CN114590925B - 油田站场油水污染物减量优化处理方法 - Google Patents

Abstract

本发明的油田站场油水污染物减量优化处理方法，是通过对容器污油进行加热，根据容器工艺和系统流程确定最佳供气管网；根据容器机械结构、污油泥减量化处理能力、污油回收管网以及加热系统运行状态，确定回收时率和处理量；综合污油回收能力、减量化处理能力以及外输油输送方向确定系统平均外输能力；根据实施污油回收容器类型确定油水分离装置是否实施沉降水回掺，实现各类容器内污油的高效回收，实现了对，能对站库容器内污油泥进行就地回收、就地处理、就地减量，实现污油泥不出站处理，大幅度降低成，较现有人工清淤及污染物治理成本降低40%，较机械化清淤成本降低近20%以上。

Description

油田站场油水污染物减量优化处理方法

技术领域

本发明涉及到一种油田站场油水污染物减量优化处理方法。

背景技术

随着油田开发方式的调整，站库油水混合物物化特性不断变化，由于受到絮状物、泥砂、乳化颗粒、油田助剂和机械杂质的影响，导致油水分离困难、污水处理水质不达标等问题。油田开发一方面加大各类化学助剂的研发与应用，另一方面加大各类容器的清淤力度，以保证原油脱水和污水处理的稳定。

但由于油田采出液物化特性呈现动态变化，原油脱水和污水处理工艺节点添加化学助剂配伍性存在不稳定性，且运行成本较高。综合分析油田生产运行成本以及各类化学助剂研发能力等因素，化学助剂应用处于瓶颈期。而各类容器的清淤成为保证站库运行稳定的有效措施之一。

因油田站场污油凝固点普遍较高，以沉降工艺为主的各类容器由于存在热力条件差的弊端，污油凝结、固化现象较为普遍，导致污油回收困难、污水沉降空间缩小以及污水水质变差等问题。为保证污水系统稳定性，油田加大各类容器清淤力度，将沉积的固相污油以及污泥清除。现有油田站场容器清淤主要有以下三种模式：

一是人工清淤。将各类立式或容器液位降低至污染层界面，按照人工清淤程序将容器（池）内剩余大量固态原油（老化油）以及沉积物清除容器，并拉运至污油回收点或含油污泥处理站进行减量化及环保化处理。该清淤模式存在几方面缺点：1、处理总量大、施工周期长；2、污油出站，存在安全风险；3、从源头上不能有效解决油田站库原油回收困难实际问题；4、按照污染物产生、回收、环保化处理程序流程，污染物吨液处理成本较高。优点：施工技术难度较低。

二是机械化清淤。对具备收油工艺容器定期进行污油回收，通过联合站已建污油回收管网汇集至回收油罐。采用热化学+固液分离工艺技术，对收集的老化油以及过渡层污水进行脱附、脱杂质处理，回收原油粘度和水中悬浮物含量随之大幅度降低，从而为后续原油脱水和污水处理提供保证。该清淤模式存在几方面缺点：1、受到容器及管网热力条件不足的影响，容器内大量粘结的固态老化油难以回收，导致该技术模式不能实现污油彻底回收的目标；2、受到站库生产运行等因素的影响，施工周期较长，处理成本偏高；3、没有针对性的进行污油泥特性处理，采用减量化工艺，回收油水混合物物化特性不稳定，存在再次干扰原油脱水的风险；4、针对无收油工艺容器，不能实施污油的有效回收。该清淤模式存在几方面优点： 1、实现老化原油站内回收处理，保证采油厂既得利益；2、污油泥大幅度减量化处理，降低生产运行成本。

三是集成化机械清淤。采用车载移动机械设备，对油田大型原油储罐或大型容器进行机械化清淤。整体处理装置配备加热、污染物回收、固液分离、原油脱水、污水处理以及特性管网。通过特制高架的吸入管，在蒸汽配合下，实现容器内污油的回收。通过离心分离技术，实现原油杂质的脱除与回收；通过热化学技术装备，对回收污水进行杂质脱除。该清淤模式存在几方面缺点：1、针对小型的容器设备进行污染物处理，处理效率偏低，且运行成本较高2、受到复杂站场安全布局限制，存在不适应性；3、只适用于顶部有开放式固定检查口，且按照企业标准允许污油从顶部回收处理的容器；4不适宜高寒地区露天施工作业。该清淤模式存在几方面优点：1、自动化程度高；2、适用于大型容器连续化作业效率较高；3、模块化功能设计，可根据甲方需求对污染物减量化处理以及原油和污水的回收。

