FPSO 污油水优化处理探究

董振宇，蔡元桃，张智敏，丛陪征

（中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津 300459）

FPSO（浮式储油卸油装置）具有原油处理、储存和外输等功能[1]，作为海洋油田油气水处理中心作用十分重要。FPSO 面积较小，处理设施紧凑[2]，下舱污油水含水量高、不合理利用舱室等都将降低现场处理效果、影响设备利用效率。在有限的空间内合理利用舱容是维持生产高效运行的关键所在。

渤海油田某FPSO 现场生产过程中，为优化舱容，通过污油水转舱、加注高效破乳剂等方式对下舱污油水进行处理[3]，进一步降低污油水乳化及含水值，并通过分舱储存等方式，将处理后污水返回流程处理，处理后含水污油暂存并进行下一步处理直至达到外输要求。本文通过对FPSO 舱室内污油水进行分析，筛选出高效破乳剂，并结合现场流程及舱室状态，对加注破乳剂后效果进行验证，成功降低了下舱污油水含水量，解决了污油水占舱问题。

1 舱室现状及验证试验思路

某油田FPSO 有14 个舱室，其中1P、1S、2P、2S、3P、3S、6P、6S 舱为货油舱，4S、5P、5S 舱为污油水接收舱。为了提高污油水处理效果，根据生产流程及不同来源的污油水品质进行分舱接收处理，其中：4S 主要接收来自于闭排转液的污油水，撇油器、气浮选器、核桃壳过滤器收油进闭排储罐后，油相转至4S 舱；污油水在4S 舱内静置沉降后，底部水样可通过转液泵抽出，上部油样通过转液泵转至5S 舱进行进一步处理。本文尝试在4S 转油至5S 过程中加注高效破乳剂，进一步脱出油中含水，以减少舱容占用。FPSO 主船体舱室分布（见表1）。

实际操作中，4S 舱至5S 舱转液管线可通过加热器加热，最高可加热至150 ℃。现场生产过程中，进入4S 舱的污油水含水量较高，直接存储将极大占据储存空间，增加流程压力。因此本文拟将4S 舱作为中转舱，通过转液泵将4S 舱内污油水转出至5S，在加热盘管处将污油加热至指定温度；转液过程中，加注专用破乳剂，尽可能脱出污油含水及乳化油含水；转液后，在5S舱通过循环泵让污油与破乳剂充分混合，静置分层脱水，并将底层水转出。生产流程与各舱室间关联流程（见图1）。

根据转液流程图可知：加强转液过程控制是试验完成的关键一步。转液过程中，4S 舱内污油通过转液泵均匀、缓慢进入5S 舱，污油温度稍高于5S 舱内温度，保证混合后5S 舱污油温度基本维持在破乳剂最佳脱水环境；药剂加注点选择在加热器出口位置，延长油样与专用破乳剂作用时间；内循环过程需控制循环速度及泵程，减少循环过程油样的扰动乳化。

2 室内验证试验

2.1 试验方法及材料

本文参照石油天然气行业标准SY/T 5281-2000《原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》，SY/T 5797-1993《水包油乳状液破乳剂使用性能评定方法》开展现场试验，并尽可能模拟现场流程，对试验过程进行优化。

试验材料：Robinson-872A 离心机、石油醚、四氯乙烯、含油分析仪、刻度离心管、振荡器等。

试验中，取100 mL 刻度离心管，在每个离心管中加入80 mL 4S 舱污油水样，按照不同浓度加注破乳剂后，70 ℃水浴并振荡，观察振荡后的脱水速度、界面状态等，然后室温下静置，读取不同时间的脱出水体积。

2.2 试验过程控制

试验前，在离心管中加入50 mL 油样和50 mL 石油醚，搅拌均匀后，通过Robinson-872A 离心机对4S油样离心化验，结果（见表2）。

由表2 可知，4S 舱内污油水含水值及乳化值均较高，破乳剂选择过程中，优先选择终脱水率高，脱水速度快的破乳剂。根据前期调研及油水性质分析可知，4S舱内油相成分复杂，化学药剂含量高，较难处理，本文选择专用破乳剂PR-1 至PR-6 共6 种破乳剂，在0.2%加注条件下开展室内评价，评价过程（见表3）。

表1 FPSO 主船体舱室分布

图1 污油水转液处理流程图

表2 4S 油样化验数据

根据试验数据绘制时间脱水量图（见图2）。

图2 不同时间脱水量

由图2 可知，试验药剂对污油水均有一定程度的脱除效果，在0.2%条件下，破乳剂PR-6 脱水率高于80%，且脱水速度均优于其他试验药剂，因此本试验选择PR-6 开展现场浓度梯度试验。

为验证破乳剂PR-6 试验效果，本文选择0.2%、0.3%、0.4%、0.5%及0.6%为评价浓度梯度对PR-6 最优脱水加注浓度进行验证，试验数据（见表4）。

根据试验数据绘制时间脱水图（见图3，图4）。

由图3 及图4 可知，PR-6 在加注浓度0.5%时，终脱水率超过90%；当加注浓度提升至0.6%时，脱水率并无显著变化。因此，从经济及效果两方面综合考虑，选择0.5%为PR-6 最优加注浓度。

图3 不同加注浓度条件下不同时间脱水量

图4 试验过程终脱水量

3 现场试验探究

在最优加注浓度条件下，开展舱内试验，验证其现场应用效果。选择破乳剂PR-6，按照0.5%加注浓度，开展现场验证。4S 油样通过转液泵抽出后，通过加热器将管线内温度控制在80～85 ℃，稳定药剂加注速度2 m3/h；转液至5S 后，循环泵按照10 m3/h 循环，将药剂与污油水样充分混合。过程中，5S 舱内温度维持在69～73 ℃。转液完成静置24 h 后，对舱内油样取样化验，结果（见表5）。

表3 不同破乳剂脱水结果

表4 不同浓度药剂效果评价

表5 转液试验前后不同层位油样化验均值

根据表5 统计数据：4S 舱在转液前，各层位含水值及乳化值均较高，且不同层位间含水及乳化值差别较大，加注药剂并转液至5S 舱后，舱内各层位含水值及乳化值均显著降低，污油水破乳效果显著。且静置后，舱底水质干净，返流程处理时对原油处理流程无影响。

4 结论

本文结合舱室内油水样性质，筛选出专用破乳剂PR-6，并通过现场试验，成功解决现场4S 舱内污油水含水较高、难以分离问题，对以后相似问题提供了解决思路。专用破乳剂PR-6 作用后，舱内污油水脱水较彻底，且脱出水水质较好，可返流程处理。在污油水舱内转液过程中，需严格控制转液速度、舱室温度，满足破乳剂最优脱水条件，并控制舱室内循环速度，避免加剧污油扰动乳化。