渤海油田采出水处理系统运行现状及存在问题

孙涛涛 胡蒙蒙 王 钊 刘艳武 邓海发

(中海油节能环保服务有限公司 天津 300452)

随着中国海油增储上产“七年行动计划”的稳步实施，渤海油田开发产能持续增长，产液量不断增加，多数主力油田已步入“高含水、高可采储量采出程度”的双高阶段,而且部分老旧平台采出水处理工艺落后，无法满足日益增长的处理水量需求，回注水质不达标、“提液上产”难度大，迫切需要对低效运行的设备进行升级改造。

本文详细阐述了渤海油田采出水处理系统典型工艺流程，对其运行现状进行了深入分析，并指出其在结构设计等方面存在的不足，为今后老旧设备升级改造及新建处理设施相关工艺设计提供借鉴。

1 采出水处理系统典型工艺流程

渤海油田采出水处理工艺主要分为上游工艺段和下游工艺段(图1)，上游工艺段中斜板除油器、气浮选器占比较大(表1)，部分工艺设置有两级气浮选器[1]；下游工艺段以常规过滤工艺为主。整体来看，斜板除油器+气浮选器+常规过滤工艺(以下简称“三段工艺”)是渤海油田采出水处理系统的典型工艺流程。

图1 渤海油田采出水处理工艺流程

表1 渤海油田采出水一二级处理工艺单元统计

对渤海油田现有三段工艺的除油效率进行了统计(表2)，结果表明：从总体看现有设备实际除油率均低于设计除油率，其中气浮选器及双介质滤器实际除油率与设计除油率的差值尤为突出。由于气浮选器实际除油率低，出水水质差，直接导致下游过滤系统高负荷运行；核桃壳滤器的实际除油率远高于双介质滤器，这也与我们通常认为的 “核桃壳滤器以除油为主，双介质滤器以除悬浮物为主”的观点相符。

表2 渤海油田采出水典型处理工艺除油率统计

2 采出水处理系统运行现状及存在问题

基于渤海油田采出水处理系统调研数据，从系统工况条件、装置除油率、装置内部结构设计等方面分析采出水处理系统三段工艺的运行现状及存在的问题。

2.1 斜板除油器

2.1.1运行工况及除油率分析

对渤海油田斜板除油器的运行现状进行了统计(表3)，可以看出：①在处理水量方面，多数斜板除油器实际处理水量低于设计处理水量，其中实际处理水量低于设计处理水量60%的平台占比达63.2%，接近或达到设计水量(80%≤r<110%)的平台占比仅为26.3%(为方便阐述，按照实际处理水量占设计处理水量的百分比(r)不同，将现有数据分为A(20%≤r<40%)、B(40%≤r<60%)、C(60%≤r<80%)、D(80%≤r<110%)等四类，下同)；②在水力停留时间方面，现有装置的实际水力停留时间相对较长，远高于设计的水力停留时间；③在装置除油率方面，整体除油率较高，实际除油率均值仅比设计除油率均值低10%，这与阎洪涛 等[2]相关研究结论(斜板除油器的除油率为24%～91%，均值为61%，低于设计值)基本一致。装置实际水力停留时间均值为35 min，设计均值为18 min，实际水力停留时间长于设计值，而斜板除油器以重力沉降除油为主，较长的水力停留时间必然有利于油水分离。

表3 渤海油田斜板除油器运行现状统计

因此，笔者认为较长的水力停留时间是目前装置具有较高除油率的主要原因，采出水的含油浓度高低也是影响装置除油率的因素之一。目前渤海油田多数斜板除油器的实际入口水中含油浓度远低于设计值，系统运行负荷低，除油效率高，出口水质优于设计值。但随着油田开发的深入，产液量不断增长，斜板除油器的入口水中含油浓度会随之上升，加之处理量增大缩短了水力停留时间，未来其实际除油效率将会受到影响。

2.1.2装置内部结构设计问题分析

斜板除油器内部结构单一(图2)，各制造厂家产品结构类似，主要区别在于污油室设置在前端还是后端，有无溢流堰板等。各制造厂家在内部结构设计方面主要存在4类共性问题。

图2 斜板除油器内部结构

1)布水结构设计不合理。

常规布水结构设计较为简单，主要结构形式有：进水管下伸到液面以下，进水管末端无其他构件；进水管出口设置弯头，下伸到液面以下后由弯头将水流引向靠近进水管侧的封头处；进水管末端设置横向布水管，横向布水管均匀开孔；进水管口位置在液面以下，管口末端设置缓冲板。采取此类结构设计，水流冲击较大，易形成局部涡流，涡流将导致水流剪切力增大，造成大油滴破碎为小油滴，增大了油水分离难度；而且，水体流态不稳定，液面处水流翻滚剧烈，易造成浮油渣返混。