发明内容

本发明旨在于克服现有技术的不足，提供了一种油田站场油水污染物减量优化处理方法。

本发明的油田站场油水污染物减量优化处理方法，是通过污油回收技术以及污油泥减量化技术，实现各类容器内污油的高效回收，所述的各类容器包括污水沉降罐、回收油罐、污水回收水池，其是通过下列步骤实现减量优化处理的：

（1）、各类容器的加热：对容器污油进行加热，根据容器工艺和系统流程确定最佳供气管网；

（2）、容器内污油的回收处理：根据容器机械结构、污油泥减量化处理能力、污油回收管网以及加热系统运行状态，确定回收时率和处理量；

（3）、含水污油分离外输：综合污油回收能力、减量化处理能力以及外输油输送方向确定系统平均外输能力；根据实施污油回收容器类型确定油水分离装置是否实施沉降水回掺。

作为本发明的进一步改进，步骤（1）中的加热，针对有污油回收工艺的污水沉降罐，利用已建的收油管道及相关附属设施进行蒸汽供给和污油回收。

作为本发明的进一步改进，步骤（1）中的加热，针对没有污油回收工艺的容器，根据容器的结构，在来液管道上增设旁通或从容器顶部已建观察口安装临时工艺管道，实施蒸汽供给和污油回收。

作为本发明的进一步改进，步骤（2）中污油的回收，是利用站内现有污油回收工艺，在回收油泵出口控制阀门进行局部工艺改造，增加污油外输至减量化装置流程。

作为本发明的进一步改进，步骤（2）中污油的回收，对无收油工艺的容器，自行敷设临时工艺措施进行原油的回收。

作为本发明的进一步改进，步骤（3）污油外输，包括污油减量化处理部分、采用热化学调质，来降低油水混合物粘度以及界面张力。

本发明的油田站场油水污染物减量优化处理方法，能对站库容器内污油泥进行就地回收、就地处理、就地减量，较现有几类技术模式具有三个方面优越：

降本增效成果显著：采用“油泥不见面”方式，对容器内污油及过渡层进行加热、回收及处理，实现污油泥不出站处理。此创新技术显著改善站场运行状况，不仅在保证原油脱水稳定性前提下，实现污油回收效果显著，同时污水处理系统水质得到显著改善，回注污水含油率大幅度降低；而油田站场污染物处理成本大幅度降低，较现有人工清淤及污染物治理成本降低40%，较机械化清淤成本降低近20%以上；该项创新技术有效缓解油田污染物治理能力不足的现状，减量化率90%以上，为绿色油田发展提供创新性思路；创新技术是对油田原油输送安全管理的补充，保证油田既得利益；

弥补油田站场工艺缺陷：由于油田站场污水处理容器内热力条件差，造成污油不断聚集、粘结、固化，容器有效空间缩小，制约污水处理水质提升，造成油田运行成本的上升。因此采用新的热力补充实现老化原油的液化回收是关键。此项技术创新地针对容器污油的贮存点利用已建工艺管网进行热能补充，实现原油液化和回收，加热能耗低、效率高，并通过后续污油减量化工艺有助于回收原油的脱水。此创新技术是符合油田站库安全生产管理为前提，对污油回收工艺的优化和补充。实际运行中按照技术标准补充程序包，以保证生产运行规范性操作；

实现工艺管网的优化简化：根据“两个流程”，利用已建管网和各项临时措施，在保证容器内污油泥快速液化回收前提下，实现污油回收管网的优化简化，既保证技术服务的快速推进，同时也提升污油回收效率、降低运行成本。实际运行中按照技术标准补充程序包，以保证生产运行规范性操作。

附图说明

图1收油工艺容器蒸汽供给及老化油回收流程图；

图2无收油工艺容器蒸汽供给及老化油回收流程图；

图3无收油工艺回收水池蒸汽供给及老化油回收流程图；

图4老化油及过渡层回收处理机械化清淤流程示意图；

图5为加药处理装置结构示意图；

图6为装置脱水结构示意图。

具体实施方式

本发明的油田站场油水污染物减量优化处理方法，针对油田站场不同容器，通过污油回收技术以及污油泥减量化技术，实现各类容器内污油的高效回收，达到“原油不离站”目标的同时，保证油田站场原油脱水的稳定性以及提升污水处理水质。

