第九章地面集输系统

第九章地面集输系统油气集输是将油井生产出来的原油、伴生气和其他产品，在油田上集中、输送和必要的处理、初加工，将合格的油、气输送到首站。它是油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。油气集输研究的对象是油、气生产过程中原油及天然气的收集和输送问题。然而，我国油田分布较广，每个油田所处的自然环境、社会环境不同，油藏性质、油藏能量、开发部署、工艺条件、油井产品构成，油气物理性质、油气组成都有很大差别，矿场的油气集输工艺也多种多样，本书仅以稠油油田的油气集输为主要研究对象进行介绍。原油集输与处理工艺一、稠油集输工艺原则将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程称为集输流程。一个合理的集输流程，必须立足于油田的具体情况，如油气水的性质（含水、含腊、含盐、粘度、凝固点、轻质馏份含量、初馏点、油气比等等），开发方案，开采方法，外输方式，自然条件等。根据油田的不同情况，在所设计的流程中要妥善解决以下工艺问题：能量利用，集油集气方式，油气分离，油气计量，油气净化，原油稳定，密闭集输和储存，易凝原油和稠油的输送方式，加热与保温，以及管线的防腐等。具体要求是：1)尽可能满足采油的生产要求，保证采输平衡，采多少，输多少，达到油田平稳生产。2)流程的适应性强，即既能满足油田开发初期的生产要求，又便于在开发的中、后期当生产情况变化时，进行流程的调整和改造。3)要尽可能降低集输过程中的油、气损耗量。4)充分利用井口的剩余能量，减少流程中的动力和热力设备，节约电能和燃料。5)采用先进的工艺和设备，保证油、气、水的净化符合要求，提供合格产品，搞好“三废”综合利用，防止环境污染。6)流程中各项设备仪表化、自动化，便于集中进行自动控制和管理。根据稠油的特点，决定其不能采用稀油的集输工艺，稠油物性差异很大，因此，亦不能采用一套集输工艺。20多年来，结合生产实践，开展一系列的科研攻关，形成了不同类型稠油的集输工艺和配套技术，经过生产实践考验，证明是成功的。1.布站原则1)油气集输各类站场按输油、输气的用户方向，确定集输方向，尽力避免流向迂回，节约能量。2)出油、集油管线可按下列三种原则布置：（1）生产井与计量站间的出油管线呈幅射状布置，计量站处于中心，可使出油管线线路最短，适合于平原及地物、地貌比较简单地区。（2）出油、集油管线沿地形方向由高到低，布置计量站、油气分离站场处于低处，充分利用地形高差能量。适用于丘陵坡地。（3）出油、集油管线沿低地山谷敷设。适用于山区。3)出油、集油管线的路径，要避免因地形起伏而产生油气滑脱，增加摩阻损失。4)各类油气站场与其它设施的相对位置应避开主导风向，且在较开阔易于使油气扩散的地方；其区域性安全距离应符合油田建设设计防火规范的要求。5)各种管网宜于与道路、电力线、通信线（缆）绿化带成廊带布置。6)在油气站场的一个或两个方向留有扩建的地方，管廊带要留有新敷设管线，增设副管的位置。7)油气站场的位置应靠近道路、电源、水源、通信线的接点，助有利于排除地面雨水的地方。稠油粘度大，油气比低，因此管输阻力要比稀油大得多，特稠油采用计量接转站—联合站大二级布站方式；一般稠油则采用计量站—计量接转站—联合站三级布站方式。超稠油采用自压平台、泵中心平台和集中脱水处理站的布站方式。2.集输流程将油气集输各单元工艺合理组合，即成为油气集输系统工艺流程。组合的原则是：1)油气密闭输送、处理，各接点处的压力、温度、流量相一致。2)井产物是自然流入油气集输系统，流量、压力、温度瞬间都有变化，流程中必须设有缓冲、调控设施，以保证操作平衡，产品质量稳定。3)油气集输各单项工程所用化学助剂，要互相配伍，与水处理过程中的杀菌、缓蚀等药剂也要配伍。4)自然能量与外加能量的利用要平衡。经试验研究确定一般稠油采用单管加热及掺活性水集输流程；特稠油采用掺稀油集输流程。超稠油采用恒温输送、静态沉降流程。二、稠油集输工艺1.单管加热集输流程1)单管加热集输流单管加热集输流程见图9-1。图9-1单管加热集输流程单管加热集输流程系油井产出液中不掺入其它介质的一种集输流程。主要适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。2)流程的特点（1）流程简单，方便管理。（2）集油管线采用适当放大管径低速输送（流速不大于0.5m/s）。我们知道，集油管线的压力损失与管径的4次方成反比，因此，适当放大管径能有效的减少集油管线的压力损失，也就相当于降粘输送。（3）投资少。2.掺活性水双管集输流程1)集输流程掺活性水集输工艺流程，主要用于3000mPa·s＜υ50<5000mPa·s的稠油。流程图见图9-2。图9-2掺活性水集输工艺流程2)流程特点（1）回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，充分利用水资源。（2）建立掺水片站，即联合站来水进片站一次升压，而后由片站分配到其他站及本站管辖井进行掺水，从而减少了建泵数量，节约投资和减少电耗量。（3）掺加药的活性水，有一定的降粘作用，稠油50℃粘度可降到400mPa·s左右。但其主要是形成润湿边壁，实现降阻输送。（4）掺水比为1.8：1～2:1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。（5）不足之处是：掺液量较大，增加集输负荷；油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象，易结垢。3.掺稀油双管集输工艺流程1)集输工艺流程由于掺活性水流程适应不了粘度大于10000mPa·s的特稠油，又进行了掺油降粘的试验研究，并于1982年在高升油田进行工业试验，取得了显著效果。为掺稀油降粘集输工艺技术的推广应用，提供了可靠的经验和设计依据。经过不断的完善配套，使这一技术更加成熟，并在国内其他油田推广应用。在研究集输工艺的过程中，又总结出了计算掺稀油降粘的经验公式：lnlnμa=Χlnlnμb+（1—Χ）lnlnμc(9-1)式中：Χ—稀油掺油比；μa，μb，μc—分别为混合油、稀油、稠油的粘度（50℃）mPa·s。公式说明了稠油粘度愈大、稀油粘度愈低，降粘效果愈好。实践证明该公式误差10%左右，足以满足集输工艺计算要求。表9-1给出了不同粘度的稀油，在不同掺比情况下的降粘效果。表9-1不同粘度稀油，不同掺油比例的降粘效果（50℃）稠稠油粘度mPa.s混合油粘度mPa.s掺油比稠：稀500100020003000500010000稀油粘度201.0:0.51321892673264175771.0:0.71001341792102573341.0:1.07494118133156191稀油粘度401.0:0.51872743984926409061.0:0.71512082843394215601.0:1.0120155199229271339稀油粘度101.0:0.31402133224071.0:0.672971281501.0:1.0435365732)工艺流程简介（1）计量接转站,见图9-3。计量接转站具有集油和掺油二个部分。集油部分：井口产出液通过集油管线经接转站阀组间，单井计量后进分离缓冲罐进行油气分离（压力0.2～0.4MPa）,再经升压、计量、加热后输至联合站。掺油部分：稀油从联合站输来，经缓冲、升压、加热、计量后经分配阀组分配到其它掺油站（不再升压只加热）和本站管辖的掺油阀组，经掺油管线输至井口，在出油阀后掺到油井产出液中。掺油压力2.0MPa左右。在油井处，还可通过套管将稀油掺到井下，解决井筒降粘。图9-3掺油接转站工艺流程1-井口；2-计量分离器；3-分离缓冲罐；4-外输泵；5-流量计；6-外输加热炉；7-稀油分配阀组；8-稀油加热炉；9-掺油泵；10-稀油缓冲罐；11-外输；12-掺油；13-外来稀油；14-外输气；15-加药（2）联合站，见图9-4。