南海某气田水力旋流器控制优化及效果提升

付峻 王博超 苗建 任艳涛

(中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518000）

1 运行现状

南海某气田设置一套含油污水处理系统，用于处理来自生产分离器、段塞流捕集器的生产水，通过其将含油污水OIW（水中含油量）值降低，从而符合污水外排要求。按照标准，气田所在海域合格含油浓度连续排放平均值为45mg/L，一次容许值为65mg/L[1]。由于水力旋流器运行不稳定，经常出现压差报警，进而影响水处理效果。为此，有必要通过优化提升处理效果。

1.1 气田水力旋流器简介

关于水力旋流器，国内外学者进行了大量的试验[2-5]和研究[6-9]。旋流分离技术一般包括静态旋流和动态旋流[10]，平台所用水力旋流器为静态旋流器。工作原理为：含油污水从切线方向进入水力旋流器，让其在旋流管内高速旋转，因为油水密度不同，导致离心力相差很大，密度较大的水所受离心力较大被甩向圆锥筒筒壁，在管壁连续旋转并下降，截面积逐渐减少，从细口端排出，密度较小的油则在被挤向旋流管的中心，沿中心线从粗口端排出[11]（如图1所示）。

图1 水力旋流器工作原理图

1.2 处理效果影响因素分析

一般来说，影响水力旋流器处理效果因素包括密度差、油滴直径、入口浓度、入口流量、分流比、压差比等[12]。密度差、油滴直径、入口浓度受到上游来液的影响，在生产稳定时基本固定，因此，着重分析其他几个主要参数。

入口流量：含油污水的高速旋转需要较高的流量，流量较小则无足够的离心力，但研究表明，较高的流量将增大液滴剪切力和减少停留时间，影响分离效率。根据油相出口端直径为37.5mm的分离模型模拟，推荐入口流量10～12m3/h[13]，可根据实际生产中旋流管的处理量调整。

分流比指水力旋流器油相流量和入口流量的比值，分离效率随着分流比的增大而增大，当分流比增大到一定值时，分离效率基本不变，此时为最佳分流比。最佳分流比的大小和旋流器入口油浓度有关,一般为0.5%-5%。由于分流比和压差比成线性关系[14]，气田通过压差比来控制分流比。

压差比表示水力旋流器三个口的压力之间的关系，通常用符号PDR表示[15]：

式中：

Pin：入口压力，MPa；

Pu：油相出口压力，MPa；

Pd：水相出口压力，MPa；

压差比大小通过影响旋流器的流量和分流比来影响分离效率，所以说，水力旋流器的压差比保持合理值非常重要，一般控制在2左右[16]，根据设计，压差比设点为1.7。

1.3 气田水力旋流器控制方式

水力旋流器油水相出口分别设置调节阀，以此调节水力旋流器入口压力、油水相的压差值及其比值（如图2所示）。

图2 水力旋流器控制逻辑图

水相设置一个压力调节阀，其作用原理为（如图3所示）：控制点为水力旋流器入口压力，水相出口调节阀控制器通过入口压力变送器和设点值的偏差值，控制阀门开度，进而通过流量的变化调整入口压力，入口压力变送器监测到新的压力值继续参与比较，直到设点和实际值相符。来液一般不是固定流量，干扰作用为上游阀门的开度，同时影响入口压力的变化。

图3 水相入口压力控制原理图

油相设置压差比PDR控制的调节阀，工作原理和水相调节阀类似，不同的是控制点为为油相压差和水相压差之比。为及时提醒操作人员，自动控制系统设置了压差报警，水相压差，1.6-2.7MPa；油相压差，3.20-4.68MPa；PDR，报警值为1.6-2.0。

2 原因分析

2.1 水相压差报警

由于上游容器阀门的不定时开关，以及入口压力的不断调整，水相压力调节阀的开度随着入口压力和设点对比变化，入口压力低于设点，阀门关小，流量减小，则入口压力和水相出口压差也将减小，P1（入口压力）和P1-P2（入口压力和水相出口压差）为非线性关系，且不是正相关关系，压差值未必在1.60-2.70MPa之内，则产生报警。另外，如果上游液位控制阀均为关闭状态，则调节阀将逐渐调整至全关状态，此时压差为0MPa，也将产生报警。