本发明通过确定“一个关键”，捋顺“两个流程”，实施“三个步骤”完成污染物减量优化处理：

（一）确定“一个关键”就是分析清楚影响站内原油脱水及污水处理稳定的主要因素

采用电脱水工艺的脱水站，老化油和过渡层是干扰原油脱水的主要因素。一部分污染物来源于集输系统含水油，汇集在电脱水中，由于含有机械杂质、聚合物、沥青质和菌胶团等导电介质，从而干扰脱水稳定性。一部分老化油通过排污流程回收至污油回收储罐中；另一部分是在含油污水处理流程中，污油、悬浮物以及机械杂质在污水沉降罐、回收油罐、污水回收水池中不断汇集，形成老化油。这类受到热力不足因素影响，呈固态囤积，直接导致含油污水沉降时间随污油沉积量增加不断降低，造成污水原水含油率及悬浮物持续恶化。

通过上述问题分析，污水沉降工艺中污油高效回收将有效改善后续含油污水处理水质、降低过滤装置污染，因此 “一个关键”就是实施污水沉降罐以及回收水池内老化油的回收处理。

（二）捋顺“两个流程”就是针对沉降工艺设施如何完善临时流程实施精准清淤

1、热力供给工艺流程

蒸汽供给是决定污油回收质量和施工效率的关键。根据站内污油贮存的容器以及产工艺有两类，一类是具备污油回收工艺的容器，诸如：污水沉降罐；另一类是不具备污油回收工艺的容器，诸如：污水回收水池、回收水罐、反冲洗罐以及注水罐等。

（1）针对有污油回收工艺的污水沉降罐，如图1所示，利用已建的收油管道及相关附属设施进行蒸汽供给和污油回收，是提升污油加热效率和保证生产安全最有效的方法，具体措施如下：

供给流程方面：沿用收油工艺管道反向将蒸汽注入污水沉降罐顶层收油槽，实现固化污油的液化；

供给能力方面：根据污水沉降罐的容积，理论计算确定蒸汽供给量及供汽压力；

供给措施方面：先预热、后提温、保运行、再降温四个阶段，既要防止加热初期容器和收油管道产生强烈的水锤现象，同时也要保证污油液化热量供给能力。安全监管中要杜绝蒸汽供给后期污油温度过高的现象，从而保证污油加热回收过程的安全性。

图1中：关闭收油泵，关闭阀门4，阀门3保持关闭；蒸汽升压先后开启阀门11、12、5、9，逐步加大蒸汽供给量，蒸汽沿收油管道注入沉降罐收油槽，实现污油的液化。以12小时为加热周期，12小时为收油周期，开启液化老化油及过渡层收油。先后关闭蒸汽控制阀门5、12，开启阀门4，开启污油泵，阀门3保持关闭，开启阀门1，老化油及过渡层输送至减量化处理装置。待老化油及过渡层经过热化学调质以及离心分离后，粘度及导电率大幅度下降，污油进入油水分离装置升压外输，开启阀门2，实现污油回收至站内原油脱水系统。

（2）而针对没有污油回收工艺的容器，根据容器的结构，在来液管道上增设旁通或从容器顶部已建观察口安装临时工艺管道，实施蒸汽供给和污油回收，如图2为无收油工艺容器蒸汽供给及老化油回收，图3为无收油工艺回收水池蒸汽供给及老化油回收。措施需符合油田相关管理标准规定，具体措施如下：

供给流程方面：针对立式容器来液管道进行带压开孔，开孔口径与后续处理能力以及容器处理能力相对应，污水回收水池管道敷设与系统处理能力相对应，从而在保证安全前提下，提高工作效率；针对常规立式污水回收水罐不同容积，对应口径如下：