联合站亦具有稠油、稀油二部分。稀油部分主要具有从稀油区输来的稀油（净化油）的计量、储存、升压、加热、计量分配（输到各掺油片站）等作业内容。稠油部分主要具有来油计量、加热、脱水、净化油储存、升压、计量、加热、外输等作业内容。图9-4掺稀油集中处理站工艺流程来油计量阀组合；2—一段加热炉；3—三项分离器；4—脱水泵；5—沉降管；6—脱水加热炉；7—电脱水器；8—净化油罐；9—稀油分配计量阀组；10—稀油加热炉；11—外输泵；12—流量计；13—稀油缓冲罐；14—掺油泵；15—燃料气；16—净化油外输；17—稀油进站；18—污水去污水处理站3）工艺流程特点掺液比小（稀：稠=0.2：1），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。稠油与稀油混合均匀，降粘效果稳定。流程灵活，即可从井口掺，又可在井下掺。井下掺稀油可使不正常生产的稠油井恢复正产生产，并可提高稠油产量，有的井增产达40%左右。开发配套了一系列高效设备，保证了集输工艺技术的实施应用。①TLB稠油输送泵，泵效最高达75.5%②高效热管炉和轻型快装陶纤毡加热炉（炉效90%）③稠油三相分离器采用新型分离元件，增强了分离功能，提高了稠油油、气、水的分离效果。④新型稠油电脱水器稠油掺稀油降粘集输工艺技术，经过20多年的应用和不断完善改进，使它更加成熟，使稠油实现了管道密闭输送，在世界亦是首创。为我国的稠油开发建设做出了贡献。三、超稠油集输工艺对于超稠油的输送方式有多种，有汽车拉运、单管热输、稀释降粘管输、乳化管输等等。采用汽车拉运方式，不但需要大量的运输车辆和司装人员，还需要畅通的交通道路，此种运输方式交通安全性差，环境保护性差，运输费用高。此方案只能用在个别边远井。采用稀释降粘管输，需在超稠油中加入稀油等稀释剂，改善其流变特性，该种输送方式需在管线起点设置稀释降装置，运行费用较高。采用乳化管输，需在超稠油中加入碱性化合物或表面活性剂水溶液，形成水包油型乳化液，降低了管路输送时的摩阻，但乳化液到达管路终点后，需改变温度或剪切条件，再加入适量的破乳剂进行破乳脱水。该种输送方式需在管线起点设置乳化装置，管线终点设置破乳装置，运行费用也较高。采用单管热输，需要考虑油品的特殊性：粘度大、含胶质沥青质高。由于管道输送过程中存在温降，原油粘度会随温度的降低而大幅度下降，使管道输送阻力迅速提高，从而造成输油泵外输压力急剧提高，毁坏输油泵机组，因此每种输送方式都存在一定的困难，必须采取有效的技术措施，保证输油管线安全稳定运行。为此，辽河油田针对超稠油如何输送的难题，进行了大量的室内和现场试验，获得了成功，经生产实践证明，管线运行安全可靠。1.超稠油集输流程由于超稠油粘度大，原油流动性极差，因此其采油工艺均采用初期为蒸汽吞吐，后期为蒸汽驱抽油机采油，油井布置均采用丛式井布置，地下井距根据油品流动性的不同其距离也不等，地面则建立油井平台，每个平台以2口以上不同数量是油井为一组。根据各油井平台产量、井口回压和距下一油井平台的距离不同，油井平台设三种功能，即自压平台、泵平台和中心平台。自压平台流程就是利用井口回压将油井平台上原油直接压入泵平台（或中心平台、脱水处理站），实现自压功能，流程图见图9-5。泵平台流程是对依靠井口回压不能输油的平台，在油井平台上设立增压泵，将超稠油输至中心平台，实现平台的增压功能，流程图见图9-6。中心平台流程是将自身平台和泵平台、自压平台输送的原油汇集到一起，通过增压泵直接输至输油干线内，通过输油干线输至超稠油集中脱水处理站进行脱水处理，流程图见图9-7。图9-5自压平台工艺流程图图9-6泵平台工艺流程图图9-7中心平台工艺流程图2.伴热系统工艺流程由于超稠油粘度很高，常温状态下无流动性，因此，为了保证油井平台原油的正常输送和汽车拉运，需要采用换热介质为原油升温和设备及管线维温，选定采用无机介质作为油井平台换热介质，对高架罐伴热采用沸点较低气态运行的无机介质，依靠高架设备的高差进行自然循环；对地面井口及地面管线采用液态普通介质进行伴热，工艺流程见图9-8；脱水站采用换热介质采用传热性较好的高温导热油，其工艺流程见图9-9。图9-8平台伴热系统工艺流程图图9-9脱水站伴热系统工艺流程图3.超稠油集输工艺特点1）该系统流程操作简单、管理方便、运行费用较低。2）伴热、加热系统采用间接换热方式，避免了直接加热易结焦的事故发生。3）油井平台采用标准化、系列化设计。4.超稠油集输系统运行情况杜84、杜32两座超稠油集中处理站分别于1998年和2000年投产，辽河油田特油公司三区、四区管输工程于2001年10月投产，一区、二区管输工程于2002年5月投产。从运行情况看，超稠油集输和脱水系统各操作参数已达到设计要求，生产运行平稳，脱水后原油含水达到规范和用户要求。从此，结束了超稠油汽车拉油生产历史，方便生产管理，降低了操作费用。四、稠油脱水工艺由于稠油物性差异很大，因此有多种脱水工艺来满足不同区块的稠油脱水需要。1.稠油脱水工艺流程1）热化学沉降加电化学二段脱水的密闭工艺流程各站输来的含水60％～80％、温度50℃～60℃稠油，进联合站经计量后加热至70℃，进一段热化学沉降脱水罐脱水，使稠油含水达到30％以下，含水稠油溢流进缓冲罐，经脱水泵升压并经加热炉升温至70℃～80℃进二段电脱水器脱水，脱水后的净化油含水≤1.0％（符合《出矿原油技术条件》标准要求），脱水后的净化油进好油储罐，进泵升压经计量、加热后外输。若小站来油含有伴生气较多时，一段脱水可采用三相分离器；若含伴生气量不大时，三相分离器操作困难，采用大罐沉降脱水，并设置大罐抽气设施。这种脱水工艺的特点是使稠油集输、脱水完全实现密闭化，脱水精度高，其关键是电脱水器建立稳定电场。流程框图如下：图9-10典型脱水流程框图2）二段热化学沉降脱水工艺流程各小站输来的含水60％～80％、温度50℃～60℃稠油，经计量后进加热炉升温至70℃，进一段热化学沉降脱水罐脱水，使稠油含水达到30％以下，而后经泵升压后进加热炉升温至70～80℃，进二段热化学沉降罐沉降脱水，使净化油含水≤1.0％，净化油溢流进好油储罐，而后经泵升压并经计量、加热外输。这种流程主要用于不含伴生气的稠油，其特点是操作简单、可靠，其关键是沉降时间、脱水温度、化学药剂的选择。3）超稠油脱水工艺流程超稠油脱水在集中处理站进行,采用两段热化学沉降脱水工艺，其中一段为动态沉降，二段为静止沉降，以有效延长沉降时间。管输原油进站计量后进换热器升温到85℃，然后进入到一段原油沉降罐进行沉降，沉降时间为24h，在进入换热器前加入一段沉降用破乳剂，破乳剂加入量250ppm。经一段脱水后的原油经脱水泵升压、二段换热器升温到90℃后进入到二段静止沉降罐内进行脱水处理，脱水时间156h，二次加药设在脱水泵前，破乳剂加入量300ppm。脱水后原油即可达到合格状态，合格油经外输泵升压、计量后外销至用户，其工艺流程见图9-11。这种超稠油两段热化学沉降脱水流程的突出特点是第二段沉降为静止沉降，沉降罐内出油口设浮动收油装置，保证出罐原油含水量为最低值。同时静态沉降罐与合格油储罐是相互交替使用的，在总罐容不增加的前提下可最大限度的增加沉降时间和储备天数。图9-11脱水处理站工艺流程图2.原油热化学脱水工艺原油热化学脱水是将含水原油加热到一定的温度，并在原油中加入适量的原油破乳剂，这种药剂能够吸附在油水界面膜上，降低油水界面薄膜的表面张力，从而破坏破乳剂的稳定性，改变乳状液的类型，以达到油水分离的目的。原油破乳剂的种类很多，在不同的油田由于原油性质不同，原油乳化程度不同，所以应该通过室内试验和现场工业性试验筛选效果最好、用量最少的原油破乳剂。1）原油乳状液的形成原油乳状液形成于油层开采的原油矿场集输整个过程之中。