渤海油田FPSO 污油水减量工艺研究与应用

王立秋

（中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津 300459）

渤海某油田由FPSO 和6 座井口平台组成，整个油田的产液均由海管输送至FPSO 处理。FPSO 原油处理系统采取三段脱水脱气处理工艺，脱水后合格原油下舱存储，产生的含油量小于300 mg/L 的生产水进入生产水处理系统，处理合格后注入到平台的回注井中。在原油脱水及生产水处理过程中产生的污油水进入污油水舱，该污油水多为O/W 型乳状含油污水，这种乳状液状态稳定，含有各种固体杂质、浮油、分散油、乳化油以及溶解油等污染成分[1]。污油水下舱后通过重力沉降和加热作用进行油水分离，分离出的含油量小于300 mg/L 的污水可以再次输送回生产水处理系统处理，分离出的污油部分可以输送到原油处理系统进行回炼处理[2]。

下舱污油水中的残渣固相和高乳化污油是促进老化油形成的重要因素，其进入生产流程后会加重原油乳化，使原油处理系统和污水处理系统紊乱。因此，现场生产时含渣固相或乳化较高的污油水无法直接返回FPSO 生产系统处理，这意味着污油水舱内的污油水将会逐渐积累，最终占用大量舱容空间[1，3]，给FPSO 的原油处理集输系统的平稳操作及维护带来压力。因此，有必要通过采取流程调控优化、药剂优选换型等措施有效控制污油水的生成量，并利用现有流程功能，将舱内积累的污油水进行回炼处理，使污油水日处理量大于污油水日生成量，从而有效降低舱内污油水存量、减轻FPSO 舱容压力。

1 污油水来源及处理难点

FPSO作为海上油气田的油气水处理中心，其汇集全油田产液并集中处理。FPSO 设备空间有限，流程短，处理要求高，处理液性质的微小变化都会造成流程波动。为了维持FPSO 生产集输系统的正常运转，污油水的产生与处理必须平衡，且污油水返流程处理时不能造成流程波动。目前，渤海某油田FPSO 设备满负荷运行，在现有设计基础上处理每日的下舱污油水，面临着许多困难与挑战。

1.1 污油水形成及来源

FPSO 污油水来源复杂，每日产生量大，在正常生产过程中污油水来源主要有以下几个方面：

（1）生产水系统各设备处理过程中产生的污油水。例如撇油器、浮选器及核桃壳过滤器等处理过程中从油相撇出的污油水；

（2）恢复核桃壳滤料再生能力所产生的滤料反冲洗水；

（3）生产系统波动紊乱，设备单元关停时为维持生产而必须下舱的生产液；

（4）天然气处理设备分液罐分液排液；

（5）开式排放罐收集的各撬块的排放污水、雨水等；

（6）容器设备检修时的排放冲洗污水。

1.2 污油水理化性质

FPSO 污油水的来源多，包括生产系统日常操作及各类设备的排放最终都汇集在污油水舱，使下舱污油水成分较多且不稳定。下舱污油水中主要包含：稳定的乳化油、絮状悬浮物、泥质类机械杂质等。复杂成分的存在容易在污油舱上部形成絮状乳化油，且难以通过简单的重力沉降达到分离的目的。对FPSO 污油舱不同层位取样离心，结果（见图1～图3）。

由离心结果可以看出，污油水舱底部水中含油及杂质较少，顶部含油及杂质较多且水色较深，含有絮团状悬浮物。图3 上层黑色为高含水乳化油，其含有的固相杂质及胶质沥青质会提高乳化原油的稳定性，且无法依靠重力沉降等方法破乳，当含乳化油的污油水进入生产系统时会造成生产分离器的严重乳化。

1.3 污油水处理的难点

油气生产集输过程中产生的污油水含有泥沙、环烷酸盐、絮状物等各种成分的机械杂质及渣相。这些物质在原油乳化机理中起到乳化剂的作用，使污油水产生稳定的乳化污油，杂质及乳化油的存在使得污油水处理变的困难，具体表现在以下几点：