表1 “原油不离站清淤”容器收油工艺参数表

注：该技术参数根据理论计算以及现场实际应用得到的基础数据。

供给能力方面：根据容器容积确定蒸汽供给量及供汽压力，从而为后续污油回收以及减量化处理提供前期保障；

供给措施方面：先预热、后提温、保运行、再降温四个阶段，既要防止加热初期容器和管道温度过低在迅速温升条件下产生水锤现象，同时也要保证污油液化蒸汽供给能力。相关措施与一类相同，同时为提升安全稳定性，增设相关措施。

容器内蒸汽注入采用射流喷注工艺，既要提升固相污油温升速率，又要防止污油局部高温产生高浓度凝析汽，降低施工作业安全风险。

蒸汽注入管道采用高温胶管或钢制管道，其中钢制管道需进行防静电处理措施。

蒸汽供热流程需要注意三方面原则：

蒸汽接口：根据容器和设施的机械工艺以及污油、污水、污泥的分布确定蒸汽供给的接口，以防止蒸汽注入产生强烈的水锤现象以及温降过快造成管道堵塞；

温度控制：蒸汽供给区域随着污油温度的升高，将产生大量挥发性凝析汽体，较高处理温度有益于原油杂质的脱除，但直接影响区域安全生产。因此预处理来油温度控制在50-65℃为宜

安全防控：区域设施装备需符合《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的相关要求。

2、污油回收与外输工艺流程

针对站内两类污油蒸汽供给加热方式，相对应实施两种污油回收工艺。同针根据站内原油脱水工艺，实施两类流程污油外输。

（1）污油回收

一类是利用站内现有污油回收工艺，在回收油泵出口控制阀门进行局部工艺改造，增加污油外输至减量化装置流程。在保留现有工艺流程条件下，借助临时措施将回收污油输送至减量化装置，进行杂质脱除处理，消除回收老化油对后续原油脱水的影响（见图1）；

另一类是自行敷设临时工艺措施，对无收油工艺的容器进行原油的回收。根据容器容积及减量化能力设定临时输油管道的管径及机泵排量。根据容器污油含量确定采用泵的类型及参数（见图2、图3）。机泵宜采用空气泵或转子泵，管道宜采用高压蒸汽胶管或钢制管道。

（2）污油外输

污油减量化处理部分：

在污油回收后，实施污油减量化处理：采用热化学调质，降低油水混合物粘度以及界面张力，从而保证后续离心分离技术对液相杂质的脱除，实现回收原油粘度以及导电率的降低。减量化处理根据污油的物化特性，作如下处理：

一是根据来液物化特性实施污油调质。调质工艺是基于来液的物化特性，PH值、温度、粘度、含固率等因素，确定各类药剂类型及添加量，因此工艺流程中配套温度调节、物化特性检测、含水率调整等附属流程及装备；

二是站库原油脱水稳定前提下实现污油回收。回收油达标处理的表观现象是在相同温度条件下原油粘度、电导率的降低，是实施污油回收保证原油脱水稳定性的关键。减量化工艺流程中需进行外输原油在线粘度和电导率检测以及事故流程；

三是污油泥处理流程需具备抗冲击的能力。由于站场生产运行、污油回收以及气候等动态因素影响，减量化处理工艺管网需要具备抗冲击能力，既能在低温条件下稳定运行，同时也能根据生产需求对管网进行快速扫线和投产。

原油外输部分：

在站内实施“原油不出站”清淤，回收原油含水率范围较大，从前期的3%至后期的50%左右，直接进入到脱水站来油阀组是最经济、高效的脱水方式。其处理量控制在200-500m³/d、外输压力控制在0.4-0.6Mpa、外输温度控制＞50℃。

但对于部分处理能力较低的脱水站，直接回收减量化处理后老化油，沥青质含量较高存在电脱水不稳定风险。将低含水原油升压输送至热化学脱水流程，将有效解决这一矛盾。其处理量控制在200-300m³/d、外输压力控制在0.4-0.6Mpa、外输温度控制＞50℃、外输油含水率＜30%。

（三）实施“三个步骤”就是实施“原油不出站”机械化清淤过程

容器装备的加热：对容器污油进行加热，首先要根据容器工艺和系统流程确定最佳供气管网。综合优化蒸汽管网控制点、压力、温度以及加热时间，避免水锤现象发生以消除振动对容器管道产生机械损伤；避免污油温度过高产生凝析气对区域产生较大不安全隐患；避免无效加热延长施工周期以及能耗增加。

