大庆油田采出水低温处理技术

宋承毅 古文革 陈忠喜（大庆油田工程有限公司）

大庆油田采出水低温处理技术

宋承毅 古文革 陈忠喜（大庆油田工程有限公司）

处理温度的降低对采出水处理系统影响最大的是滤料再生效果，常规的单独水反冲洗方式已不能满足污水低温处理的生产需要。大庆油田特高含水期实施低温采出水处理过程中，通过采用核桃壳滤罐变强度反冲洗、砂滤罐气水反冲洗以及提温反冲洗等技术进行的试验，开发出适宜的低温滤料反冲洗技术和运行参数，解决了制约采出液低温集输处理技术推广应用的瓶颈。研制的高效低温破乳剂解决了在原油凝固点附近进行油水破乳的技术难题，降低了脱后污水的含油量，实现了低温条件下的油水分离。

采出水 低温处理 滤料再生

大庆油田地处寒带，冬季长达半年，所产原油的 凝 固 点 高达 33～35 ℃ 左 右，由于 油 井 出 油 温 度普遍低于原油凝固点，其采出液的集输处理长期采用掺热水加热升温工艺，大量的油田气被用作燃料气烧掉。自上世纪80年代中期以来，大庆油田先后在萨南油田、杏南油田、杏北油田、萨北油田、喇嘛甸油田开展了较大规模的油井不加热集油及采出液低温集输与处理技术研究，特别是“十五”期间在萨北油田开展的联合站系统特高含水采出液低温集输处理工艺及其配套技术现场试验，攻克了油井定量掺低温水、采出液低温破乳脱水、含油污水低温处理的技术难关，形成了一整套低投入、高效益、完善成熟的地面系统低温运行节气技术体系，并使该技术的适用范围逐渐从单井、计量站、转油站扩大到了油田地面工程系统的最大单元——联合站 系 统[1]。 其 中 ， 低 温 污 水 处 理 是 整 个 系 统 的 重 要环节，通过温度对污水处理系统的影响分析，制定和实施了相应的技术对策，实现了低温工况下的油田采出水达标处理。

1 温度的降低对污水处理的影响

由于采出液低温集输规模的扩大及温度界限的降低，致使进入联合站的采出液温度越来越低，给污水处理带来的难度及问题已经越发明显，污水系统出现来水含油增加、沉降效果变差、滤料污染及过滤罐损坏数量增多现象，甚至出现水质处理不达标。

1.1过滤罐滤料污染加剧

实施低温污水处理后，连续监测过滤罐反冲洗结束前后的终止压差和起始压差变化，在采用低温水进行一段时间的滤料再生后，压差呈上升趋势，试验数据见图1。

图1 过滤压差变化曲线

可以看出，反冲洗后的过滤起始压差与试验前相比明显增高，说明由于滤料再生不彻底，使得滤罐的起始压差逐步升高，同时，在经过一个周期的过滤后，过滤终止压差也相应增高。

另 外 ，杏 南 油 田 2010年 3月 大 面 积推 广 实 施 低温集输与处理技术，7座联合站所辖的 15座污水站进站温度降到33～30 ℃，污水水质出现波动，水质不合格情况增多，开罐检查发现滤料污染和过滤罐损坏现象严重。

1.2污水站来水水质变差

大庆萨北油田北Ⅱ-2含油污水处理站处理工艺为二级沉降加一级核桃壳过滤，对比实施低温含油污水处理前后含油量可以看出，进入低温处理阶段，北Ⅱ-2污水站来水含油量明显高于试验前，由试 验 前 的 平 均 94.0mg/L 增 加 到 146mg/L， 增 加 了55.3%；来水悬浮固体含量也同样高于试验前，由试 验 前 的 平 均 42.1mg/L 增 加 到 61.4mg/L， 增 加 了45.8%。

1.3过滤负荷加重

进入过滤系统的水质与低温污水处理试验前相比 ， 进 水 平 均 含 油 量 由 试 验 前 的 51.6mg/L 增 加 到61.9mg/L， 增 加 了 20.0% ； 进 水 平 均 悬 浮 固 体 含 量由 试 验 前 的 32.4mg/L 增 加 到 39.6mg/L， 增 加 了22.2%。

2 解决对策

针对低温污水处理出现的滤料污染严重、来水水质变差、过滤负荷加剧等问题，通过长期攻关研究，研制出了高效低温破乳剂以及适用于核桃壳滤罐的变强度反冲洗技术和适用于石英砂滤罐的气水反冲洗技术，使制约低温污水处理的技术难题得以解决。

