李金永 馬文娟 薛李強(qiáng) 朱治國(guó) 張?zhí)m 苗彥平 牛忠曉

中國(guó)石油華北油田分公司第三采油廠

油田采出水處理主要通過隔油罐、除油器、過濾器等設(shè)備實(shí)現(xiàn)油水分離及懸浮物顆粒去除，其中隔油罐作為處理采出水油水分離的重要節(jié)點(diǎn)，在物理沉降和絮凝劑的綜合作用下實(shí)現(xiàn)油水分離[1]，當(dāng)隔油罐上部浮油液面達(dá)到9.2 m 時(shí)，可以通過固定位置的盤管收取浮油。目前華北油田第三采油廠里一聯(lián)含油污水處理站隔油罐上部浮油回收為固定式收油工藝，只有在罐中水位處于高液位并達(dá)到固定收油位置時(shí)才能將表面的浮油收取排出[2]。實(shí)際生產(chǎn)過程中隔油罐液面不易控制，當(dāng)隔油罐液位超過固定收油位置時(shí)，收取的浮油中含水率較高，增大了下游的污水處理負(fù)荷與難度；當(dāng)隔油罐液位低于固定收油位置時(shí)，浮油不能夠及時(shí)收取排出，造成浮油剩余；另外，華北地區(qū)冬季溫度低，產(chǎn)生的浮油容易形成凝固油堵塞收油槽，增加清罐工作量；需要兩名員工配合啟停收油泵，操作繁瑣；時(shí)常存在收油不及時(shí)、不徹底等情況，致使罐內(nèi)浮油停留時(shí)間較長(zhǎng)后形成老化油，嚴(yán)重增加水處理負(fù)荷，對(duì)水處理系統(tǒng)產(chǎn)生不良影響[3-4]。

因此，對(duì)隔油罐浮油回收裝置進(jìn)行改進(jìn)，提高收油效果和效率，保障生產(chǎn)和提高該節(jié)點(diǎn)的出水水質(zhì)，具有重要的實(shí)際生產(chǎn)意義。

1 連續(xù)收油裝置工作原理

連續(xù)收油裝置的主要工作原理是阿基米德浮體原理和液體旋流，收油裝置在浮子的浮力作用下，隨著沉降罐內(nèi)液位的變化上下圍繞一點(diǎn)做擺線運(yùn)動(dòng)；收油口位于液面下一定深度，隨著浮子的上下浮動(dòng)，在不同的液位高度來回運(yùn)動(dòng)，從而在收油口附近產(chǎn)生旋流，收取浮油并排放至罐外（圖1）。

圖1 收油裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of the oil recovery device

連續(xù)收油裝置無需外力驅(qū)動(dòng)，依靠浮子在液體中產(chǎn)生的浮力與水罐內(nèi)液體自身的壓力帶動(dòng)設(shè)備運(yùn)動(dòng)，并保證收油槽始終位于油水過渡帶設(shè)定的高度位置。該裝置可以及時(shí)收取儲(chǔ)罐內(nèi)的表面浮油，且不受罐內(nèi)液位高低的限制，表面浮油回收面積可達(dá)到95%以上，提高了油品回收效率。針對(duì)老儲(chǔ)罐進(jìn)行改造，可以降低高液位操作的安全隱患、出水含油量及收油含水率；操作過程無需人工監(jiān)控，方便快捷，一名員工可以獨(dú)立完成，減輕了員工成本與員工工作量；連續(xù)收油裝置檢維修周期可以達(dá)到十年以上，員工本人可以完成檢修工作。

2 連續(xù)收油技術(shù)核心功能

連續(xù)收油技術(shù)需要根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況，對(duì)不同負(fù)荷下的隔油罐整個(gè)受力系統(tǒng)進(jìn)行分析，然后對(duì)浮子、收油槽、回轉(zhuǎn)機(jī)構(gòu)、設(shè)備工藝等進(jìn)行設(shè)計(jì)，使之與傳統(tǒng)的固定收油工藝共存，并在此基礎(chǔ)上安裝伴熱裝置，解決冬季收油難、凝固油等難題。

2.1 受力分析

隔油罐中的采出水沒有絕對(duì)的油水界面（圖2），均以一定高度油水混合帶的形式存在[5]。連續(xù)收油裝置無需外力驅(qū)動(dòng)，靠浮子在液體中產(chǎn)生的浮力驅(qū)動(dòng)，確保收油槽需始終位于油水混合帶，帶動(dòng)整套設(shè)備運(yùn)動(dòng)，則在y 方向上需滿足重力系統(tǒng)受力平衡：