污油的回收处理：根据容器污油回收管网、污油泥减量化处理能力以及加热系统运行状态，确定回收时率和处理量。避免出现管道运行负荷过低、温降过大现象；避免出现管道冻堵现象；避免污油回收液量过高或过低产生运行不稳定性现象；避免污油回收运行对其他系统产生干扰；避免污油泥中大量丝状杂质造成流量计以及过滤器堵塞，导致间歇生产；加强系统仪器仪表维护，保证控制系统的稳定性。

含水油分离外输：综合污油回收能力、减量化处理能力以及外输油输送方向确定系统平均外输能力；根据实施污油回收容器类型确定油水分离装置是否实施沉降水回掺（实施污水回收水池清淤，需减量化沉降水回掺，确保回收水池液面稳定）；避免低含水污油间歇性外输造成管道的堵塞风险；避免预处理装置污油处理温度过高，导致减量化操作区存在不安全隐患。

采用上述方法对单一的沉降罐进行老化油及过渡层回收机械清淤，如图4所示，主要工艺操作流程如下：

一、污水沉降罐老化油及过渡层回收处理

1.污水沉降罐老化油及过渡层回收

液位控制：首先确认污水沉降罐收油高、低液位，采用进出水调整将老化油顶液位达到高液位；

蒸汽降粘：将蒸汽管道连接至污水沉降罐污油回收管道，在保证污油管道回压不小于0.3Mpa下逐步加大蒸汽供给量，对污水沉降罐罐顶老化油进行加热降粘，同时疏通堵塞收油盘管；

老化油回收：当沉降罐罐顶老化油整体温度已达到50℃以上，停止蒸汽供给，开启污油回收泵，将升压后老化油由泵出口旁通管线输送至站内老化油处理装置。目测在老化油进入预处理装置前段塞含油率，如果是含油率较低的含油污水，则确定沉降罐内老化油全部在收油槽以上。如果段塞为低含水原油，则需要污水沉降罐二次提液面，对剩余老化油再次加热回收；

为实现老化油最大回收效率，对站内洗井水回收水池以及注水缓冲罐内沉积老化油进行加热，采用空气泵回收至老化油处理装置。

2.老化油处理及外输

老化油进入老化油处理装置，经过调质热化学+离心分离实现老化原油中机械杂质、硫化物以及部分沥青质的脱除。系统温度控制在55±2℃，离心机来液含油率控制在35%以下；

分离后含水油进入油水分离装置，分离油变频升压输送至联合站来油阀组或老化油收油阀组；

分离后含油污水变频输送至预处理装置，调整老化油离心分离前含水率。

3.阶段停运

再次提升老化油及过渡层界面高于沉降罐收油槽0.5m，当取样来液初期低含油，即确定了老化油回收终点。继续回收老化油，当回收油泵出现抽空现象，停止老化油回收。依次停运收油泵、关闭泵后旁通阀。

采用压缩空气，将管道中残余液体吹扫至老化油及过渡层预处理装置中。

二、降罐污水循环加药

1、停运污水沉降罐

将污水沉降罐液位控制在收油盘管以上，先后关闭污水沉降罐收油阀门、来水和出水阀门。

2污水循环

开启沉降罐阀内来水和出水旁通阀门，如图5所示，在管道无渗漏情况下，试运行循环水泵（Q200m³/h,H40m）。系统小循环稳定后，开启化学加药流程，按批次进行PH调节、降粘剂、絮凝等程序添加相关药剂，每一批次污水循环时间控制在4-8小时，完成各类药剂添加，停运装备。沉降罐静沉1-8小时。

开启压空压机，对污水沉降罐来回水管道（DN150/100）进行吹扫，将残余液排至老化油及过渡层预处理装置中。

三、过渡层及絮凝物回收与脱水

1、管道安装：在污油回收泵房将减量化装置供液管道与污油回收泵前旁通连接。

2、过渡层及絮凝物回收：适量开启来液阀门，将沉降罐内污水液位高于污油回收槽1.0m，开启收油阀门，过渡层及污水自压进入老化油及过渡层预处理装置中。

3.固液分离：沉降罐过渡层以及悬浮物依靠自压进入橇装减量化预处理装置，观测首次进入液体颜色及浊度。如果水质清澈，说明过渡层在收油槽以上，一次完成过渡层回收。如果首次回收液体团聚液黑灰，则需要二次回收；