2.1颗粒滤料的低温再生技术

2.1.1 变强度反冲洗技术

变强度反冲洗首先是用小冲洗强度，充分发挥滤料间的碰撞摩擦作用，加速滤料间相互摩擦以及表层板结的破碎，使滤料表面的污染物迅速剥离，再利用大强度水冲洗，加强水力剪切作用，进行滤料漂洗，使污染物排出过滤罐。该技术强化了碰撞作用和水力剪切作用，增强了各阶段的效果，是单一强度水反冲洗无法做到的。

北 Ⅱ-2 含 油 污 水 处 理 站 共 有 12 座 φ3.2m 核 桃壳过滤罐，在实施低温运行之前均采用单一强度反冲 洗 ， 即 用 强 度 为 8L/（m2· s）的 滤 后 水 反 洗 20 min，同时辅助机械搅拌。通过近几年的实际应用发现，采用该反冲洗参数不利于核桃壳滤料的充分流化以及表层板结的破碎，经常出现跑料现象，影响了滤料的再生质量和出水水质。因此，在实施低温运行之后，对该站的核桃壳过滤罐进行了参数调整，采用变强度方式进行滤料反冲洗，调整后的反冲 洗 参 数 为 ： 前 15min 用 强 度 为 3.5L/（m2·s）的滤后水反洗，同时辅助机械搅拌；然后，关闭机械搅 拌 ， 用 强 度 为 7L/（m2· s）的 滤 后 水 反 洗 15 min。

反冲洗参数调整后，过滤周期结束后板结的滤层得以充分破碎和流化，避免了滤料由于膨胀高度过大造成的跑料现象，试验取得了较好的效果。

试验结果表明，采用调整后的反冲洗参数，由于每一次的反洗效果较彻底，使每一次滤料再生后的起始压差均能降到一个较低的水平（低温过滤运行 4 个 半 月 ， 起 始 压 差 均 保 持 在 10kPa以 下）。 说明采用先小强度反洗后再大强度反洗的核桃壳滤料再生工艺，可以解决核桃壳正常过滤状况下的低温滤料再生问题。

2.1.2 气水反冲洗技术

气水反冲洗再生方式是用高速的气体冲击剥落和去除粘附在滤料上的污染物，同时高速的气体能够彻底击碎滤料污染块，将击碎的破碎污染物冲起来带出罐外；因此气水反冲洗再生能够去除污染滤料上的表面粘附物，且具有温度影响小的特点。

图2是采油二厂南五区三元污水处理站污染滤料采用常规水洗再生烘干后的照片，滤料呈整体团块状态，说明滤料没有达到再生效果；图3是南五区气水反冲洗再生后的滤料烘干照片，滤料呈现流砂状态，滤料再生彻底。

图2 常规水洗烘干后的滤料

图3 气水反洗烘干后的滤料

南五区三元污水处理站用常规水洗再生一年以上已经严重污 染 （污 染 成 分 总 量 占 滤 料 的 14.7%）的滤料，再经过15次气水反冲洗后，污染滤料中的核心成分非滤料粉末状物质和有机物大幅度减少，见表1。

可见，气水反冲洗技术可有效解决砂滤罐反冲洗不彻底的难题，是低温滤料再生的关键技术之一。

表1 二种再生方式的滤料污染成分分析数据

2.1.3 提温反冲洗技术

单 独 将 反 冲 洗 水 由 低 温 30～35 ℃ 升 高 到60℃，对过滤滤料进行提温热洗，提温反冲洗试验情况见表2。

表2 滤料提温热洗（60 ℃）和常规反冲洗（40 ℃）滤料分析数据

数据表明，常规反冲洗前后滤料含油量下降0.34%， 去 除 率 仅 为 3.34% ， 含 杂 量 下 降 0.42%， 去除 率 为 11.57%，滤 料 再 生 效 果 差，说明 反 冲 洗 时 油污和杂质仍粘附在滤料上，且不能随反冲洗水一起外排。而提温热洗后，滤料含油量、含杂量分别下降 7.32% 、 1.77% ， 去 除 率 分 别 为 74.4% 和 55.1% ，与常规反冲洗相比，滤料含油量、含杂量去除率分别 提 高 了 71.1%和 43.5%。

