新型聚结除油器在南海油气田生产水系统中的应用

秦逸涵， 胡 斌， 宫景雯， 矫亚涛

(中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028)

中国南海具有丰富的油气资源，约占中国资源总量的1/3[1]。在已勘探开采的油气田中，油品密度以轻中质油为主，通常生产水采用两级处理流程即可达到排海要求。在早期的轻质油气田中，生产水处理流程多采用简单的物理分离和物理沉降的方法去除，以水力旋流器+脱气除油罐为典型的工艺取得了较好的处理效果[2]。当采出物中油、气、水三相混合物在温度、压力、输送等因素发生变化时，在相变的过程中会产生乳化现象[3]，同时随着前端工艺段投加的化学药剂配合动设备作用，使水中乳化油现象加剧[4]，而传统的物理分离和沉降已不能满足含乳化油生产水的有效处理。综合考虑设备尺寸、重量对平台整体方案和施工资源的影响，气浮工艺中紧凑旋流气浮装置(CFU)相比溶气式气浮(DGF)和诱导式气浮(IGF)工艺具有紧凑高效的结构优势，同等条件下水处理效果较好[5-6]，是解决南海中质或乳化油的主流工艺。但随着运行经验的积累逐渐发现：①配气喷嘴处易堵塞；②加气量和浮选剂要适应不断变化的来液而人工调节用量；③设备配有动设备和药剂投入，每年产生动耗和药耗费用可观；④人工运维工作量较多；⑤重质油品的处理效果不理想[7]。

基于南海油气田生产水水处理的背景，寻求更好的水处理工艺成为诉求。本文主要研究新型聚结除油器处理高含乳化油的生产水的效果，以及在工程实施方面的综合评价，以期为该类技术在海水油气田的应用提供参考。

1 新型聚结除油器原理和结构

聚结除油主要通过聚结内件材料亲油疏水特性并以一定方式编织，在材料表面聚结长大，经过滤和分离，从而去除水中油滴。传统聚结介质主要采用普通型聚四氟乙烯、聚丙烯等材料[8]，但对于高速旋流的乳化油较难分离，并且抗冲击能力较差。

新型聚结除油器在普通型有机高分子材料或无机材料的基础上对其进行改性处理，增强乳化液滴分离性能的同时允许细小颗粒通过，从而兼具抗堵性能[9]。新型聚结除油器由亲水疏油和亲油疏水的异质纤维组合材料，异质纤维交叉点通过极性受力差异而发生破乳分离。设备内部由入口整流、多介质聚结过滤和聚结分离3个阶段实现除油。整流段在闪蒸脱气与离心脱气共同作用下将溶解气脱出，同时稳定流体进入后续阶段的状态。多介质聚结过滤阶段油滴和悬浮物通过拦截并聚结成大颗粒，分离出的废水再进一步进入聚结分离段分离细小油滴，从而完成脱气除油过程。该设备不设置动设备的辅助。基本构造及原理如图1所示。

图1 新型聚结除油器构造原理

2 工程概况及存在问题

南海某气田，油品密度0.83 mg/L，油品属轻质油、含硫低、凝点低、水相无难处理杂质。高峰日产水量约2 000 m3/d，井口产出的油气水3项混合液先经气液分离流程，之后进入生产分离器进行油水分离，分离器水相出口进入生产水处理系统进一步油水分离，以满足排海要求。生产水系统采用水力旋流器+脱气除油罐的水处理流程，处理能力83.6 m3/h。生产水系统入口含油不超过1 200 mg/L，出口排海指标低于30 mg/L。根据《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》GB 4914—2008要求，出口排海含油指标月平均排放浓度不超过45 mg/L。

对于油气田开发全生命周期，本工程生产阶段初期和中期处理可达到预期。在生产阶段后期，由于产液量和产液压力均大幅降低，前端油水分离器操作压力大幅降低，实际测试中分离器操作压力从1 723 kPaG降低至1 275 kPaG，其水相出水含油量也从约1 300 mg/L上升至接近2 400 mg/L的水平。另一方面，当分离器压力过低时，自流进入生产水处理系统流速过低，水相液位下降过慢，与油相界位混合，液位波动，将影响出水水质。基于以上两点，平台既有的水处理流程已不再适用生产后期水处理排放指标的要求。