圖2 連續(xù)收油裝置在罐內(nèi)的結(jié)構(gòu)Fig.2 Structure of the continuous oil recovery device in the tank

實(shí)際生產(chǎn)中系統(tǒng)受力比較復(fù)雜，其中主要作用力有：收油槽自身重力與自身的浮力；浮子的浮力；空心管柱自身重力與自身的浮力；流體與管柱外壁間的摩擦力；收油槽、浮子與流體的摩擦力。

安裝連續(xù)收油裝置后，需滿足以下條件：

收油槽浮力+浮子浮力+管柱浮力=收油槽重力+浮子重力+管柱重力+綜合摩擦力

其中：收油槽浮力≈收油槽重力；管柱浮力≈管柱重力；因此，浮子浮力≈浮子重力+綜合摩擦力，浮子的浮力足以平衡整個(gè)系統(tǒng)的摩擦力和自身的重力。

2.2 浮子與收油槽設(shè)計(jì)

隔油罐中油水混合帶的含水率自下而上逐漸降低，混合帶的液體密度自下而上逐級(jí)減小。根據(jù)收油裝置收取浮油的含水率可以確定收油槽與浮子的相對(duì)位置，根據(jù)隔油罐的橫截面積與油水混合帶高度確定收油槽的體積[6]，收油槽體積計(jì)算公式如下：

式中：V為收油槽在空氣中的體積，m3；G為收油槽在空氣中的質(zhì)量，kg；ρ為油水混合液的密度，kg/m3。

浮子體積的確定原則：

（1）浮子在液面外體積占浮子本身體積的比例在1/3 至2/5 內(nèi)。

（2）浮油回收面積≥95%，收油含水率≤1%。

在浮子的底部安裝調(diào)整螺栓，調(diào)整浮子與收油槽的高度差（圖3）。調(diào)整螺栓頂部距離浮子底部的距離109 mm，保持收油槽始終距浮油液面以下深60 mm 左右或油水過渡帶的1/5。不同油田油質(zhì)不同，可以根據(jù)實(shí)際需求進(jìn)行調(diào)整，保證收油含水率達(dá)標(biāo)。

圖3 浮升機(jī)構(gòu)正視圖Fig.3 Front view of the floating mechanism

2.3 設(shè)備工藝設(shè)計(jì)

在華北油田的其他采油廠應(yīng)用過的連續(xù)收油裝置，采用橡膠軟管作為連續(xù)收油的輸油管，當(dāng)油質(zhì)不良、水中油量比較大時(shí)，易堵塞管道，影響設(shè)備的運(yùn)行。綜合考慮環(huán)境與經(jīng)濟(jì)因素，選擇碳鋼作為浮動(dòng)臂、回轉(zhuǎn)機(jī)構(gòu)、支架、浮子、螺栓、法蘭和出油管的材料，不銹鋼作為收油機(jī)構(gòu)的材料。根據(jù)里一聯(lián)2#隔油罐的內(nèi)部布局對(duì)其參數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì)：上回轉(zhuǎn)臂長(zhǎng)度7.235 m，下回轉(zhuǎn)臂長(zhǎng)度4.914 m，回轉(zhuǎn)臂管徑159 mm。收油臂安裝在中心反應(yīng)筒下部，安裝高度2 m，出油口管徑168 mm。該裝置的收油高度大于3.022 m，小于9.0 m，完全滿足生產(chǎn)需求。

2.4 回轉(zhuǎn)接頭設(shè)計(jì)

傳統(tǒng)的回轉(zhuǎn)接頭常存在偏置摩擦問題，回轉(zhuǎn)接頭偏置摩擦造成操作過程中經(jīng)常出現(xiàn)泄漏和起落管凡卡等機(jī)械故障，起落管放不下或起不來、抽空或油帶水。針對(duì)以上問題，選用滾珠做支撐，旋轉(zhuǎn)靈活無偏置；選用橡膠材料做靜密封圈?；剞D(zhuǎn)接頭安裝時(shí)遵循“軸轉(zhuǎn)軸套不轉(zhuǎn)”原則，即軸套連接固定端，軸連接旋轉(zhuǎn)端（圖4）。

圖4 回轉(zhuǎn)接頭結(jié)構(gòu)Fig.4 Structure of the rotary joint

2.5 防凍保溫設(shè)計(jì)

