区制宜、因井制宜、因层制宜，形成了单井动态分析与措施选井相结合、措施选井与动态监测相结合、效果分析与措施工艺相结合的“三结合”个性化选井法，为措施增油开对方子、找准路子。

措施工艺上“量井定制”。针对老区含水持续攀升、选井难度逐年增大的不利局面，该厂深化研究暂堵压裂、油井堵水、堵水压裂等工艺技术体系，针对不同井况特点，“量井定制”配套措施工艺，做到“一井一工程、一层一对策”。在见水比例高达30%的胡154油藏，针对不同的见水类型，形成分类分级治理手段，实现控水增油。对安83致密油藏，则以“整体部署、分步实施”为原则，运用“注水井多级暂堵体积压裂转采、潜力层段段间补孔+重复压裂、笼统酸化+隔采治理”工艺体系，探索完善低投入提单产技术，提高致密油稳产水平。

在质效监管上，实行“二重协奏”。围绕提高措施增油质量效益，该厂针对现场管理的薄弱环节，作业监督和费用结算“双管齐下”，提升油水井措施质量。在作业监管上，“厂、作业区、生产单元”三级联动，严格落实验收开工制度，完善外聘监督制，现场监督与视频监控紧密结合，形成“三个交底、三个监控、双向追责”的现场质量管理提升模式，确保作业质量、安全、环保受控。

（摘自中国石油新闻中心2019-03-21）