当油、气、水三相混合物由井底沿井筒油管举升到井口，经过油嘴的节流，以及集输管线、阀件、离心式油泵等的强烈搅拌，使水滴充分破碎成极小的颗粒，并为原油中存在的环烷酸、胶质、沥青质、石蜡、粘土和砂粒等“油包水”型乳化剂所稳定，均匀志分散在原油中，从而形成稳定的“油包水”型乳状液。此种类型的乳状液用符号“W/O”表示。此时，水是内相或称分散相，油是外相或分散介质，因外相液体是相互连接的，故又称连接相。乳化剂聚结在内相颗粒界面形成了比较牢固的界面保护膜，也称乳化膜。内相水滴直径一般在0.1至几千微米，稳定的原油乳状液中大多数的水滴直径小于50μm。2）原油破乳剂的破乳机理各种原油破乳剂的破乳机理归纳有以下四点：（1）表面活性作用破乳剂都具有高效能的表面活性物质，它们很容易吸附在油水界面上，降低界面膜的表面自由能，使形成“W/O”型乳化液变得很不稳定。界面膜在外力作用下极易破裂，从而使乳状液微粒内相的水突破界面膜进入外相，从而使油水分离。（2）反相作用原油乳状液是在原油中憎水的乳化剂作用下形成的，俗称“W/O”型乳化液，采用亲水型的破乳剂可以将乳状液转化为“W/O”型乳状液，借乳化过程的转换以及水包油型乳状液的不稳定性而使油水分离。（3）“润湿”和“渗透”作用破乳剂可以溶解吸附在油水界面的胶质、沥青质等天然乳化剂，还能降低原油粘度，而且还能透过薄膜与水饱和，形成亲水的吸附层。这样，有利于水滴碰撞时的合并，达到水滴下沉。（4）反离子作用由于原油乳状液中分散相的水滴表面上吸附了一部分正离子，使分散相往往带有正电，他散相的水滴之间互相排斥，水滴难于合并。如果在原油中加入离子型的破乳剂，它们吸附在不滴表面上并将正电荷中和掉，使水滴间的静电斥力减弱，破坏受同性电保护的界面膜，使水滴合并从油中沉降下来。3）原油破乳剂的分类破乳剂分为离子型和非离子型两大类。（1）离子型破乳剂又分为阴离子型、阳离子型和两性离子型等类别。如烷基苯磺酸钠（代号As、通式R-）起活性作用的是阴离子故称阴离子活性剂。又如季胺盐活性剂在水中离解：起活性作用的是阳离子故称阳离子活性剂。（2）非离子型破乳剂非离子型破乳剂是以环氧乙烷、环氧丙烷等基本有机合成原料为基础、在具有活泼氧的起始剂的引发下，有催化剂存在时按照一定反应程序聚合而成的。它的分子量多在1000-10000之间，具有较高的活性和较好的脱水效果。例如聚氧烷基醇（代号）、聚氧烷基多胺（）等破乳剂、脱水效果都很好，基本上可满足我国原油脱水的需要。与离子型相比，非离子型化学破乳剂有如下优点：①用量少，每吨原油用量约20-50；②不会产生沉淀，一般不会因与油水混合物中的盐类和酸类起化学反应而在设备和管路产生沉淀；③脱出的水中含油少，非离子型化学破乳剂仅破坏“W/O”型乳状液，破乳剂一般不生成“W/O”型乳状液，脱出水较清，水中含油少；④脱水成本低，虽然非离子型破乳剂的单价高，但其用量仅为离子型破乳剂的几十分之一，使原油脱水成本降低，所以非离子型破乳被广泛用于油田脱水上。非离子型破乳剂按溶解性可分为水溶性、油溶性和部分溶于水，部分溶于油的混合溶性三类。①水溶性破乳剂，如SP169、SAE等可根据需要配制成任意浓度的水溶液使用，无须象油溶性破乳剂那样用昂贵的甲苯、二甲苯等溶剂油稀释。破乳脱水后，剩余的破乳剂仍留在污水中，通过污水回掺而继续发挥作用。②油溶性破乳剂，如RA101、DAP2031、VH6535、POI2420等。其特点是不会被脱出水带走，且随着水的不断脱出，原油中的破乳剂的浓度逐渐提高，对脱除原油中的水更有利。所以油溶性破乳剂可使净化油含水率降低，但脱出污水含油率稍高。③部分溶于水，部分溶于油的化学破乳剂，如AP、AE，能增加使用的灵活性。根据现场使用经验：原油含水超过40%时，油溶性破乳剂使用效率高，水溶性破乳剂使用效率略差。4）原油破乳剂的优选热化学脱水工艺对原油破乳剂有下列要求：（1）有较强的表面活性，有良好的润湿能力，有很高的絮凝和聚结能力。（2）破乳温度低，破乳效果好。（3）用量少，成本低。（4）对金属设备管路不产生强烈腐蚀和结垢，对人体无毒、无寄存器，非易燃、易爆。（5）破乳剂应有一定的通用性，即原油乳状液性质改变时仍能保持较高的脱水效果。一种原油破乳剂要完全满足上述要求往往是困难的。对取长补短，可将两种或丙种以上的破乳剂以一定比例混合构成一种新的破乳剂，其脱水效果可能高于任何一种单独作用时的效果。这种现象称为破乳剂的协同效应或复配效应。实验室对化学破乳剂的优选取是工业性先用的依据。在实验室试验应采用通用的瓶试验法，参照石油行业标准SYJ281-90《破乳剂使用性能检验方法》中的规定进行。其方法是在若干个带刻度的玻璃瓶内装入数量相同、险去游离水的待处理原油乳状液的试样。所有试验由参加优选的破乳种类而定，并增加一、二个玻璃瓶作不加破乳剂的对比试验。所有试样都放入恒温水浴内加温至略低于工业脱水装置的运行温度。然后，用移液管把各种破乳剂依次注入试样瓶内，注入数量、浓度条件应相等，一般为50-100ml/L。将各瓶试样以同强度的机械搅拌或振荡，搅拌时间相同，在恒温下静置沉降。每隔一定时间，观察并记录各试样内脱出水量、脱出水的颜色、油水界面层的厚度等参数。为了评价破乳剂的优劣，对同一种原油作对比试验时应考虑以下各项脱水性能：①脱水率在一定的静置沉降时间内原油中脱出水量与原有含水量之比。②出水速度在单位静置沉降时间内（一般为20-40min）脱水率的大小。③油水界面状态原油乳状液油水分层后，有的油水分明，界面清楚；有的油水间存在油包水或水包油型乳状液过渡层。随着时间的延长，有的过渡层能自行辣薄或消失，有的则很难消失，一盘不选用难于消失过渡层的原油破乳剂。④脱出水的含油率单位质量脱出水与所含原油的质量之比称脱出水含油率。含油率小则可防止原油流失和辣轻污水处理的负荷。脱出水含油率愈小愈好，一盘应小于0.05%。⑤最佳用量原油脱水率不完全与破乳剂用量成正比，用量到了一定程度后，原油脱水率不再提高，在脱水温度下，达到规范要求的原油脱水率所需破乳剂的最小用量称为最佳用量。所以破乳剂的最佳用量应愈小愈好，一般应为20×106-50×106。⑥低温度脱水性能若在较低温度下（一般在45℃左右）化学破乳剂有较好的脱水性能，则可降低集输管路和脱水设备的工作温度，从而节省燃料和降低蒸发损耗。5）热化学脱水的加药部位选择破乳剂加入部位既要注意充分发挥药剂效能，又要考虑管理方便。加入部位可在井口。计量站、集中处理站等集输流程各个环节。从发挥药剂效能来说，在油井井加入最好，这样可以从根本上抑制油包水型乳化液的生成；在计量站或接转站加药可起破乳剂降粘剂作用，若在脱水站加入中能坡破乳作用。从管理角度出发，在脱水站和接转站加较方便。在井口加破乳剂，效果最佳，但管理环节和管理点增加较多，管理不便。在集输流程中何种环节加入破乳剂应根据原油性质条件和工艺流程的需要确定。但最低限度必须保证破乳剂与含水原油在进入脱水设备之前充分混合。在井、计量站、接转站加入破乳剂，由于输送过程的搅拌混合作用，完全可以混合均匀。但在脱水站加破乳剂则应尽量在进站阀组处加入，加入点距脱水容器一般不小于50m，当采用特殊混合设备时，距离可以缩短。6）破乳剂的加入方式以往加破乳剂曾采用天然气压送，或用计量泵输入等方式。通过多年实践，天然气压送不易控制排量，加入量波动大、浪费破乳剂，影响脱水效果，不宜采用。近年来一般采用计量泵加药，此方法具有泵体积小，便于维修，控制加入量比较准确等优点。配制破乳剂溶液应采用密闭的药剂罐，不宜采用敞口破乳剂药箱。有些脱水站破乳剂溶液配制罐已取消，采用微型柱塞泵直接打原液，效果也很好。7）药剂罐的选用药剂罐的大小主要是从方便操作和经济实用来考虑。容积太小则配液频繁，太大也不经济，一般考虑每八小时配一罐破乳剂溶液。脱水站一般选用φ1200mm×3800mm或φ600mm×1500mm两种规格双罐切换操作。8）破乳剂罐管线安装要求破乳剂罐工艺安装设计，一般需要考虑以下几点问题：（1）破乳剂罐应与冷水、热水管线连接，满足稀释破乳剂所需要的温度，一般稀释温度在40℃-50℃。