当预处理装置内污水液位达到1.0m以上，分别开启搅拌装置，开启供液泵内循环。开启叠螺固液分离机，随着均质化污水引入，开启加药装置，并目测固液分离后污水水质以及分离后固相含水率。分离后污水由站内进行悬浮物分析。

4、污水外输：分离后含油污水进入橇装油水分离装置。当回收水液面达到1.0m，启动外输泵内循环装置，进行流程试运行。运行正常后，开启1000m³污水沉降罐来液旁通，将含油污水回收至污水系统，如图6所示。

5、过渡层及悬浮物回收终点：随着第一期液位控制，污水沉降罐高于收油槽上过渡层及污水全部回收，重新开启供阀门，将污水界面再次高于收油槽1.0m，回收液体清澈，则上层液体全部回收则作为此项步骤的终点。

采用上述方法，2021年在大庆油田第五采油厂两座联合站进行实验。按照“一个关键”，捋顺“两个流程”，实施“三个步骤”思路，对三座污水沉降罐实施“油泥不见面,原油不离站”机械清淤。项目累计实施34天，共计回收含水油2991m³，折算外输净化油1278.6t，从污油中脱出高含固污泥12.23t。

污油回收及清淤服务完成后，污水沉降罐出水含油由316.8下降至108mg/L，出水悬浮物由30.3 mg/L下降至22.6mg/ L，水质得到显著改善，保证了后续污水深度处理水质达标。

与常规清淤处理模式进行对比处理成本降低51%。

表2 清淤处理成本分析对比表

Claims (3)

1.油田站场油水污染物减量优化处理方法，是通过污油回收技术以及污油泥减量化技术，实现各类容器内污油的高效回收，其特征在于所述的各类容器包括污水沉降罐、回收油罐、污水回收水池，其是通过下列步骤实现减量优化处理的：

（1）、各类容器的加热：对容器污油进行蒸汽加热，蒸汽注入采用射流喷注工艺，再根据容器工艺和系统流程确定最佳供汽管网，具体分以下两种情形：

①针对有污油回收工艺的污水沉降罐，利用已建的收油管道及相关附属设施进行蒸汽供给和污油回收：首先确认污水沉降罐收油高、低液位，采用进出水调整将老化油顶液位达到高液位；将蒸汽管道连接至污水沉降罐污油回收管道，在保证污油管道回压不小于0.3Mpa下逐步加大蒸汽供给量，蒸汽沿收油管道注入沉降罐收油槽，对污水沉降罐罐顶老化油进行加热降粘，同时疏通堵塞收油盘管；当沉降罐罐顶老化油整体温度已达到50℃以上，停止蒸汽供给，开启污油回收泵，将升压后老化油由泵出口旁通管线输送至站内老化油处理装置；

②针对没有污油回收工艺的容器，根据容器的结构，在来液管道上增设旁通或从容器顶部已建观察口安装临时工艺管道，实施蒸汽供给和污油回收；

其中，根据容器容积确定蒸汽供给量及供汽压力，进行先预热、后提温、保运行、再降温四个阶段；蒸汽注入管道采用高温胶管或钢制管道，其中钢制管道需进行防静电处理；

根据容器和设施的机械工艺以及污油、污水、污泥的分布确定蒸汽供给的接口；

（2）、容器内污油的回收处理：根据容器机械结构、污油泥减量化处理能力、污油回收管网以及加热系统运行状态，确定回收时率和处理量；

（3）、含水污油分离外输：综合污油回收能力、减量化处理能力以及外输油输送方向确定系统平均外输能力；根据实施污油回收容器类型确定油水分离装置是否实施沉降水回掺；其处理手段包括污油减量化处理部分、采用热化学调质，来降低油水混合物粘度以及界面张力。

2.如权利要求1所述的油田站场油水污染物减量优化处理方法，其特征在于步骤（2）中污油的回收，是利用站内现有污油回收工艺，在回收油泵出口控制阀门进行局部工艺改造，增加污油外输至减量化装置流程。

3.如权利要求1所述的油田站场油水污染物减量优化处理方法，其特征在于步骤（2）中污油的回收，对无收油工艺的容器，自行敷设临时工艺措施进行原油的回收。