针对南堡油田一号岛水处理系统水质不达标的情况进行分析，主要原因是破乳剂对来液液性较为敏感，三相水出口悬浮物含量及含油量波动较大；水处理系统原有处理工艺设备运行年限较长，反洗效果差，处理水质难以达标。从破乳剂筛选、橇装水处理装置试验两方面进行了大量的试验分析，最终确定了某新型破乳剂及一体化水处理装置，并在一号岛水处理系统进行应用，解决了水质达标率低的问题，取得了良好的效果。
关键词：
水处理；破乳剂；过滤器；水质
南堡油田一号岛水处理站投产于 2008 年，设计规模 9 600 m3/d，现处理量 8 000 m3/d；主要将采出水处理达到 B1 级标准后，供 1、2、3 号人工岛以及陆岸进行注水和海管掺水使用。2018 年水处理站水处理合格率仅为 90.3%，低于目标合格率95%，主要表现为悬浮固体含量和粒径中值超标。
为了提高处理水质，提高了破乳剂、反相破乳剂、絮凝剂、助凝剂等药剂浓度，增加了水处理系统接收水罐、浮选机、过滤罐的清淤及清罐频次，但效果不明显，因此，研究新方法、寻求新技术以提高脱水和水处理效果并减轻成本支出已变得刻不容缓。
1 一号岛水处理站工艺流程
一号岛水处理站工艺流程见图 1。
一号岛水处理站工艺流程见图 1。
一号岛水处理系统采用传统的沉降浮选过滤工艺。三相分离器脱出水经管道进入 2 座 5 000 m3接收水罐进行缓冲、沉降、除油；接着，进入 2台并联使用的高效溶气浮选机，进行二级除油和进一步的悬浮物去除；浮选机出水依靠重力流入缓冲水池，再经过提升泵增压后进入一级双滤料过滤装置；一级过滤后的出水直接进入二级悬挂纤维束过滤装置，再进入三级双滤料过滤装置处理，达到 B1 级水质标准。
此工艺流程投产初期运行良好，但近两年处理水质达标率较差，对近两年的水处理系统出水水质进行分析，外输水出口悬浮物波动较大，系统运行稳定比较脆弱，对水处理系统出水水质问题进行分析，主要原因有两个方面。
（1） 来液含杂质较多，对三相分离器出水水质变差的影响较大。2019 年 7、8 月份和 2020 年6、7 月份，3# 三相分离器的来液输油管道正处于通球期，三相分离器内进入较多的蜡质、管壁油泥，导致三相分离器出水水质特别差；另外，过滤装置反洗水因机泵故障，无法彻底沉淀，携带大量悬浮物的反洗水再次进入接收水罐，最终导致接收水罐出水紊乱，出水水质较差。其间，有两个阶段过滤水质好转，外输水质较好，经过分析主要是此时接收水罐、净化水罐刚进行了清罐作业，水罐内悬浮物和污泥较少。
（2） 二级纤维束过滤罐和一、三级双滤料过滤罐滤料[2]受污染后，反洗效果差。悬浮物不断在过滤罐内聚集，随着运行时间的延长，出水效果更差。
因此要改善水处理系统水质，控制三相分离器出水水质以及提高过滤装置过滤效果是关键。
2 水处理系统优化方案研究
2.1 新型破乳剂筛选
2.1.1 新型破乳剂筛选试验
三相分离器主要依靠添加破乳剂进行脱水，破乳剂的添加量对水出口的悬浮物含量、含油量均有较大影响。在用破乳剂受来液组分中聚合物含量的变化影响较大，三相分离器出水水质达不到接收水罐进水要求，并且需要较高的脱水温度，综合成本较高。本次破乳剂的选型委托专业化工公司开展，试验方法参照标准 SY/T 5280—2018 《原油破乳剂通用技术条件》。
本次试验首先选定二号岛来液进行测试。二号岛来液在 1# 三相分离器进行处理。二号岛来液（约 2 100 m3/d、温度 38 ℃） 先进入 1# 三相分离器分离出 1 800 m3 水，其余约 300 m3 （含水 15%左右） 原油进入 4#、5# 三相分离器进行二次脱水。考虑到冬季来液温度较低，取来液的上层原油 60 mL作为试样，试样中加入 40 mg/L 药剂，在 35℃水浴下进行脱水实验，油样脱水效果如图 2 所示，实验结果见表 1。
从表 1 及图 2 可以看出：在 35 ℃下，8 号、10 号、25 号、JL-64 试验药剂在 5 min 内脱水速度相对较快，其中 10 号药剂最终脱水量最大。采用同样方法，分别对 2#、3# 三相分离器的来液进行脱水试验，最终，经过综合评定，对于 1#、2#、3# 三相分离器来液，8 号药剂在温度 35 ℃的条件下，5 min 脱水速度较快，60 min 综合脱水量最多，分离出的水色度较为透明，悬浮物含量低于120 mg/L，含油量低于 100 mg/L，并且加药浓度最低。因此，选定 8 号药剂应用于一号岛三相分离器脱水系统。