滤料的提温反冲洗适用于核桃壳、石英砂、纤维球等各种类型过滤罐的低温滤料再生。

2.2高效低温破乳剂的研制

近年来国内外研发的低温破乳剂多数是针对稠油低温脱水开展的，而针对石蜡基原油研发的低温破乳剂较少，特别是围绕高含水采出液和接近原油凝固点的低温破乳剂还没有研发出来。因此，高效低温破乳剂的研制对降低大庆油田低温脱水联合站或转油站原油脱水温度和破乳剂用量，以及降低原油脱水生产成本具有重要意义。

该低温破乳剂是针对石蜡基原油研制的，是一种适用于高含水原油采出液的低温型原油破乳剂，该剂主要由多种表面活性剂复合而成，低温条件下具有良好的润湿性能和足够的絮凝与聚结能力，能在低温条件下较快地分散到高含水原油采出液中，从而达到快速破乳和油水分离的效果。现场试验结果 表 明 ， 破 乳 温 度 由 40 ℃ 降 至 35 ℃ 左 右 ， 在 保 持加药量不变的情况下，游离水脱除水相含油量降到平均 219mg/L， 油 相含水量 6%，外 输 油 含水量 平均值 0.18%，各项脱水技术指标合格，取得了较好的脱水效果和经济效益。

2.3优化系统运行

1）破乳剂 加 药点前 移，提 高 破乳效 果 。在 破乳剂投加量不变的基础上，将破乳剂加药点迁移至转油站，通过管道破乳，延长破乳时间，提高破乳效果，以改善污水站来水水质，降低污水处理难度。

2）适量投加絮凝剂，提高沉降和过滤效果。由于污水中细小的悬浮固体增多，过滤罐的截留作用相对变差，通过在污水沉降处理段投加一定量的絮凝剂，使污水中的细小微粒通过絮凝的吸附、捕捉、电中和等作用，形成微絮状物，以增加污水中悬浮固体的颗粒粒径，进而提高沉降分离效果；同时，进入后续过滤后，形成微絮凝过滤，通过提高滤层过滤精度，达到改善过滤效果的目的。

3）根据滤 料 污染状 况，调 整 反冲洗 次 数。 由于实施低温污水处理后，过滤负荷加剧，滤料污染的可能性加大，可根据滤层压差的变化，缩短滤料反冲洗周期，加密反冲洗次数。若滤料污染严重，可在反冲洗水中投加滤料清洗剂，实施滤料化学再生，但投加滤料清洗剂将对出水水质产生不利影响。

4）加强沉降设备收油管理，提高沉降空间。实施低温污水处理后，由于系统运行温度在原油凝固点附近，造成沉降设备收油困难，特别是在冬季运行时，收油更加困难。因此，应利用夏季运行的有利条件，及时收油；冬季运行时，根据油层厚度，可适当提温收油，以减少油层厚度，保证油水分离的有效空间。

3 结论

1）通过多 年 科研攻 关和工 业 化现场 试 验， 大庆油田形成了一整套低温采出水处理工艺技术，使含 油 污 水 由 40 ℃ 左 右 降 至 34～36 ℃ ， 利 用 现 有 工艺条件通过简单的工艺改造，实现油田采出水在原油凝固点附近的低温达标处理。

2）通过过 滤 罐反冲 洗系统 改 造，采 用 变强 度反冲洗、气水反冲洗以及提温反冲洗等技术，使各类过滤罐满足低温运行及低温再生的需求。

3）研 制 的低 温 破 乳 剂 DE1036 解 决了 在 原 油 凝固点附近进行油水破乳的技术难题，降低了脱后污水的含油量，实现了低温条件下的油水分离。同时，通过破乳剂加药点前移至转油站，增加了破乳时间，提高了破乳效果。

4）通 过 适量投 加 絮凝剂 ， 在提 高 沉降分 离 效果的同时，在过滤罐形成微絮凝过滤，提高了过滤精度，改善了过滤效果。

[1]宋承毅,古文革,舒志明.大庆油田采出液低温集输处理工艺技术研究与应用[J].石油石化节能,2012,2(12):8.

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.006.001

2013-03-02）

宋承毅，教授级高级工程师，1982年毕业于华东石油学院油气储运专业，获学士学位，1997年毕业于大庆石油学院化工机械专业，获硕士学位，中国石油天然气集团公司高级技术专家 ， 长 期 从 事 采 出 液 低 温 集 输 与 处 理 工 艺 技 术 研 究 工 作 ， E-mail：songchengyi@petrochina.com.cn， 地 址 ： 黑 龙 江 省 大 庆 市 让 胡 路 区 西苑街42号，163712。