2)聚结填料区浮油渣无法收集。

由于聚结填料区顶面高于运行液位，阻挡左侧浮油渣进入到右侧收油槽内，造成浮油渣在此区域富集；由于布水结构设计不合理造成强烈的扰流作用，导致返混问题尤为严重。

3)收油槽布置及结构设计不合理。

在常规设计中，通常是在分离区设置1至2道纵向收油槽，在分离区末端设置1道横向收油槽，两者连通。该类设计存在的问题：装置在正常运行状态下，浮油渣溢流进入到收油槽内，由于浮油渣流动性差、易粘连(特别是稠油注聚采出水产生的浮油渣)，较远区域的浮油渣在行进过程中流动性逐渐变差甚至停止流动，导致收油槽仅能收集其附近区域的浮油渣；较远区域的浮油渣只能通过抬高运行液位进行收集，但该操作将会导致污油系统处理负荷陡增，引起生产流程波动，因此无法频繁进行。

收油槽溢流堰板方面，在常规设计中溢流堰板一般分为锯齿堰板和不开口堰板，实际工程应用中锯齿堰板较为多见，但笔者认为不开口堰板比锯齿堰板更有优势，原因在于浮油渣易粘连成块，从而易被锯齿结构阻拦，当为了收油而抬升液位时，会有大量水体进入[3]，从而造成只进水不收油；而不开口堰板则不会阻拦块状物，液面处的浮油渣会快速进入到收油槽内，收油效果更佳。

4)清水区浮油无法收集。清水区虽然水力停留时间短，但也会有少量油滴上浮形成浮油，当浮油层富集到一定程度[4]后受流态波动影响，导致返混问题发生，影响出水水质，有时甚至会出现短时出水含油浓度大于进水含油浓度的现象。

2.2 气浮选器

2.2.1运行工况及除油率分析

对渤海油田气浮选器的运行现状进行了统计(表4)，可以看出：①在处理水量方面，多数气浮选器实际处理水量远低于设计处理水量，其中实际处理水量低于设计处理水量60%的平台占比为64%，接近或达到设计处理水量(80%≤r<110%)的装置占比仅为18%；②在水力停留时间方面，现有装置的实际水力停留时间相对较长，远高于设计停留时间；③在装置除油率方面，整体除油率低，实际除油率远低于设计除油率，两者均值相差37%，这与阎洪涛 等[2]相关研究结论(气浮选器的除油率在12.5%～96.2%，平均为46.3%)基本一致。

表4 渤海油田气浮选器运行现状统计

进一步分析发现，实际水力停留时间的延长，未能有效提高装置的除油率。以 A、D两组数据为例，二者实际水力停留时间相差26 min，但实际除油率仅相差10%。此外，因处理水量提升导致的出水水质不达标问题将日益突出。现有装置的运行负荷低，处理效果差，随着系统处理水量的不断提升，装置入口含油浓度会相应提高，水力停留时间相应缩短，出口水质更加无法保证，将会对下游过滤系统造成巨大冲击。

2.2.2溶气水制备工艺运行现状分析

溶气水制备工艺的优劣往往直接影响到气浮选器的除油效率。目前工程应用的溶气水制备工艺主要有文丘里射流工艺(以下简称“射流工艺”)、以溶气罐为代表的高压溶气工艺(以下简称“溶气罐工艺”)、以溶气泵为代表的气液混合泵工艺(以下简称“溶气泵工艺”)和通过溶气泵实现气液混合再经气泡筛选器剔除大气泡的微气泡工艺(以下简称“微气泡工艺”)，均采用部分回流水方式制备溶气水。

对渤海油田溶气水制备工艺的应用情况进行了统计(表5)，可以看出：目前溶气水制备工艺以射流、溶气罐工艺为主，微气泡及溶气泵工艺工程应用相对较少；在运行装置中，溶气罐工艺占比最大，多见于2010年后投运的平台；射流工艺占比次之；微气泡工艺属于新工艺，主要应用于2010年后投运的平台；溶气泵工艺普遍应用于2010年后的气浮选改造工程，主要用于替换射流工艺。