2.1.2 新型破乳剂应用情况
经过破乳剂筛选以后，选用新型 8 号破乳剂，1# 三相分离器加药浓度从 29 mg/L 增加到 40 mg/L，加药量增加至 20 kg/d；2# 三相分离器加药浓度从52.3 mg/L 降低到 40 mg/L，加药量减少至 25 kg/d；3# 三相分离器加药浓度从 7 mg/L 增加到 15 mg/L，加药量增加至 60 kg/d。同时停用先导试验站脱水加热炉以及采油五区脱水加热炉，以节约运行成本。其中停运采油五区外输加热炉、先导试验站加热炉后，3# 三相分离器的运行温度由 50 ℃降至43 ℃左右，三相分离器水出口悬浮物含量及含油量指标并未受到较大影响，仍然在要求范围之内。
新型破乳剂应用以后，虽然破乳剂加药费用从180 万元增加至 210 万元，但同时，采油一区自用气量从 2019 年的 220.1×104 m3 下降到 2020 年的77.9×104 m3，减少了 142.2×104 m3，新型破乳剂试验测试取得较好的预期效果。
2.2 小型橇装水处理装置测试
一号岛水处理系统已运行 12 年，设备老化，维护成本越来越高，浮选机及过滤装置维修、清洗滤料、更换滤料等成本达到了 80 万元，且 2018 年水质达标率不满足要求。结合一号岛水处理系统设备设施以及运行现状，需要选取一种较为先进的水处理工艺。经过调研与考察，选取一小型橇装水处理装置进行试验，验证其是否符合一号岛含油污水的处理要求，见图 3。
2.2.1 工作原理
该试验装置处理量为 100 m3/d，融合了向心气浮除油技术、微涡旋除污降浊技术、过滤净化技术、溶气增氧杀菌技术、滤料体内涡流冲洗体外循环再生技术，工作原理是：在进液管上溶气，溶气液体在装置的向心气浮除油构件中进行涡流旋转，产生的离心力将油气向内圆运移，在此步骤中将分散油和轻质有机物去除；分离出的液体进微涡旋迷宫，在此步骤中主要是将细小颗粒聚结成大颗粒，细小油珠聚结成大油珠；聚结后的液体进颗粒滤料进行过滤，通过核桃壳的亲油性将颗粒和油珠吸附拦截，从而达到过滤悬浮物和油的目的。
2.2.2 试验过程及结论
通过一号岛化验室和第三方化验中心对试验装置处理水样进行了连续化验和抽样检验跟踪。通过数据比对，在来水悬浮物平均含量为 36 mg/L 的情况下，出水悬浮物含量平均为 0.46 mg/L，悬浮物的平均去除率达 96.78%；来水含油量 13.5 mg/L，装置出水含油平均含量为 1.1 mg/L，并且出水水质稳定，过滤的效果明显优于目前一号岛水处理系统工艺。
2.2.3 一体化水处理装置应用
在可行性试验的基础上，通过进一步考察调研，最终选定在一号岛建设一体化水处理装置。装置主要由 16 台一体化处理罐构成，设备自带提升泵、料泵、反洗泵、加料池及控制系统，占地面积576 m2，日处理能力 10 000 m3。
一体化水处理技术在试验装置的基础上增加了滤料体外搓洗再生、机泵充装滤料等技术，将原来的“气浮选 - 缓冲水池 - 三级过滤”工艺优化为一体化水处理新工艺，过滤采用 2 级，分别设置 8个一体化装置，滤层选择核桃壳滤料，投产后日处理能力 8 000 m3，见图 4。
一体化水处理装置投用以后，原浮选机、三级过滤工艺停用。在运行过程中多次进行取样化验，一体化水处理装置进、出口水质见表 2。
从表 2 可以看出，该装置投用以后，装置出口悬浮物固体含量、粒径中值以及含油量三项指标，达标率达到了 100%。同时，该一体化水处理装置采用了橇装模块设计多功能一体化油田采出水处理装置，便于制造安装和快速建产，设备自动化控制程度高，可实现自动反冲洗和排污。解决了一号岛水处理系统存在的外输水悬浮物超标、粒径中值超标等问题，降低了运行成本，同时提高了自动化水平，降低了工人劳动量，在一号岛水处理系统应用中取得了预期效果。
3 结束语
通过对破乳剂进行重新筛选以及对原有水处理工艺的改造，一号岛水处理系统的出水水质均达到了 B1 级水质的要求。通过筛选低温破乳剂，不仅有利于三相分离器水出口的出水水质，而且可以大幅降低自用气消耗量。采油一体化水处理装置新工艺降低了员工加药、反洗的劳动强度，提高了水质达标率，值得进一步深入推广。
原标题：南堡油田一号岛水处理安全运行系统优化
原作者：范志勇，姚江龙
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