2.2 油相压差报警

如水相压差在1.60-2.70MPa之内，同时压差比在1.6-2.0之内，油相压差为水相压差乘以压差比，范围可能为2.56-5.40，将超出油相压差报警设定值3.20-4.68MPa，将产生报警。如水相压差在1.60-2.70MPa之外，则油相压差更容易报警。

3 采取措施

3.1水相调节阀控制调整

既然水相压差和入口压力没有必然的关系，水相出口调节阀控制取点应调整至水相压差值（如图4所示）。水相出口调节阀控制器通过水相压差变送器和设定值的偏差值，控制阀门开度，控制原理简图如图5所示。

图4 水力旋流器水相出口控制逻辑调整图

图5 水相入口压力控制工作原理图

3.2 水相压差报警值调整

根据研究，英国著名水力旋流器专家L.Svarovsky提出水相压降和入口流量的关系式如下[17]：

即压降和正比于入口流量的n次方，k值和n为系数，分别表示结构参数、内部流动特性常数，k值一般在0.001-0.1之间[18]，n值一般取2左右[19]。根据气田水力旋流器厂家资料，气田压降和流量关系如下：

ΔP：水相压差，MPa；

Q：入口总流量，m3/h：

由此可得，压降随流量的增加指数增大，如果总流量大于单套水力旋流器处理量，则虽然压差增大，但达不到处理效果。此时应投用多根旋流管，压差将随之减小。

单根旋流管处理量5.72m3/h，入口总流量从1m3/h增大到5.72m3/h，压差从0.1MPa到2.47MPa变化。当流量在大于5.72m3/h时，需要根据流量情况增加旋流管数量，以满足压差需求。气田不同开采时期的水量有所不同。当前产水量约80m3/d，即3.3m3/h，启动泵处理其他罐内液体时，为10.3m3/h，投用2根旋流管。此时，单根旋流管小于其最大处理量，水相压差也小于最大处理量对应压差。所以，按照流量1-5.72 m3/h，压差分别为0.1-2.47MPa，根据低高报警比正常值上下浮动10%[20]，可设水相报警区间，即控制区间为0.09-2.70MPa。

3.3 油相压差报警值调整

根据上述分析，如水相压差在0.09-2.70MPa，压差比在1.6-2.0之内，油相压差为水相压差*压差比，对应油相报警为0.14-5.4MPa，应将油相压差报警设定为值0.14-5.4MPa。

4 运行效果

在确保压力调节阀正常工作情况下，投用2根旋流管，通过调整水相调节阀，观察运行效果。经测试，实施上述措施后，水力旋流器水相压差可实现稳定控制，PDR值保持在1.6-2.0，各项参数正常，水处理效果良好，满足海域环保要求。

5 结论

（1）不同的水力旋流器由于自身结构等特征不同，具有不同的流量和压差特征，具体系数可根据厂家资料和试验效果得到；

（2）气田不同开采时期的水量有所不同。随着流量的增大，水力旋流器压差增大，当超过其处理量时，压差增大，PDR无法调整至正常值，分离效率将降低，此时需投用多根旋流管，以减少流量和压差，提升分离效率；

（3）水力旋流器可通过水相、油相的压差、PDR综合控制实现稳定处理，从而保证外排生产水的处理效果；

（4）水力旋流器通过入口压力等其他变量来调整压差及压差比的控制方案基本不能满足生产需要，应在工程设计时，采取通过水相压差值控制水相出口调节阀的控制方案，以实现水力旋流器压差比的稳定控制；

（5）水力旋流器利用压差值直接控制压差，而不是通过压力间接控制的控制方式，对于通过压差等综合变量控制其处理效果的设备，具有很大的推广性。