北方冬季氣溫低，沉降罐頂部原油容易結(jié)成一層硬蓋，造成連續(xù)收油裝置的收油槽和平衡浮子被卡，不能隨著液位上升或下降，影響收油效果。針對(duì)此問題，在原有的連續(xù)收油工藝基礎(chǔ)上增加伴熱裝置，通過伴熱裝置對(duì)凝固油進(jìn)行加熱，將凝固油層溶化成流質(zhì)態(tài)進(jìn)行二次收取，伴熱盤管始終浸沒于溶液表面，加熱油品。部分沉降罐中設(shè)有伴熱盤管，可以通過管內(nèi)熱水回流進(jìn)行油水過渡帶伴熱；沒有伴熱盤管的沉降罐，可以在浮升機(jī)構(gòu)下步安裝加熱線圈（圖5），通過電伴熱帶進(jìn)行加熱，在其外部包裹阻燃層，并通過溫度控制器保證實(shí)時(shí)控溫，對(duì)凝固油進(jìn)行加熱，避免老化油產(chǎn)生。

圖5 連續(xù)收油裝置圖Fig.5 Continuous oil recovery device

2.6 與固定收油工藝共存

里一聯(lián)2#隔油罐內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜，上水管和出水管占據(jù)了大罐部分空間，根據(jù)布水管之間的空隙，以隔油罐內(nèi)部中心筒為中心線，在罐內(nèi)空隙處均勻分布新建三組收油裝置。將支撐機(jī)構(gòu)固定在中心反應(yīng)筒下部，浮動(dòng)臂、集油管組均勻分布在罐內(nèi)閑置空間，罐內(nèi)之前的進(jìn)液裝置與出液口均正常運(yùn)行。該方案滿足了新建連續(xù)收油裝置的正常運(yùn)行，也保留了沉降罐內(nèi)部原有的固定收油工藝（圖6）。

圖6 安裝連續(xù)收油裝置后的罐內(nèi)結(jié)構(gòu)Fig.6 Structure of the tank after installing the continuous oil recovery device

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 連續(xù)收油裝置的使用情況

里一聯(lián)合站油區(qū)來水處理流程依次為：油區(qū)儲(chǔ)油罐中底水經(jīng)放水泵進(jìn)入水區(qū)隔油罐（里一聯(lián)合站有1#與2#兩級(jí)隔油罐），經(jīng)過隔油罐的混凝沉降作用，實(shí)現(xiàn)初步油水分離，污水進(jìn)入調(diào)節(jié)罐進(jìn)行下一步污水精細(xì)處理，隔油罐內(nèi)浮油通過連續(xù)收油裝置中的收油槽進(jìn)入回轉(zhuǎn)臂[7]，從排油管排出至收油緩沖罐，最終通過收油泵回收至油區(qū)壞油罐進(jìn)一步處理，現(xiàn)場(chǎng)流程如圖7 所示。

圖7 里一聯(lián)合站污水收油流程Fig.7 Sewage oil recovery process at Liyi Multi-purpose Station

2019 年1 月份在里一聯(lián)合站2#隔油罐安裝連續(xù)收油裝置，并對(duì)其進(jìn)行工藝改進(jìn)[7]，使其適應(yīng)該站場(chǎng)的實(shí)際生產(chǎn)條件，經(jīng)過3 個(gè)月的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，該裝置在不同液位下均可以實(shí)現(xiàn)收油，運(yùn)行狀態(tài)均良好（表1）。該裝置在2#隔油罐內(nèi)的理論收油高度大于3.022 m，小于等于9.0 m，與實(shí)際生產(chǎn)相符合。

表1 不同液位下的收油狀況統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistics of oil recovery conditions under different liquid levels

2017、2018 年隔油罐通過固定收油方式收油，當(dāng)液面達(dá)到一定高度時(shí)通過固定位置的盤管收取浮油，收油周期為7 天一次。2019 年連續(xù)收油裝置正式運(yùn)行后，將油水過渡帶的厚度控制在30 cm以內(nèi)，收油周期由7 天一次調(diào)整為3 天一次[3]，每10 天在隔油罐水處理出口進(jìn)行人工取樣，進(jìn)行含油量測(cè)定，并計(jì)算其水中含油去除率，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見圖8。

圖8 里一聯(lián)2#隔油罐出口含油量去除率統(tǒng)計(jì)Fig.8 Statistics of the oil content removal rate at the outlet of 2#Oil Separation Tank in Liyi Multi-purpose Station