（1）污油水中的乳化污油和杂质进入原油生产系统会造成分离器内原油乳化升高，原油稳定脱水效果变差，原油分离器水相水质变差；

（2）不断富集的机械杂质污染水处理系统，为保证水处理效果需提高收油频率，加强过滤器反洗，又会增加污油水的产生，形成恶性循环；

（3）大风涌浪天气引起FPSO 晃动，导致下舱污油水无法静置分层，此时污油水进入生产系统会携带更多的乳化污油和各类杂质加剧生产系统恶化；

图1 底部取样离心

图2 中部取样离心

图3 顶部取样离心

图4 FPSO 生产水系统流程简图

（4）FPSO 设计的污油水处理能力不能满足现有工况需求，导致污油水不断积累。

2 污油水处理过程优化

要解决FPSO 污油水对油气生产集输系统的影响，首先需要从源头减少污油水的产生。在正常生产时，污油水主要来源于生产水处理系统，其流程简图（见图4）。通过对现有的生产流程及工况做出优化调整，优化生产系统操作及调控模式，减少生产系统的污油水产生。

2.1 生产系统工艺调控优化

生产工艺的调控是海上油田流程优化最直接有效的方式。对现场在用设备进行精密调控，确保设备运行状态最佳，对污油水量的控制具有十分重要的意义。

2.1.1 精细控制水系统设备的收油操作 调整细化撇油器、浮选器的收油操作，确保收油的必要性和有效性，减少不必要的污水下舱量。为保证生产水系统的处理效果，防止生产水系统各设备上部污油聚集导致生产水质变差，需要定时对撇油器和浮选器进行收油操作，从而增加了污油水的下舱量。

图5 撇油器1 min、5 min、10 min 收油状态

通过摸索跟踪以及现场取样观察发现，每3 h 对撇油器、浮选器进行一次收油，撇油器每次收油操作持续10 min，气浮器每次收油持续8 min 时效果最佳，既可以保证设备顶部聚集浮油清除干净，又可有效降低下舱量。现场撇油器收油1 min、5 min、10 min 状态（见图5）。

由图5 可知，撇油器开始收油时，上部为黑色絮状油，含水较少；持续收油，上部油相逐渐变少，至10 min时，上部基本无浮油，污水含油值小于500 mg/L，收油过程结束。浮选器收油1 min、4 min、8 min 状态（见图6）。

图6 浮选器1 min、4 min、8 min 收油状态

由图6 可知，浮选器开始收油时，上部为黑色絮状油，水相颜色较深；持续收油，上部油相逐渐变少，水质变好，至8 min 时，上部基本无浮油，水色变通透，污水含油值小于200 mg/L，收油过程结束。通过严格把控收油过程，维持现场流程稳定，将有效的收油时间控制到最优状态，可有效控制污油水的下舱量。

2.1.2 核桃壳过滤器反冲洗程序优化 实时监测过滤器反冲洗水质减少无效冲洗时间，减少反冲洗水下舱量。通过对反洗开始之初和结束前水质进行监测，总结归纳出核桃壳滤料再生的最佳反洗时间，通过有效控制核桃壳滤料的反洗时间来减少污油水的下舱量。不同时间段，核桃壳过滤器反洗水状态（见图7）。

图7 核桃壳滤料反洗水质变化图片

由图7 可知，随反洗过程进行，水中含油值逐渐减低，反洗水水质变好。不同时间点水质化验结果（见表1）。

表1 核桃壳滤料反洗水质化验结果

由图7 及表1 数据可知：开始反洗时污水含油值较高，且污水样颜色较深，悬浮絮状物较多，随反洗进行，30 min 时核桃壳反洗污水含油值降至200 mg/L 左右，且随着反洗继续进行，水中含油值基本稳定，滤料已恢复过滤性能，反洗结束。继续对核桃壳滤料进行反洗无明显效果，且只能增加污油水的下舱量。