表5 渤海油田溶气水制备工艺性能参数统计

进一步分析回流比及气泡质量对除油效率的影响。

1)回流比。

在溶气水制备工艺回流比方面，射流工艺回流比最大，最高可达53%；溶气罐工艺回流比次之，最高值为40%；溶气泵、微气泡工艺回流比相对较小，最高值在20%以下。笔者认为：较高的回流比虽然可以提高溶气水的气泡含量，有助于浮选分离，但并非越高越好；高回流比降低了装置的有效水力停留时间，增大了油滴被切割细化的几率[5]；若溶气水质量差、释放方式不合理则会加剧水体流态的扰动作用，严重影响浮选分离效率。微气泡工艺的回流比远低于射流、溶气罐工艺，但其除油率却明显高于二者，也说明溶气水的回流比并非越高越好。

2)气泡质量。

常规认为气泡粒径越细小，越有利于浮选分离。笔者认为：对于提高浮选分离效率，气泡粒径大小固然重要，但气泡均匀度、气泡密集程度要比气泡粒径大小更为重要。因为较高的气泡均匀度、气泡密集程度会形成速度相同、轨迹一致的气泡群，以此形成“网捕”作用，对油滴的捕捉、粘附效率最高，其功效就如“地毯式搜索”一样[6]；由于气泡“步调”一致，相互干扰小，气泡与油滴粘附之后形成的油气共聚物也不易被其他气泡碰撞而导致脱附问题的出现。微气泡工艺在气泡粒径方面虽不及溶气泵工艺，但在气泡均匀度、气泡密集程度方面优势明显(表6)，其除油效率也高于其他工艺(表5)。

表6 溶气水制备工艺气泡质量对比

从表5、6可以看出，微气泡、溶气泵工艺在除油效率、浮选气需求、占地空间、气泡质量方面相对于射流、溶气罐工艺优势明显，也是今后溶气水制备工艺发展的方向。

2.2.3装置内部结构设计问题分析

在渤海油田应用的气浮选装置中，气浮选分离器结构以卧式多舱室罐体及卧式箱体为主(表7)，对两者的结构设计问题进行详细分析。

表7 渤海油田气浮选分离器结构形式统计

1)卧式多舱室气浮选罐体。

卧式多舱室气浮选罐体结构单一(图3)，各制造厂家的产品结构差异较小。其在结构设计方面与斜板除油器内部结构设计中存在的问题相似，即在布水结构设计、布水挡板设计、收油槽布置及结构设计、清水区浮油收集等方面设置不够合理。而在溶气水释放方式方面，通常以单点形式在每个腔室内释放，由于单个腔室容积较大，溶气水在较大空间内单点释放，覆盖面小、气水混合效率低，会导致气泡与油滴的粘附效率降低；点式释放喷射速度大[5]，水体扰动大，易发生油气共聚物的脱附问题。

图3 卧式多舱室气浮选器内部结构

2)箱体式气浮选器。

箱体式气浮选器制造厂家在结构设计方面多采用斜管填料+刮渣机的结构形式(图4)，不同厂家的设计差异主要在于刮渣机运转方向及配套收油槽布置位置。该装置在布水结构设计、清水区浮油收集等方面与斜板除油器内部结构设计中存在的问题相似，其他方面的问题主要包括3方面。

图4 箱体式气浮选器内部结构

①溶气水释放结构设计不合理。溶气水释放结构主要以多点均布方式释放到缓冲区或进水布液管内，释放压力一般在0.3～0.5 MPa。在缓冲区释放时，由于水流冲击力大，水体扰动剧烈，易造成油气共聚物脱附问题及液面处污染物返混问题；此外，由于缓冲区空间大，溶气水释放后的气水混合效率低。在进水布液管内释放时，因布液管容积小，气水混合效率相对较高，但由于溶气水的高速冲击作用，极易造成水处理药剂(药剂通常投加在进水管道内[2]，加药点与装置进水口位置有一定距离，以保证药剂混合效率及絮体生长时间)絮体破碎，药效减弱。