3 新型聚结除油器处理效果分析

3.1 替代水力旋流器对处理效果的影响

由于新型聚结除油器聚结内件的亲油疏水特性，具有一定耐冲击负荷能力。分离器高压运行时，进入生产水系统含油浓度为1 200 mg/L以内。生产后期，前端分离器压力降低，尝试对低压分离器经增压泵增压后直接进入聚结除油器处理。试验监测数据得出，聚结除油器平均进口含油较改进前翻倍，约2 400 mg/L，但出水平均含油28.7 mg/L，仍低于30 mg/L，说明聚结除油器对高含油生产水具有较好适应性，去油效率在95%以上。替代水力旋流器流程的监测数据如图2所示。

图2 替代水力旋流器流程的监测数据

3.2 启用水力旋流器对处理效果的影响

增加聚结除油器满足出水要求的改进下，设备前端仍保留水力旋流器的流程对于生产水系统最终排海是否带来更优的处理效果的问题，对流程进行改进，采用将启动水力旋流器仍作为第一级处理，其后进入聚结除油器作为第二级处理，最后进入脱气除油罐的三级流程。试验监测数据得出，聚结除油器平均进口含油约330 mg/L，出水平均含油39.3 mg/L。启用水力旋流器的监测数据如图3所示。

图3 启用水力旋流器的监测数据

根据数据分析及对比可知，聚结除油器进水含油浓度远低于不设置水力旋流器的情况，水力旋流器接受分离器的水相来液后，对浮油进行了有效去除。但聚结除油器出水含油浓度却比不设置水力旋流器的情况高，说明经水力旋流器处理的前端工序，加剧了油的乳化程度，聚结除油器在相同条件下，去除率从95%降低至87%。

3.3 启用生产水增压泵对处理效果的影响

系统改造前后设置增压泵的监测数据得出，当分离器压力相同的条件下，聚结除油器平均进口含油量相当，设置增压泵监测数据如图4(a)所示，其出水平均含油20.8 mg/L；不设置增压泵监测数据如图4(b)所示，其出水平均含油19.9 mg/L。设备去除率均达到95%以上。由此可知，当分离器压力及其他条件相同时，增压泵对聚结除油器处理效果的影响不成为首要限制因素。

图4 设置与不设置增压泵监测数据

3.4 聚结内件寿命对处理效果的影响

聚结内件使用3～5年，存在一定老化或持续受到腐蚀影响，聚结除油器出水平均含油43.2 mg/L，当月一次最大出水含油50 mg/L。仍采用脱气除油罐，即聚结除油器+脱气除油罐的两级流程。经测定，出水月平均含油32.2 mg/L，好于聚结除油器直接排海情况。在线运行监测数据如图5所示。

图5 在线运行监测数据

3.5 效果及创新

几种方案对比研究结果表明：新型聚结除油器接收高乳化油生产水具有耐受性，生产水增压泵对聚结除油器的除油效率改变不大，除油效果较好；在生产水增压泵和水力旋流器的作用下会加剧其乳化性，除油效果变差；随着聚结内件老化，满足排海要求的情况下出水含油指标有所上升。

南海通常采用水力旋流器作为一级水处理工艺去除浮油的技术方法较为成熟[10]，而本工程聚结除油器通过改性材料的除油特性，尝试取代水力旋流器，从前端工艺出水后直接进入聚结除油器的方案更加提高了除油率，降低排海指标，对去除浮油和乳化油均取得较好效果。