2.1.3 生产处理流程精细调控 海上油田独特的作业性质，极易受大风、涌浪等极端天气影响。密切关注生产情况，在原油稳定及污水处理过程中出现异常时及时控制调整，可减少因流程紊乱波动而造成的污油水下舱。

2.2 生产系统的药剂优化

污油水下舱的一个主要来源是生产水处理系统的撇油收油操作和核桃壳过滤器反洗的下舱污油水。要减少生产水处理设备的撇油量则需要降低生产水中的含油量。可通过药剂优化减少生产水中含油，减轻水处理设备压力，减少核桃壳滤料反洗下舱量，使下舱污油水更易处理。

2.2.1 絮凝剂优选换型 絮凝剂的作用是聚结小油滴变为大油滴，在重力作用下大油滴上浮达到除油效果；并在水中形成絮团，吸附油滴、悬浮物等，在浮力作用下絮团上浮达到除油效果[5]。为提高生产水系统的处理效果，改善生产水质，将原使用的絮凝剂BHQ-341 优化换型为BHQ-379。在BHQ-379 作用下污水系统产生的絮团变小，乳化值低，水系统各级水质均有所优化，撇油器、浮选器水质改善明显；絮团变小且松散，絮团在核桃壳上的黏附力减小，提高核桃壳处理效果，减缓对核桃壳的污染，降低核桃壳反洗产生的污水量。水体变化和各级水质变化（见图8～图10）。

图8 絮凝剂换型前后水系统水体状态

图9 絮凝剂换型前后水质对比

图10 絮凝剂换型前后核桃壳过滤器压差对比

由图8～图10 可知，絮凝剂换型后，撇油器水中含油值降低11.3 %，浮选器水中含油值降低15.1 %，核桃壳压差峰值降低25 %，表明，絮凝剂换型后，撇油器和浮选器出口水质改善，且进入核桃壳过滤器时减少了对核桃壳滤料的污染程度，因而减少了反洗核桃壳滤料时下舱的污油水量。

2.2.2 反相破乳剂优化换型 为从源头上降低生产水中含油量，将FPSO 原油系统反相破乳剂优化换型为BH-532，该药剂相对分子质量较小，能够快速的对高含水的水包油乳状液进行油水分离，与破乳剂协同作用好，对水无较强的絮凝力，油水分离后大部分药剂留存在水相中，对含油更少的水包油乳状液有持续的、逐步的、较彻底的破乳作用[6]。在BH-532 的作用下，改善了原油处理系统一级分离器水相出口水质，减轻了生产水系统处理压力，降低了进入到生产水系统内的污油量，进一步改善了生产水处理系统各设备处理水质。换型前后各级水质变化（见图11）。

图11 FPSO 反相破乳剂换型前后水质对比

由图11 可知，反相破乳剂换型后，原油系统水相出口水质变好，水系统压力降低明显。水头含油值降低31.2 %，撇油器出口含油值降低48.4 %，气浮器出口含油值降低40 %。一方面减少撇油器、浮选器中油滴及絮团，降低收油频率；另一方面减少对核桃壳的污染，提高核桃壳处理效率，减少核桃壳反洗产生的污水量。

2.2.3 上游反相破乳剂优化 为了进一步提高水处理效果，在上游WGPA 平台加注反相破乳剂BH-550，从源头添加药剂改善原油系统中水相水质，进一步降低生产水处理系统处理压力，提升水系统处理效果，并降低污水系统药剂加注量。在上游平台加入反相破乳剂后，絮凝剂加注量由500 mL/min 降低至340 mL/min，降低幅度32 %，水系统各级水中含油值均有所降低（见图12）。