②手动可调堰板无法满足波动工况需求。在生产运行过程中，系统流量波动现象会经常发生，如洗井、酸化作业以及油气混输的段塞流现象等均会造成系统的流量波动。可调堰板是通过手动调节堰板高度来调整运行液位，无法做到实时调节。当流量有较大波动时，往往无法及时调整堰板高度从而导致运行液位或高或低，进而造成过量收油或无法收油。

③刮渣机故障率高、停机影响大且存在刮板抖动问题。故障率高：箱体式气浮选器在运行时一般面临密闭、高温、潮湿、处于油气水三相界面处等恶劣环境，而刮渣机多采用链条式结构，可动部件较多，在上述恶劣环境下运行，稳定性差，故障频发，其中牵引链条、刮板故障率较高。维修困难，停机影响大：由于箱体式气浮选器多为全封闭设计，需要专业人员进入到箱体内部进行维修，维修难度大、危险系数高，刮渣机一旦因故停机，将造成浮渣收集困难，特别是将收油槽设置在进水侧时，浮油渣基本无法收集，严重影响出水水质。刮板抖动问题：链条式刮渣机在运转过程中，刮板存在一定的抖动，浮渣层越厚，抖动越剧烈。刮板的抖动会导致部分浮油渣掉落，返混到水体中，特别是在靠近出水侧时，极易影响出水水质，这也是将收油槽设置在进水侧的主要原因。

2.3 常规过滤工艺

常规过滤工艺主要以核桃壳滤器、双介质滤器为主，根据不同的水质要求，可设置为单级运行或两级串联运行。在两级串联工艺中第一级核桃壳滤器主要用于除油，第二级双介质滤器主要用于除悬浮物[9]。由于过滤工艺主要依靠滤料的截留、吸附作用实现对污油、悬浮物的去除，因此其结构较为简单，核桃壳滤器、双介质滤器主要区别在于反冲洗结构的不同，前者是水反洗+机械搅拌，后者是气水交替反洗。

2.3.1运行现状分析

1)核桃壳滤器。

对渤海油田12座平台的核桃壳滤器运行数据进行统计分析(表8)，可以看出：①核桃壳滤器实际除油率接近设计除油率，实际除油率均值为59%，设计值为67%，差距仅为8%，运行效率较高，这与阎洪涛 等[2]的研究结论(核桃壳滤器除油率各油田基本在80%以下，大部分油田在60%以下)基本一致；②部分核桃壳滤器运行负荷高，运行压力大，以A、E、G、H平台为例，核桃壳滤器进出口水中含油浓度基本与设计值持平或高于设计值，滤器运行负荷高，虑后水质达标压力大，长久以往将导致过滤周期逐渐缩短，反冲洗频率增加，滤料使用寿命缩短，需频繁更换滤料。

表8 渤海油田核桃壳滤器除油率统计

2)双介质滤器。

对渤海油田12座平台的双介质滤器运行数据进行统计分析(表9)，可以看出：①作为第一级过滤使用的双介质滤器，实际进口含油浓度相对较高，均值约为58 mg/L，实际出口含油浓度均值约为34 mg/L，实际除油率均值为41%，设计值均值为59%；作为第二级过滤使用的双介质滤器，实际入口含油浓度均值为23 mg/L，实际出口含油浓度均值为14 mg/L，实际除油率均值为31%，设计值均值为56%；可见双介质滤器作为第一级过滤时，在处理高含油污水方面除油率相对较高。②另对比表2、8、9，发现以核桃壳+石英砂滤料为主的双介质滤器在除油效率方面低于核桃壳滤器。常规双介质滤器滤料主要是石英砂、金刚砂、无烟煤等，多应用于第二级过滤，以去除悬浮物为主。应用于第一级过滤的双介质滤器滤料主要是核桃壳+石英砂滤料，兼有除油除悬浮物功能。以核桃壳+石英砂滤料为主的双介质滤器要比常规双介质滤器在除油率方面有所提升，但与核桃壳滤器相比仍有一定的差距(核桃壳滤器实际除油率均值为59%)。③多数双介质滤器运行负荷高，运行压力大。以B、C、D、E、F、G、K、L平台为例，滤器进出口水中含油浓度基本与设计值持平或高于设计值，滤器处于满负荷或超负荷运行状态，运行压力大。

表9 渤海油田双介质滤器除油效率统计

2.3.2滤料流失及使用寿命问题分析

滤料流失问题多发生于布水管、集水管及排气口位置[10]，通过在相关位置处安装绕丝筛管，基本解决了因孔管结构问题造成的滤料流失问题。从目前看，新的滤料流失问题主要是由于密封结构不严[9]或绕丝筛管破损[11]造成的。