（2）破乳剂罐应设液位显示，压力表和溢流放空及灌注破乳剂的漏斗和截止阀，并设有破乳剂罐的清扫排污管线。3.稠油脱水工艺配套的主要设备1）三相分离器借鉴国外的先进经验和技术，研制开发了高效的三相分离器，其分离元件具有减速、消泡、稳流、聚结等功能，处理后油中含水10％左右，水中含油＜350ppm，气中10μm的液滴100％除掉。在分离器底部设置了水力除砂机构。2）电脱水器稠油电脱水器是在稀油电脱水器基础上研制开发的。脱水器规格为Ф3800×16000，处理量80～120m3/h，进口原油含水＜30％，净化油含水可达到1％左右。该脱水器的特点：·具有电极板器外可调机构，根据稠油物性情况，随时调节电极板间距，以保证脱水质量。·设有接地电极板，使其与油水界面形成弱电场，使高含水原油先经过该区进行预脱水，以保证上部强电场深度脱水的稳定性。·其它新型稠油电脱水器的应用，大大改善了稠油净化油质量。3）加热炉油田应用的加热炉有多种型式，热效率70％～80％，压力损失比较大，不适合稠油集输。根据稠油的特点，辽河油田开发了一种新型加热炉——热管炉，其传热方式及结构不同于一般加热炉，与相同热负荷的水套炉相比，热效率提高了10％以上，达到85％以上，更主要的是压力损失减少了60～80％，非常有利于稠油集输需要。目前设计了500kW，700kW、800kW、1200kW、1500kW等多种规格，初步形成系列。第二节含油污水常规处理技术含油污水处理概述含油污水处理是油田地面集输工艺不可分割的重要组成部分。原油开采已进入高含水期，合理、经济地解决含油污水问题已成为油田一项重要的研究课题。目前，稠油污水主要出路：一是油田开发注水，将稠油污水调到稀油区块，或稠油注水开发区块注水，保持地层压力。二是用于热采湿蒸汽发生器，稠油污水经深度处理后，达到热采湿蒸汽发生器给水标准，替换热采湿蒸汽发生器所用清水，具有可观的经济效益，在国外已有二十余年的历史，但在我国却刚刚起步。三是回掺，稠油集输有时为降低粘度，增加流动性，在井下或井口需要掺水，针对不同的原油物性，可直接掺水，也可加入表面活性剂，变为活性水回掺，为降低能耗，这部分污水一般不需要深度处理。四是无效注水，即回灌废层。如果认真选层，一般不会造成地下水体污染，但无效注水运行成本较高，同时也浪费了水资源。五是排放，随着环保法律的健全，污水回用技术的发展，排放的水量将越来越少。1.稠油污水的水质特性稠油污水与稀油污水相比，最大的特点是，稠油污水的成分复杂，含有多种有机和无机物质，增加了稠油污水的处理难度。1）无机化合物稠油污水中不仅含有大量的阳离子如Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+、Fe2+等和阴离子如Cl-、SO42-、CO32-、HCO3-等，它们会影响稠油污水的缓冲能力、含盐量和结垢倾向，而且还含有少量的不同的重金属化合物，如Cr，Cu，Pb，Hg，Ni，Ag和Zn等。另外有些稠油污水中还含有微量的放射性化学物质如K40，U238，Th232，Ra226。镭可以与钙、钡、锶等离子共沉形成碳酸盐和硫酸盐垢。有关稠油污水中放射性化学物质的含量文献中报道的很少，然而稠油污水中重金属含量报道较多，见表9-2。表9-2稠油污水中重金属的含量重金属典型数据(μg/L)范围(μg/L)Cd500-100Cr1000-390Cu8000-1500Pb5000-1500Hg30-10Ni9000-1700Ag800-150Zn10000-50002）有机化合物稠油污水中自然存在的有机化合物主要分为四类，即脂肪烃和环烷酸、芳香烃、极性化合物和脂肪酸。在不同的油田，这些化合物的相对含量和分子量分布变化很大。表9-3给出了稠油污水中溶解性有机物含量的典型数据。表9-3稠油污水中有机物含量有机物典型数据(mg/L)范围(mg/L)脂肪烃（<C5）10-6脂肪烃（≥C5）50-30芳香烃BTEX80-20环烷烃1.50-4极性化合物酚类51-11脂肪酸30030-800注：BTEX是指苯、甲苯、乙苯和二甲苯稠油污水中脂肪烃和环烷烃的含量范围较宽，碳原子低于5的脂肪烃极易溶解于水中，是主要的挥发性有机碳。芳香烃化合物和脂肪烃化合物构成了稠油污水中所谓的碳氢含量，而极性化合物和脂肪酸化合物通常称为其它有机物。芳香烃化合物特别是苯，甲苯，乙苯和萘，它们溶解于水中，构成了稠油污水中的溶解性化合物。同时也发现稠油污水中含有少量的聚核芳香烃。极性化合物如酚类通常溶于水，但在原油或冷凝液中通常含量不高，因此稠油污水中的极性化合物浓度通常要低于芳香烃含量。脂肪酸特别是乙酸极易溶于水，因此稠油污水中含有较高浓度的脂肪酸（大约1000mg/L）3）化学药剂在采油过程中投加了大量的化学药剂，这些化学药剂具有重要的作用，如：降粘、缓蚀、阻垢、防泡、防蜡、杀菌等、破乳、混凝、脱水。不同的油田，即使同一个油田，不同的采油厂，它们所采用的化学药剂的类型和数量都不同。有些化学药剂为纯净化合物如甲醇，另外一些为溶于溶剂的或共溶的表面活性剂。根据这些化学药剂在油、气和水三相中的相对溶解度，不同的化学药剂都将进入油、气、水三相，只不过其浓度不同而已。表面活性剂可以进入任何液相，但是在采油过程中有些表面活性剂要被消耗。因此要准确评估这些化学药剂的数量和类型是非常困难。表9-4给出了油气田所采用的典型化学药剂的类型和浓度。表9-4油气田采出水中的化学药剂化学药剂油田浓度（mg/L）气田浓度（mg/L）典型数据范围典型数据范围缓蚀剂42-1042-10阻垢剂104-30—破乳剂10.1-2—聚电解质20-10—甲醇20001000-15000已二醇1000500-2000注：1.缓蚀剂主要为酰胺化合物和米唑啉化合物；2.阻垢剂主要为磷酸酯化合物和磷酸化合物;3.破乳剂主要为烷氧基树脂、聚已二醇脂和烷基苯磺酸盐；4.聚电解质主要为聚酰胺化合物此外，稠油污水的典型特征还有：⑴稠油污水的油水密度差小。稀油即低密度原油的密度在880kg/m3以下，而稠油平均密度为950kg/m3，一些特超稠油的密度为990kg/m3以上，其原油的微粒有时可长期悬浮在水中；⑵稠油污水中的胶质和沥青质具有天然乳化性质，易形成以微小的油粒为中心的水包油乳状液，给稠油污水的破乳增加困难；（3）稠油污水具有较大的粘滞性，特别是在水温低时更显著；（4）稠油污水具有较高的温度，在开发过程中为降低原油粘度往往将温度提高到70~80℃，而稀油的输送温度在50℃左右。由于稠油密度高、粘度大、胶质和沥青质含量高，造成原油与水的密度差异小；胶质和沥青质具有天然乳化性质，给水中油珠凝聚增加困难；从水中分离出的原油粘度高、流动性差，给原油回收也造成困难。因此稠油污水的处理是比较困难的。2.污水的常规水质分析表9-5是辽河油田某联合站的水质检测结果，由此可知，稠油污水乳化油和溶解油含量较高，BOD5/CODcr小于0.2，这说明该含油污水可生化性较差，属于难降解的有机污水。表9-5辽河油田某联合站的水质检测结果序号项目单位数据1油mg/L3252CODCrmg/L6453BOD5/CODCrmg/L＜0.24悬浮物mg/L2615矿化度mg/L26806总溶解性固体mg/L32107电导率μm/cm3.5×1038Cl－mg/L5909PH值/8.610硬度（以CaCO3计）mg/L38511碱度（以CaCO3计）mg/L121012硫化物mg/L0.1513溶解氧mg/L0.514Na++K+mg/L59115Ca2+mg/L39.516Mg2+mg/L17.117总铁mg/L0.0818SO42+mg/L480二、常规污水处理技术稠油污水有别于其他类型油田污水，处理难度较大，因此处理工艺也比较复杂。污水常规处理技术主要以去除油和悬浮物为处理重点，达到一般注水标准，用于油田注水。