图12 上游平台反相破乳剂试验期间水质对比

由图12 可知，上游平台在海管中加入反相破乳剂之后，FPSO 原油系统一级分离器水相出口含油值降低18.3 %，水系统各级水相出口水质变好，生产水头含油值降低28 %，撇油器出口含油值降低28.1 %，气浮器出口含油值降低21.4 %。试验结果表明，从上游加注药剂后，水系统絮凝剂加注量降低明显，进而降低絮凝剂作用下产生的絮团量，减少撇油器、浮选器收油量，并降低核桃壳过滤器压力，减少了反洗核桃壳滤料的反洗水下舱量。

FPSO 生产系统工艺调控优化与化学药剂换型优化，有效的减少了生产水系统每日产生的污油水量，从源头上减少下舱污油水量（见图13、图14）。

图13 措施前后污油水下舱量对比

图14 措施前后每日进入生产水系统污油量对比

通过图13 可知，通过一系列的优化控制措施，FPSO 生产系统每日的下舱量显著下降，核桃壳滤料反冲洗水下舱量由1 100 m3降至950 m3，生产水系统各设备收油操作产生的下舱污油水由700 m3降至200 m3。由图14 可知，通过化学药剂的优选换型，生产水头的水质由298 mg/L 降至152 mg/L，根据总处理水量计算可知，污油量由每日的16.39 m3下降至8.36 m3，每日进舱污油量减少将近50 %。

2.3 下舱污油水处理

经过不断的探索对比发现下舱污油水乳化和水质变差的影响因素较多，为保证污油水的处理效果需要对现有的污油水工艺舱操作模式进行优化[7]。

由于正常生产时不同设备下舱污油水成分不同，例如水处理系统的撇油器浮选器收油污水中含油，含杂质絮团悬浮物较多，形成的乳化油比较稳定，而核桃壳过滤器反冲洗水中含油及杂质相对少。日常操作时将这两部分污油水分开存放，核桃壳滤料的反洗水进入到7 右污油水舱，利用7 右污油水舱舱室窄，有纵深，受海况影响较小的优点，对核桃壳滤料反洗积攒在舱内的污油水进行沉淀处理，并且通过舱室底部的加热盘管进行加热，通过摸索总结，温度控制在55 ℃左右，沉淀效果较好，再通过7 右污油水舱内的低位泵将分离出的污水输送到生产流程处理，流程简图（见图15）。

图15 7 右污油水舱至生产系统流程图

撇油器浮选器收油操作产生的污油水进入到4 右污油水舱处理，由于4 右污油水舱体积大，进液量少，进舱的污油水通过重力作用部分分离后，将底部的干净的生产水导入到7 右污油水舱后一起输送到生产流程处理。并且将历史积累的成分复杂的污油水也采取类似的方法，将其中较干净的生产水转入到7 右污油水舱中输送到生产系统进行回炼处理。据统计，自2018年1 月到2019 年3 月，FPSO 日均处理污油水量约为1 500 m3，工艺流程日均生成污油水量约1 150 m3，每日污油水量净减少350 m3，实现了污油水的日均处理量大于日均生成量（见图16）。

图16 措施后污油水日均处理量与日均生产量对比图

根据生产流程中产生的污油水的成分不同，对其进行分舱处理，避免了不同成分污油水的掺混干扰，并将含污油量较少的污油水返回到生产流程处理，不但有效控制了每日的污油水下舱量，还将历史积累的污油水进行处理，使得每日污油水的处理量大于每日污油水的下舱量，实现了污油水历史累积量的减少。

3 结论

FPSO 在正常生产时会不可避免的产生大量的污油水，各设备产生的污油水汇集使得污油水成分复杂，难以处理。要解决污油水问题需要用系统思维综合考虑，从源头出发效果显著，避免了各处污油水掺混导致成分复杂的乳化油的生成，降低了处理难度，也减少了处理量。通过优化生产工艺与操作模式有效减少污油水下舱，并利用现有流程对污油水进行回炼处理，阶段性的解决了该油田污油水处理问题，并且实现了历史积累污油水的减量，综合效果明显，成功经验值得面临类似问题的海上油田设施借鉴。