里一聯(lián)合站進(jìn)液穩(wěn)定，油區(qū)放水含油量穩(wěn)定，每年含油去除率均低于隔油罐含油去除率的指標(biāo)，安裝連續(xù)收油裝置后，2#隔油罐的含油去除率大幅提高，由圖7 可知2017 至2019 年隔油罐平均含油去除率[4]分別為58.41%、57.41%、89.04%，連續(xù)收油裝置在里一聯(lián)2#隔油罐試驗(yàn)效果良好。里一聯(lián)合站隔油罐收油系統(tǒng)升級(jí)改造完成后，過濾器前污水含油量較之前同期對(duì)比降低50%以上，一定程度上降低了過濾器的負(fù)荷，減少了過濾器反沖洗與濾料更換的頻次，延長(zhǎng)了過濾器的使用壽命。

3.2 連續(xù)收油對(duì)綜合水質(zhì)的影響

影響里一聯(lián)合站管線腐蝕的一個(gè)重要因素是硫酸鹽還原菌（SRB），SRB 為嚴(yán)格厭氧菌，石油中的碳源可以為其提供自養(yǎng)的能量，油中含水率60%～80%的條件下可以大量繁殖，隔油罐長(zhǎng)期處于高液位運(yùn)行，收油不及時(shí)的情況下極易產(chǎn)生大量的SRB，嚴(yán)重腐蝕管線與設(shè)備；里一聯(lián)2#隔油罐內(nèi)的連續(xù)收油裝置正式運(yùn)行后，隔油罐出口含油量大幅降低，SRB 含量大幅減少，腐蝕速率顯著下降（表2），同時(shí)懸浮顆粒和其他雜質(zhì)相應(yīng)減少，遂2019年7 月對(duì)該站藥劑添加量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，將緩蝕劑、凈水劑的添加量縮減5%，其水質(zhì)依舊穩(wěn)定達(dá)標(biāo)。

表2 里一聯(lián)合站SRB 含量統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistics of SRB content at Liyi Multi-purpose Station

里一聯(lián)合站油區(qū)放水平穩(wěn)，含油質(zhì)量濃度穩(wěn)定保持在200 mg/L 以下，在2#隔油罐安裝連續(xù)收油裝置后隔油罐出口水質(zhì)均保持在含油質(zhì)量濃度≤20 mg/L、懸浮物質(zhì)量濃度＜10 mg/L，注水泵出口綜合水質(zhì)持續(xù)超額達(dá)標(biāo)。綜合考慮里一聯(lián)目前水質(zhì)與生產(chǎn)實(shí)際情況，決定于2020 年初停用1#隔油罐，并保持藥劑添加量不變，對(duì)該站水質(zhì)進(jìn)行跟蹤調(diào)查，試驗(yàn)結(jié)果如圖9 所示，其含油質(zhì)量濃度、懸浮物質(zhì)量濃度分別穩(wěn)定小于等于15 mg/L、5 mg/L，水質(zhì)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)。

圖9 2019 至2020 年里一聯(lián)注水泵出口水質(zhì)統(tǒng)計(jì)Fig.9 Statistics of the outlet water quality of injection pumps at Liyi Multi-purpose Station from 2019 to 2020

4 結(jié)論

（1）從里一聯(lián)2#隔油罐連續(xù)收油裝置安裝后兩年多的試驗(yàn)數(shù)據(jù)得出，該裝置收油高度可以達(dá)到3.0 至9.0 m，平均浮油回收率達(dá)到89%，老化油在罐內(nèi)通過加熱裝置實(shí)現(xiàn)二次收取，減少了產(chǎn)量損失；出罐水質(zhì)大幅提升，減少了緩蝕劑與凈水劑的用量，減輕了下一節(jié)點(diǎn)水處理負(fù)荷，減少了過濾器反沖洗與濾料更換的頻次，延長(zhǎng)了過濾器的使用壽命與清罐周期，降低了含油污泥的產(chǎn)生量。

（2）連續(xù)收油裝置安裝過程簡(jiǎn)單、不影響罐內(nèi)原有的其他工藝流程，運(yùn)行及維護(hù)成本低，日常操作簡(jiǎn)單，自動(dòng)化程度高安全可靠，適合在污水處理負(fù)荷不斷增加、崗位員工逐漸老齡化的污水處理站安裝使用，在綠色油田建設(shè)、自動(dòng)化站場(chǎng)管理方面發(fā)揮了積極的作用，具有廣泛的推廣價(jià)值和應(yīng)用前景。