主要处理方法有：混凝沉降、斜板除油、浮选、过滤等方法。1.稠油污水处理一般原则目前油田污水中油的处理主要是根据Stocks公式进行设计的，油珠上浮速度与油水密度差成正比，与油珠直径平方成正比，而与水的粘度成反比。因此稠油污水处理难易程度还与生产过程中对油珠分布状况的改变以及对油、水密度、粘度的改变等因素有密切的关系。针对稠油污水黏度大、油水密度差小、乳化严重、水温高、水质水量变化大、处理难度大的特点，认为高效净水药剂的研制和开发是稠油污水深度处理的基础和关键。强化前段除油效果，减轻后段过滤系统的压力，使整个工艺技术合理、紧凑和高效；同时必须充分考虑污水的均质均量，避免来水对整个工艺流程造成冲击。①强化调节池的功能。由于稠油污水油水密度差小以及水质水量变化较大的原因，因此强化调节池的功能显得非常重要，可以在调节池中布置曝气装置，对稠油污水进行预曝气，这将有利于提高油水密度差，有利于浮油的去除，有利于水质的稳定，有利于去除稠油污水中挥发性的有机物。②加强高效净水药剂的研制和开发。由于稠油污水乳化严重，为使油、水分离，破乳是先决条件。因此高效净水药剂的研制和开发是稠油污水深度处理的基础和关键，为使高效净水药剂发挥其高效的破乳功能，应通过实验来确定最佳投药量、加药点、搅拌方式以及反应时间等。③选择适合稠油污水处理的装置。为强化稠油污水处理效果，工艺流程中必须采用高效的油水分离设备，如斜板隔油和溶气气浮等设备。但它们也必须在投加高效的净水药剂以及保持良好的水力条件下方能发挥预期的作用。④稠油污水处理流程与原油脱水工艺应统筹考虑。原油脱水的水质对稠油污水处理效果的影响很大。原油脱水用的破乳剂与污水处理所采用的药剂应有良好的配伍性。另外应保证脱水中油含量的稳定性。⑤稠油污水处理工艺流程应紧凑、合理、高效以及耐冲击。由于稠油污水水质水量变化较大，因此高效、紧凑、合理以及耐冲击的工艺流程就显得极为重要。2.重力分离理论基础大多数常用的水处理设备靠重力作用使油珠颗粒与水连续相分离。油珠颗粒比它排出的同体积水滴轻，所以有个浮力作用在油滴上，上浮时会受到油珠颗粒穿过水层时产生的阻力。当这两种力相等时，油珠颗粒恒速上浮，可按Stockes定律计算：(9-2)式中——油珠颗粒的浮升速度，m/s;——油珠颗粒直径，m;——污水的密度，kg/m3;——油的密度，kg/m3；——污水的动力粘度，Pa.s； ——重力加速度，m/s2；从这一简单的公式可得出几点结论：①滴直径越大，其直径平方值越大，由此其纵向运动速度越快。也就是说，油滴直径越大，油滴浮升到集油面所需的时间越少，这样的含油污水越容易处理。②油滴与水相的密度差越大，油滴纵向运动速度就越快。也就是说，原油越轻，这样的含油污水越容易处理。③温度越高，水的粘度越低，油滴纵向运动速度就越快。也就是说，这样的含油污水在高温下比在低温下更容易处理。3.混凝沉淀隔油技术 沉淀隔油的方法是目前我国应用比较广泛的一种污水处理方法，它是将含油污水打入隔油池或沉降罐内，利用油、机械杂质与水的比重差异使它们分离，达到净化污水的目的。但是，这种自然的重力分异通常进行得很慢，只能除去污水中的大部分浮油和一些大颗粒的机械杂质，而对于直径很小的乳化油颗粒和机械杂质颗粒处理能力却很小。解决的办法是向污水中投加一种合适的化学药品即混凝剂，产生凝聚作用，来达到深度净化污水的目的。常用的混凝剂有硫酸铝、硫酸亚铁、聚合铝、铝酸钠、石灰及烧碱等。应该注意的是，不同的污水水质，应选用不同的混凝剂。在实际生产过程中，应根据各自不同的污水水质情况，优选最佳混凝剂。4.斜板分离技术 斜板除油的基本理论是“浅池理论”，但这种理论忽略了紊流、进出口水流的不均匀性、油珠颗粒上浮中的絮凝等因素，认为油珠颗粒是在理想的状态下进行重力分离的。“浅池理论”认为在沉淀池有效容积一定的条件下，重力分离除油设备的除油效率是其水平横断面面积的函数，而不是水深的函数。因而从原理上讲，沉淀池宜采用大的表面积以及较浅的水深。减小除油设备的分离高度，可以提高除油效率。在其他条件相同时，除油设备的分离高度越小，油珠颗粒上浮到表面所需要的时间就越短。因此在油水分离设备中加设斜板，增加分离设备的工作面积，缩小分离高度，从而可提高油珠颗粒的去除效率。理论上加设斜板不论其角度如何，其去除效率提高的倍数，相当于斜板总水平投影面积比不加斜板的水面面积所增加的倍数，当然实际效果不可能达到理想的倍数，这是因为存在着斜板的具体位置、进出水流的影响、板间流态的干扰和积油等因素。稠油污水处理中采用的斜板技术的工艺参数及设备选型等方面都与其他类型污水有所不同，斜板之间的间距不能过小，否则会引起堵塞。Kenawy等对标准横向流斜板除油罐的设计进行了改造，将斜板采用震动的方式提高油水分离的效果，并且将斜板之间堵塞的可能性降到最低。现场试验结果表明：在没有投加任何化学药剂的情况下，当进水含油大于150mg/L，可将粒径大于60μm的油颗粒全部去除。斜板除油装置基本上可以分为立式和平流式两种，在油田污水处理中常用的是立式斜板除油罐。5.气浮分离技术浮选是向含油污水中通往空气（或天然气）使污水中的乳化油粘附在气泡上，随气泡一起浮升至水面。为了提高浮选效果，可向污水中投入少量浮选剂（即表面活性剂或起泡剂），以降低污水的表面张力。乳化油能被空气浮选的原因，是因为水不能润湿石油产品。当把空气通入含油污水。由于油——空气界面的界面能小于油、水界面的界面能，油粒就有粘附在气泡上的趋势，以减小界面能。当油粒与气泡接触时，就牢固地附着在气泡上，随着气泡浮升。由于乳化油本身的密度小于1kg/m3，当粘附在气泡上后，油的上浮速度可大大增加。例如，粒径1.5μm的油粒单独上浮时，速度小于0.001mm/s，当粘附在气泡上后，因气泡平均上浮速度可达0.9mm，所以油粒上浮速度增加约900倍。浮选是靠气泡使污水中的乳化油从水中分出，所以浮选的效果与气泡的分散度有密切的关系。气泡的分散度越大，则单位体积总表面积也就越大，气体和油粒碰撞和粘附的机会就越多，浮选效果就越好。另外，水质和温度也也影响浮选效果，因为含油污水中往往含有一定量的表面活性物质，它可以降低污水的表面张力而使气泡分散度增大，这是有利的一面；但当污水中表面活性物质的数量超过一定限度，又会造成严重乳化，带来不利的影响。污水的温度，关系着水中空气的溶解量，根据享利定律，空气在水中的溶解度与所受压力成正比，而与温度成反比。当水温升高时，空气在水中的溶解度就相应降低。气浮油田污水净化技术就是设法往水中通入或在水中产生微细气泡，使其附着到油珠和固体颗粒上一起上浮到液面，然后采用机械的方法撇除。由于气浮法的除油效率高、停留时间短，在世界各油田得到广泛应用。根据制取微细气泡的方法不同，气浮法主要分为溶气气浮法、机械碎细气浮法和电解凝聚气浮法。通常浮选最常用的气是空气、CO2、、N2和天然气。在油田水处理中优先使用天然气，以使浮选器和下游设备免遭氧的腐蚀。1）溶气气浮法溶气气浮法工艺主要有真空气浮法和加压溶气气浮法两种形式，其中后者应用最为广泛。在真空气浮法中，气浮池是一个密闭的池子。在运行时，首先将需要处理的水在常压下曝气，让空气达到饱和状态，然后再向气浮池抽气，使池上部成真空状态，这时溶解在水中的空气因气浮池表面的压力低于常压，溶于水中的空气遂以细微气泡溢出来，溢出空气量则取决于气浮池表面上负压的大小。真空气浮法的主要不足之处有二：⑴该法可能得到的空气量是受到能够达到的真空度限制的，一般运行真空度在40kPa汞柱，故可溢出的微气泡数量是很有限的；⑵需要很复杂的设备来保持分离区的真空状态，这给运行与维修都带来困难。因此该法已逐步由加压溶气气浮法所取代。加压溶气气浮法是目前应用最广泛的一种溶气气浮法，其实质就是在一定的压力下，将空气溶入水中，并使其达到指定压力状态下的饱和值，然后将过饱和液突然降至常压，这时溶解在水中的空气即以非常细小的气泡释放出来。这些数量众多的细微气泡与欲处理污水中呈悬浮状态的颗粒产生粘附作用，使这些夹带了无数细微气泡的颗粒的比重小于水而产生上浮作用。