4 南海油气田工程应用的综合评价

统计近年来在南海开发运行的13个油田中，油品密度在0.83～0.94 kg/m3区间，CFU、脱气除油罐和聚结除油器均有采用[11]。其各自在相同水平下的工程规模，以某中质油田为例进行对比。最高日产水量高于20 000 m3/d，油田油品密度约0.883 kg/m3，含硫低、含蜡高、凝点高以及无难处理杂质，排海含油指标月平均排放浓度不超过45 mg/L[12]。

4.1 处理指标分析

前端分离器停留时间为5 min，分离器水相出口进入生产水含油量理论值不大于1 000 mg/L，现场实测数据一般在500～700 mg/L的区间，脱气除油罐对分散油和乳化油的抗冲击负荷能力低于CFU和聚结除油器，因此在相同停留时间时，除油效率将略低，约在50%以上。采用技术成熟可靠的CFU和聚结除油器，除油效率约在75%以上。根据对比，脱气除油罐要达到合格的处理指标要求，需适当增加停留时间以增加其处理可靠度。

4.2 设备规模及运行分析

4.2.1 静设备规模对比

脱气除油罐和聚结除油器两种设备相比CFU均为静设备，设备本身不需要回流泵。对比国内外产品，停留时间控制在3～5 min可满足临界流速要求。脱气除油罐靠物理沉降分离，停留时间至少要达到5 min及以上较为可靠。为了良好的脱气除油效果，设备尺寸主要考虑长径比、设备运输限制、占地面积等要求。经厂家反馈，罐体直径控制在3.8～4.2 m，按照设计水量1 000 m3/h的工程规模。根据计算，脱气除油罐要达到处理效果，长度20 m以上，占地面积80 m2以上，而聚结除油器可控制在17 m以内，占地面积68 m2以内。脱气除油罐在规模和投资上不具备优势。两种设备在不同停留时间下的设备参数见表1。

表1 不同停留时间下两种设备尺寸对比

4.2.2 动设备与静设备对比

考虑控制设备工程规模的因素，CFU与聚结除油器具备选择条件。对于CFU要实现好的处理效果要靠循环泵的回流并不断产生浮选气，严格控制气水比是运行中的关键要素，由于来液量的波动，运行中要不断调整气水比。当乳化程度较高时，还需辅助一定量的浮选剂以达到良好的处理效果。以高峰水量1 000 m3/h的生产水为例。

1)当CFU选用国产品牌，CFU成翘总重量、总占地面积与聚结除油器相比，成撬费用可节省70%～80%。经对比，CFU在工程规模和初始投资方面都比聚结除油器有优势。但每年约产生259 m3的药剂量，折合费用至少130万～150万元药剂费，并配有每吨水60 kW·h的电耗。

2)当CFU扩大采办范围时，投资将发生颠覆，初始投资约为聚结除油器初始投资的1.92倍，同时附加动力能耗和药剂费，明显存在劣势。

3)聚结除油器检修概率低、无须药耗或较低药耗、无须动设备消耗等方面优势，对于油田全寿命周期的无人化或少人化改造、提升智能化水平和台风模式应对都将具有适应性。

5 结语

1)针对生产后期生产水高乳化油现象，在生产水增压泵和水力旋流器的作用下会加剧其乳化性，对除油效果产生一定影响，去除率从95%降低至87%。通过采用新型聚结分离器作为水处理系统第一级工艺替代水力旋流器的改进方法，去除效率可达95%以上。

2)同等条件下，聚结除油器相比脱气除油罐可节省约至少67%的占地空间。当聚结内件保持良好状态下，系统无须增加化学药剂和回流泵的工程投入，可每年节省约20%的运维费。当聚结内件使用年限超过一定年限时，出水月平均含油浓度从低于30 mg/L上升至43.2 mg/L，应增加清洗频度。当内件编织结构发生改变时，考虑更换内件。

新型聚结除油器可有效去除乳化油的同时降低大量生产水排海含油的累积效应。对于广阔的南海油气田开发前景，由于其简化操作的运行特点，在南海智能油田中实现有人平台少人化和无人平台智能化建设具有应用潜力，未来可进一步研究其在南海台风模式改造方面的应用。