依据厂家建议，滤料在正常工况条件下，使用寿命为2～3年，但多数滤料实际使用寿命仅1年或更短时间[10，12]。当滤器出现过滤周期缩短、反冲洗频率升高、虑后水质变差等问题时，说明滤料失活无法再生，只能更换滤料以保证虑后水质。笔者认为导致滤料使用寿命缩短的主要原因是滤料再生困难，而造成滤料再生困难的主要影响因素包括3方面。

1)滤器入口含油浓度高，运行负荷大。由于污油具有比悬浮物更高的粘附性，反冲洗作业无法完全清除滤料上的污油，滤器入口含油浓度高，增大了滤料被污染的速率，当滤料完全被污油附着无法清洗去除时即失去了截污功能，需重新更换滤料。

2)聚合物加速了滤料板结。随着聚合物驱、二元复合驱采油的开展，采出水中的聚合物含量逐步增加，聚合物与水处理药剂、污油、悬浮物形成的聚合物质具有黏度高、附着力强的特点，导致滤料相互粘附、结块、板结，进而降低了滤料的纳污能力，过滤周期缩短，滤料再生困难[12]。

3)反冲洗参数设置不合理。滤器反冲洗参数通常是固定的，一般过滤压差达到0.10～0.15 MPa或过滤时长达到24 h时(以先达到者为准)，自动反冲洗程序启动，反冲洗时长固定在30 min左右。但随着滤料污染程度的加深，需要更长的反冲洗时间以保证滤料的清洁，而在此情况下仍采用自动反冲洗则会导致滤料清洗不彻底，再生困难。反冲洗强度直接影响到滤料的清洁程度，反冲洗强度低滤料无法充分流化，清洗效果差；反冲洗强度高则有可能导致滤料混层及滤料流失。行业标准给出的指导数据较为宽泛，无法作为实际操作的依据，需要根据水质的实际情况确定[13]。例如渤海某采油平台通过实验确定了核桃壳滤器的最佳反冲洗水量，虽与厂家推荐值出入较大，但实践效果良好，滤料的更换频率由1年更换一次提高到3年更换一次[14]。

3 结论及建议

1)在渤海油田采出水三段工艺中,斜板除油工艺运行效率高，出水水质优于设计指标，能够明显减轻下游处理系统的运行压力。气浮选工艺是三段工艺的核心工艺，起到“承上启下”作用，但从实际运行效果来看虽然其实际处理水量小、运行负荷低，但出水水质并不理想；造成气浮选工艺低效率运行的原因是部分溶气水制备工艺落后，产生的气泡粒径大、不均匀、不密集，释放时水体扰动剧烈；而气浮选器在内部结构上的缺陷，造成气水混合效率低、流态不稳定，收油效果差。由于上游气浮选器的低效率运行，导致下游常规过滤工艺运行负荷高，运行压力大。随着采出水量的持续增长，气浮选器的低效率运行问题若得不到切实解决，将会成为制约采出水达标处置的瓶颈问题。

2)针对斜板除油器、气浮选器等老旧生产水处理装置的升级改造，不能只注重油水分离结构的改进，而忽视收油结构改造的重要性，否则易诱发返混问题降低装置的分离效率。对于老旧气浮选工艺优化，在对溶气水制备装置进行升级的同时应注重其内部结构的配套改造，即首先通过溶气水制备装置提供高质量的气泡，再通过气浮选器内部结构构建稳定的水力流场、高效的气水混合条件及稳定的浮油渣收集结构，从而最大程度地提高气浮选器的运行效率。

3)对于新建采油平台，在采出水处理工艺设计阶段应结合现有装置运行现状，优选工艺，避免再次出现斜板除油器结构设计不合理、气浮选器的溶气水制备方式选用不当及刮渣机故障率高、常规滤器的反冲洗参数设置不合理等问题。同时不应拘泥于固定的“三段工艺”，而应注重高效溶气水工艺在斜板除油器、常规滤器中的应用，进而提高相应装置的油水分离效率，使得“三段工艺”更加高效，抗冲击负荷能力更强，从而构建出海上采出水处理系统新生态，即第一级工艺“减负”，第二级工艺“保稳”，第三级工艺“兜底”。