在加压溶气气浮法中，由于采用的溶气方式不同，可以有两种不同的溶气系统：水泵-空压机加压溶气系统和水泵-射流器加压溶气系统。水泵-空压机加压溶气系统是利用加压水泵提供压力水（压力一般为0.3~0.6MPa）与空气压缩机提供的压缩空气，一起送入压力溶气罐中进行气-水的接触溶解，使空气溶入水中，未溶解的空气由罐上部的放气阀排放。空气在水中的溶解度则取决于压力的大小以及溶气罐的内部构造形式。水泵-射流器加压溶气系统是利用加压水泵（压力一般为0.3MPa）提供的压力水流经高效射流器时，由于射流器的高速射流所形成的负压，从大气中吸入空气，在射流器的混合管内高速水流与吸入的空气相互掺混、切割，使气体分散成无数细小气泡，然后气水混合体进入压力容器，在压力容器中进行接触溶解，并将剩余空气与水分离，从而完成了溶气过程。空气在水中的溶解度取决于水泵的扬程和高效射流器的设计及在压力罐中的布置。加压溶气气浮有三种可供选择的基本流程：全溶气流程、部分溶气流程和回流加压溶气流程。全溶气流程是将整个入流液进行加压溶气，再经过减压释放装置进入气浮分离区进行固液分离的一种流程。该法与其他两种流程相比，其缺点为电耗要高于其他流程，由于未加入溶气水，故气浮池的容积可小些。部分溶气流程是将部分入流液进行加压溶气，而其余入流液则直接进入到气浮池。该法比全溶气式流程节省电能，同时因加压水泵所需加压的溶气水量与溶气罐的容积也只为全溶气方式的一部分流量与容积，故可节省一部分设备。但是由于部分溶气系统提供的空气量较少，因此如欲提供同样的空气量，则部分溶气流程就必须在较高的压力下运行。回流加压溶气流程是将部分澄清液进行回流加压，而入流液则进入气浮分离区。经加压溶气后的回流水经释放器后和絮凝后的水相混合进入气浮分离区进行固-液分离。在压力释放装置中，加压水压力降至常压，溶气水中将以微细的小气泡（20~100μm）形式释放出来。这些微气泡与悬浮颗粒相粘附，并浮升至水面。浮渣可用设在表面的刮渣装置加以刮除，澄清的水由气浮分离区底部的集水系统引出。由于回流水而造成的附加流量大，故其容积应比全溶气式和部分溶气式系统的大些。加压溶气气浮装置结构简单，操作方便，占地面积小，形成的气泡直径小，除油效率可高于99%。浮渣和污泥的含水率都较低，污泥长时间放置不流淌，这是其它几种气浮工艺所不能比拟的。2）机械碎细气浮法机械碎细气浮法在油田污水处理中应用较晚，但却是应用比较广泛的污水处理技术。在机械碎细气浮法处理油田污水中，采用机械混合的方法把气泡分散于水中。机械碎细气浮法主要分为叶轮式和喷嘴式气浮法两种。叶轮式气浮法是近几年国外采用最多的气浮污水净化技术，1960年第一台在长滩油田采用的机械碎细气浮装置便是叶轮式气浮污水净化装置。在叶轮式气浮装置的运行中，污水流入水箱，叶轮旋转产生的低压使水流入叶轮。叶轮旋转，把水通过叶轮周围的环行微孔板甩出，于是装叶轮的立管形成了真空，使气从水层逸出进入立管，同时水也进入立管，水气混合，被一起高速甩出。当混合流体通过微孔板时，剪切力将气体破碎为微细气泡。气泡在上浮过程中，附着到油珠和固体颗粒上。气泡通过水面冒出，油和固体留在水面，形成浮渣，用刮渣板撇除，气体又开始循环。叶轮式气浮污水净化装置有两个流体通路：气体通路和液体通路。另外分为三个不同的区：混合区、气浮区和浮渣区。气体从气浮室的上部气顶进入液体中，这就是气体通路。同时液体从气浮室下部向上循环，这就是液体通路。液体向上循环到两相混合区与气体混合，混合区对于该工艺非常重要，必须注入足够的气体，在足够量的剪切力下破碎为微细气泡，使气泡与油珠和固体颗粒附着。即气泡在混合区与液体充分接触，形成附着有气泡的油和固体絮凝体。气浮区要充分平衡，这样絮凝体才可上浮并从液体中分离出来。气浮区紊流过大会使气泡与絮凝体分离，甚至污染物会重新乳化到水中去。因此，在气浮区要把紊流降到最小程度，形成适于絮凝体上浮并从装置中去除掉的流型。在叶轮式气浮装置中，实际上仅有一部分用于气浮和分离。在气浮区，油珠和气泡的有效密度和直径必须适合快速分离，因此要在混合区达到要求的密度直径。也就是说，油珠直径必须充分大，油珠与气泡的接触率要高。由于气泡与油珠和固体颗粒之间的相互作用受到表面化学的影响，因此通常都通过添加混凝剂、浮选剂和发泡剂的办法，加快油珠和固体颗粒的絮凝效果，提高絮凝体与气泡的附着力。WEMCO和PETRECO气浮污水净化系统是世界各油田污水处理中采用的比较多的两种叶轮式气浮污水净化装置。第一台在长滩油田采用的便是WEMCO。PETRECO是在WEMCO的基础上发展起来的。与WEMCO相比，PETRECO具有以下优点：⑴PETRECO只装3个固定的不用马达驱动的撇油装置，每个撇油装置仅由刮渣板和可调阀门组成，使用中基本上不用更换和维修，而WEMCO的撇油装置则由20个组件组成，造价较高，容易损坏，因此还要备件；⑵PETRCO的叶轮直接由马达驱动，运行安全可靠，即使需要保养，也可将整个转子包括马达和叶轮取出，非常方便。而WEMCO的叶轮是由马达通过三角带驱动，若不经常保养，三角带会松，因此叶轮转速降低、溶气量不足，影响除油效果；⑶PETRECO的每个气浮室都装有控制阀，控制进气量，且布气装置也优于WEMCO，因此除油效率较高，应用比较广泛。3）电解气浮法电解气浮法的基础是将正负相间的多组电极安装在水溶液中，在直流电的作用下，在正负两极间产生氢和氧的细小气泡。为了产生气泡，最初是用铝或钢制的耗损电极，维修工作量大，更换电极的费用高，同时还造成长时间停工。近年来，已研制了用二氧化铅覆盖钛板的材料制成的具有长寿和耐久性的电极。电解气浮法所需的电能是经过变压器和整流器后，向电极提供5V-10V的直流低压电源。电解气浮法所需的电能大部分取决于溶液的导电率和极板之间的距离，在电解气浮法中，最大的费用在于变压、整流装置和电能的消耗。电解气浮法产生的气泡尺寸非常小，比分散空气气浮法，甚至比溶气气浮法的气泡都要小，因为在电极上产生的细微气泡上升时没有引起紊动，故该法特别适用于脆弱絮状体的情况。电解气浮法的表面负荷通常低于4m3/m2·h。电解气浮法到目前为止主要用于工业废水处理方面，处理水量约在10~20m3/h。由于电耗及操作运行管理，电极结垢等，因此较难适用于大型生产。6.颗粒填料过滤法（GMF）颗粒过滤是采用颗粒状滤料介质处理水中悬浮固体和油类等的一种工艺过程。过滤器填料形式多样，常用的颗粒状滤料有石英砂、赤铁矿石、石榴石、花岗岩、无烟煤和核桃壳等。颗粒过滤的最大特点就是当滤料失效后，可以用反洗的办法恢复滤料性能，继续使用。颗粒过滤在给水处理等行业使用已有很长的历史，技术发展已经很完善。在污水处理中使用历史则较短，特别是油田污水的过滤处理是近30多年发展起来的新技术。由于水中含有原油，使油田污水的过滤处理变得更为复杂，因而使用给水过滤处理的概念和设备往往效果很差。特别是稠油污水中油的特性使这些过滤器往往难于达到理想的技术和经济指标。究其原因主要是由于稠油污水中的原油对滤料产生污染所导致的。过滤不仅能去除悬浮固体，也会使原油颗粒直径变大，即大家熟知的“粗粒化”聚结过程。稠油污水中含有较高的蜡质成分、沥青胶质成分等，过滤时这类物质会附着在滤料上。生产实践证明，要清除这类物质很困难，用一般的“水反洗”方法不能达到滤料再生的目的。因而随着过滤时间的推移，“反洗”效果越来越差。最后过滤罐再也不是一级处理设备，失去了处理能力。传统的油和悬浮物去除系统（IGF和GMF）存在的主要问题是：（1）对油含量变化的冲击适应能力较差；（2）出水质量不稳定。因此人们一直在研究如何提高颗粒过滤器性能。加拿大所有稠油污水处理都是采用GMF去除水中细小的油和悬浮物，尽管GMF一直用于其它含油污水的处理，但是GMF用于稠油污水处理的设计参数并不能套用其它含油污水处理的设计参数。1985年至1988年期间，加拿大污水技术中心（WTC）进行了以下研究：（1）调查GMF处理稠油污水的运行效果，（2）改进和优化GMF的运行工况，（3）开发工艺监控系统。这些实验包括室内试验和现场试验，室内试验主要采用人工配水，现场试验用水为IGF出水。该研究的主要结论为：（1）添加化学药剂有助于提高GMF的出水水质；（2）大部分过滤器的有效过滤高度仅为100mm；（3）双滤料过滤器比单一滤料过滤器效果要好。除了以上WTC进行的工作以外，各大油公司及有关研究机构还对不同形式的过滤器进行了实验，其中之一就是采用核桃壳作为滤料的深床过滤器，采用机械搅拌提高滤料清洗的强度和运行效果。另外一种过滤器就是聚结过滤器，采用疏水材料作为滤料，将细小的油滴聚结增大，利于分离。通常油公司进行的实验是与设备厂家合作完成的，主要是针对一些特殊的问题进行研究，这些实验获得的数据通常未公开发表。总而言之，对不同形式的GMF进行的实验表明，任何一种过滤器都不是十全十美的，在价格和性能方面都没有绝对的优势。如果需要进一步的改进，就要研制开发新的可供选择的技术。我国在颗粒过滤器方面的研制起步较晚，但已取得了长足的进步，与国外相比主要差距是自动化程度不高，过滤器的结构包括滤料结构、布水结构等方面还有很多需要改进的地方。十多年来我国油田污水处理工艺中一直采用砂滤，而砂滤存在很多弊病，滤后水质不好，个别站还出现滤后水质不如滤前水质的反常现象。滤层使用数月就被污水中的原油浸透，严重时还污染垫层和配水系统，许多站运行一年左右就需要更换滤料，有的站滤料板结，有的站滤料层垢成一个整体，使过滤装置完全失去作用。滤层中的有机物和原油促进细菌繁殖生长，堵塞滤层，严重时还造成对金属的生物腐蚀。需要指出的是，颗粒滤料过滤器一般都是与重力油水分离器如斜板隔油池和气浮池等结合使用，任何颗粒滤料过滤器的进水水质都有一定的范围，如果前段除油效果不好，即使后段过滤系统很长，稠油也会逐渐吸附在各个过滤器中的滤料上，造成滤料板结、滤速降低、出水水质变坏等现象，加快了滤料的失效，使整个过滤系统失灵。尽管可采取加大反冲洗强度、延长反冲洗时间、增加反冲洗次数和投加化学清洗剂等技术措施，但还是不能从根本上解决反冲洗不彻底的问题。实际生产过程中，不得不经常更换滤料，给生产管理带来了麻烦、增加运行成本。反之，如果前段除油效果好，进入后段过滤系统的油和悬浮物较低，那么过滤系统就可发挥其优越的除油和除悬浮物的功能，同时可简化后段工艺流程，确保出水水质达标。三、常规污水处理的工艺流程稠油污水常规处理工艺是“三段处理工艺”，即一段自然沉降或混凝沉降，二段浮选，三段过滤。主要油田常用的是重力过滤流程和压力过滤流程，一般来说这些流程能满足普通油藏注水水质要求。根据稠油含油污水特性和对水质的要求，形成以下处理流程：1.早期常规处理流程采用三段处理工艺，即一段自然沉降除油，二段混凝沉降除油、除悬浮物，三段石英砂过滤。原理流程如下：加杀菌、阻垢剂收油罐去脱水站脱水站来水一次自然沉降二次混凝沉降石英砂过滤加混凝剂外输吸水罐.图9-12常规处理流程2.近几年稠油污水站的处理流程目前，普遍采用四段或五段处理流程，即混凝沉降、API或CPI、（粗粒化）、浮选、粗滤、精滤，个别站采用多级过滤。原理流程如下：图9-13深度处理或稠油污水站的处理流程3.污水处理站规模及计算水量建设规模宜按处理站所辖区域规划采出水量与用水量的平衡计算决定。建设规模可一次或分期建设，其适应期一般为5—10a。处理站设计计算水量为：Q2=KQ/24+Q1（9-3）式中Q2——设计计算水量（m3/h）K——不均系数，K=1.05-1.10Q——设计规模（m3/h）Q1——自用回收水量（m3/h）主要处理设备及工艺管道应按Q2进行计算，且其中一个（或一组）停运时进行校核计算；当处理设备为两座时，校核流量宜按Q2的70%-80%计算。四、油田水净化剂在水的净化过程中，如果仅采用法如沉降、过滤等，还很难达到净化目的，因为微小颗粒或胶体沉降很慢，甚至不沉降，而油滴、细菌都严重影响过滤设备的正常工作。在污水沉降罐中加入净化剂可使油珠、机械杂质及其他悬浮物絮凝沉降，然后再经过滤，可以使污水较好地净化。用于净化的药剂包括无机混凝剂和有机高分子絮凝剂两大类，一般来说两者配合使用可以达到高效而又降低成本的净化目的。在深入讨论各类净化剂之前需要简要地介绍一些胶体化学的概念。1.胶体化学基础在油田污水中含有大量悬浮物和胶体。悬浮物是颗粒直径在10-4毫米以上的微粒，胶体是颗粒直径在10-6～10-4mm之间的微粒，是很多分子和离子的集合体。悬浮物在水的流速很慢或静置的情况下会自行沉降下来。各种悬浮物沉降的速度不一，这和悬浮物的性质有关，特别是和其颗粒大小有关，颗粒越小沉降越慢，当它们达到胶体大小时，实际上已不会自行沉降。水中胶体不易沉降的基本原因就是由于同类胶体带有同性电荷，相遇时互相排斥，因而它们不易碰撞和粘合，胶体不易沉降的另一原因是其表面有一层水分子紧紧地包围着，称为“水化层”，它们阻碍了胶体颗粒间的接触，使其保持微粒状态而不沉降。促使胶体凝聚的方法有以下几种：（1）加入带相反电荷的胶体，此时水中原有胶体和加入的胶体发生电中和，使两种胶体的电位都减少；（2）添加和胶粒电荷符号相反的高价离子，从而降低此胶粒的电位；（3）此外还可用增加溶液中盐类浓度的办法使胶体的带电层压缩，也就是说，胶体表面上的许多离子靠得更近，吸得更牢，使电位减小。在油田污水中加入净化剂是促使微小悬浮物和胶体沉降以便过滤的重要手段。2.无机混凝剂1）混凝原理混凝处理就是在水中投加一种名为混凝剂的化学药品，这种药品在水中会促使微小的颗粒变成大颗粒而下沉。我国劳动人民用明矾来澄清水已有几千年的历史，这就是一种古老的混凝处理技术。对于混凝剂处理，可以从两个方面来认识：一个是混凝剂本身发生水解，胶体的形成和凝聚的过程；另一个是水中杂质以中和、吸附和过滤等方式参与了上述过程。其结果是共同形成大颗粒而沉降。若以混凝剂Al2(SO4)3为例，当它投入水时，即进行电离和水解，生成氢氧化铝；Al2(SO4)32Al3++3SO42-Al3++H2OAl(OH)2++H+Al(OH)2++H2OAl(OH)2++H+Al(OH)2++H2OAl(OH)3+H+这个过程很快，通常在30s以内就完成了。Al(OH)3从水中析出时形成胶体，这些胶体在中性水中带正电荷。它们在反离子（如SO42-）的作用下渐渐凝聚成粗大的絮状物，然后在重力的作用下沉降。与此同时，还伴随着许多其他物理化学作用。(1）吸附作用。当氢氧化铝形成胶体时，会吸附水中原有的胶体杂质，这是混凝处理所以能除去水中胶体杂质的重要原因。(2）中和作用。在上述吸附过程中，如这两种胶体带的电荷相反，则由于异性电相吸和中和作用于，便促使它的粘结并析出。天然水中的自然胶体大都带负电，而混凝剂形成的胶体带正电，所以有中和作用。此外，在刚投入混凝剂时生成的Al3+，也有中和天然水带负电胶体的作用。(3）表面接触作用。当水中悬浮物量较多时，絮凝的核心可以是某些悬浮物，即絮凝在悬浮物的表面上形成。(4）过滤作用。凝絮在水中下沉的过程中，好象一个过滤网在下沉可把悬浮物带走。凝絮过滤网主要是由于氢氧化物的胶体在凝聚过程中相互结成长链，起了架桥作用，组成了许多网眼包裹着悬浮物和一些水分而形成的，也有的称之为“席卷作用”。由此可见，用硫酸铝处理水是一种较复杂的过程，常常混合有各种凝聚反应，故称为混凝处理。2）无机混凝剂铝的化合物作为混凝剂的铝化物包括铝盐、电解铝、聚合铝等，可作混凝剂的铝盐有多种，如硫酸铝(Al2(SO4)3·18H2O)、明矾(Al2(SO4)3·K2SO4·24H2O)和铝酸钠NaAlO2等。工业水处理系统中，常用的混凝剂是硫酸铝、氯化铝，因为它的含铝量比明矾高。氢氧化铝的混凝过程也可以不用铝盐，而用电解法来产生氢氧化铝。此法要用铝板为电极，正负极相隔3mm，通以低电压和大电流，并经常倒换正负极后，水中就开成氢氧化铝。电解法的优点是凝絮形成快且牢固，不受pH值影响，沉淀较好。缺点是电能消耗大。聚合铝是近年发展起来的无机高分子混凝剂。加铝盐的过程中影响絮凝效果的因素很多，任何一个因素的变动都会影响到出水的品质。由实践得知，铝盐的混凝作用，主要发生在当它形成了聚合度较高带适量电荷的高分子的时候。聚合铝就是将铝盐制造成将要发挥凝聚作用的形态，即制成一种以高分子氢氧化铝为基础的化合物，此高分子具有一定的聚合度，但只是达到正要发生吸附的阶段还尚未凝聚，这样，在用它进行水处理时，就免去了水解和形成胶体的过程，从而可很快发生吸附和中和等过程。聚合铝的优点是易于操作、混凝速度快和混凝过程受原水水质的影响小等。实际上聚合铝是一类化合物的总称，在这类化合物中包含有Al(OH)3，聚合成的无机高分子和其他组成物。水处理中常用的聚合铝是由碱式氯化铝聚合而成的，它的化学式可写成Aln(OH)mCl3n-m(n=1~5,m≤10)。聚合铝的制造方法很多。工业上生产的聚合铝，可以用炼铝的中间液（如铝酸钠溶液）或废铝灰为原料制成。聚合铝混凝剂的优点：①适用范围广。对低浊度水、高浊度水、有色水和某些工业废水等都适用。②用量少。按Al2O3计，对于低浊度水，其用量相当于硫酸铝的1/2；对于高浊度水，其用量可减少到硫酸铝用量的1/3~1/4。③操作容易。加药后水的pH值下降小，混凝的最优pH值范围广，一般pH=7~8都可以，低温时效果仍稳定。④形成凝絮速度快。⑤加药过多不会使水质恶化。(2）铁盐常用作混凝剂的铁盐，一般为硫酸亚铁(FeSO4·7H2O)，此外也可以用氯化铁FeCl3·6H2O和硫酸铁{Fe2(SO4)3}。用铁盐作絮凝剂时，其水解后胶体的形成和混凝等过程和铝盐相似。但当用(FeSO4·7H2O)时，水解产生的Fe(OH)2溶解度较大，混凝效果不好。所以必须在混凝过程中将Fe2+氧化成Fe3+，铁盐所适用的pH值范围很广，可自4~10。但只有当pH>9时，残留的铁含量才非常小。由于这些缺点，铁盐在油田污水处理中较少被采用。由于用铝盐在水温低时效果不好，为克服这一缺点，可以采用铁和铝盐混合处理，即先后加入氯化铁和硫酸铝。两者加入量的比例，FeCl3：Al2(SO4)3=1：1（重量），用这种方法处理时，氢氧化铝被氢氧化铁吸附，共同形成凝絮并沉淀。所以净化效果主要决定于氢氧化铁，因为它保留了氢氧化铁作为混凝剂的优点，如适用于低温，沉降速度快等。3.有机高分子絮凝剂以上介绍了传统的无机混凝剂，但是如果仅采用传统的无机混凝剂，不仅效率太低、用量大，而且是除油效果不好，同时需大量储存和运输，系统还会增加污泥，并促进腐蚀。本世纪60年代初期，国外开始研究用聚电解质絮凝剂处理废水和污水的新方法，这种新方法不仅使用简便，其絮凝效率比传统的无机混凝剂（如铝盐或铁盐）大几倍至几十倍，而且适合于处理各种各样的污水和废水。有机絮凝剂可以单独使用，也可以和无机混凝剂配合使用，目前用粒子间的架桥来解释有机絮凝剂的作用原理。有机高分子絮凝剂是水溶性的，在其分子中有数量很多（一万至数百万）的离子型和非离子型的表面积很大的基团，当它加入水中时，能强烈地吸附水中杂质微粒而产生凝絮。这是因为：第一，离子型基团用以破坏水中杂质的电性斥力，如果离子型基团所带电荷与水中杂质所带电荷相反，则可降低胶粒的ζ电位；第二，利用高分子物质的链状结构，起架桥作用而产生凝絮。当聚合物分子和胶体粒子相接触时，这些基团中的一部分吸附在胶体粒子表面，而将聚合物分子的剩余部分（延伸段）留在溶液中。如果有机高分子絮凝剂与无机混凝剂共同使用，则水中杂质微粒首先被无机混凝剂吸附，形成絮状物，这些絮状物又吸附在有机高分子的活性基团上，形成一个大网，在这大网沉降过程中，又夹带了沿途的杂质微粒共同下沉。共同使用的效果比有机絮凝剂和无机混凝剂分别单独使用的效果好。可以减少无机混凝剂用量，而有机絮凝剂用量仅1mg/L左右，而且沉降速度快。有机高分子絮凝剂按其聚合度分可分为低聚合度和高聚合度两类。低聚合度絮凝剂的分子量大红为一千至数万，高聚合度絮凝剂的分子量约为十万至数百万。如表9-6所示。表9-6高分子絮凝剂的种类分类高分子絮凝剂名称聚合度离子类型低聚合度（分子量约1000~数万）阴离子型羧甲基纤维素、藻朊酸钠等水溶性苯胺树脂盐酸盐阳离子型聚硫脲醋酸盐、聚乙烯氨基三氮茂、聚乙烯苄基三甲基胺氯化物等非离子型淀粉，水溶性尿素树脂等两性型动物胶等高聚合度（分子量约十万至数百万）阴离子型聚丙烯酰胺部分水解盐。聚丙烯酸钠等。阳离子型聚乙烯胺、乙烯吡啶共聚盐等非离子型聚丙烯酰胺、聚环氧乙烷等如按聚合物中基团的带电性质分，可分为阴离子型、阳离子型、两性型和非离子型。五、常用污水处理设备根据污水处理工艺不同，常用污水处理设备主要有重力分离设备、气浮设备和过滤设备等。1.重力分离设备含油污水处理的最简单的方式是在池或罐中进行简单的重力分离。被油污染过的水存储在罐或专门设计的池中，经足够的时间产生分离。通常重力分离要考虑到时间的要求，其结果是要求较大的罐或池，滞留时间甚至长达10h。在良好的分离条件下，放出水的含油浓度可达40-50mg/L。1）立式除油罐立式除油罐是一种重力分离型型除油、除悬浮物构筑物，其主要结构如图9-14所示。195764283195764283图9-14立式除油罐结构图1—进水管；2—中心筒；3—配水管；4—集水干管；5—集水总干管；6—出水箱；7—出水管；8—集水槽；9—出油管由原油脱水系统排出的含油污水经进水管流入罐内中心筒（混凝除油时为漩流反应筒），经配水管流入沉降区。水中粒径较大的油粒在油水相对密度差的作用下首先上浮至油层，粒径较小的油粒随水向下流动。在此过程中，一部分小油粒由于自身在静水中上浮速度不同及水流速度梯度的推动，不断碰撞聚结成大汕粒上浮，无上浮能力的部分小油粒随水进入集水管，经出水系统流出除油罐。油田含油污水处理多年统计资料表明，若除油罐进水中含油量不超过5000mg/L，自然除油的去除率可达95%以上；混凝除油的出水含油量不超过100mg/L，油去除率可高达98%以上。2）斜板除油装置斜板除油装置基本上可分为立式和平流式两种，如立式斜板除油罐和平流式斜板隔油池，在油田上常用的是立式斜板除油罐。（1）立式斜板除油罐立式斜板除油罐的结构型式与普通立式除油罐基本相同，其主要区别是在普通除油罐中心反应筒外的分离区一定部位加设了斜板组，如图9-15所示。图9-15立式斜板除油罐的构造图1—进水管；2—中心反应筒；3—配水管；4—集水管；5—中心柱管；6—出水管；7—波纹斜板组；8—溢流管；9—集油槽；10—出油管；11—排污管含有污水从中心反应筒出来之后，先在上部分离区进行初步的重力分离，较大的油珠颗粒先行分离出来，然后污水通过斜板区，油水进一步分离。分离后的污水在下部集水区流入集水管、汇集后的污水中由中心柱管上部流出除油罐。在斜板区分离出的油珠颗粒上浮到水面，进入集油槽后的油管排出到收油装置。常用的斜板规格有两种：一种是板长1750mm，板宽750mm，板厚1.5mm，每块板有6个波，波长130mm，波高16.5mm波峰处的夹角101°；另一种是板长1750m，板宽650mm，板厚1.2mm，每块板有11个波，波长59mm，波高28mm。为安装和检修方便，把斜板拼装成若干个斜板组块。斜板组块排列在除油罐内的钢支架上。立式斜板除油罐的主要设计参数如下：斜板间距80～100mm，斜板倾角45°，斜板水平投影负荷1.5×10-4～2.0×10-4m3/（s·m2）,污水在罐内停留时间1.3～2.0h，下降流速1.0～1.6mm/s，校核负荷不超过2.8×10-4m3/（s·m2），其他设计数据与普通除油罐基本相同。油田上使用的立式斜板除油罐的实践证明，再除油效率相同的条件下，与普通立式除油罐相比，同样大小的除油罐的除油处理能力可提高1.0～1.5倍。（2）平流式斜板隔油池平流式斜板隔油池是在普通的平流式隔油池中加设斜板组所构成的，如图9-16所示。这种隔油池一般是