海上平台因受到空间的限制，污水需集中起来用水处理设备进行处理，加之注水任务重，通常是在常规水处理设备工艺基础上进行参数改进或调整，导致污水处理及回注过程中的水质问题比陆地油田更为严重^〔1〕。海上油田采出水处理技术相对滞后，多数生产单元仍沿用陆地20世纪90年代开始推广使用的浮选及核桃壳过滤等技术，采出水处理设备生产成本较高，作用范围较小^〔2〕。而且由于空间狭小，很多在陆地上可实施的先进技术难以运用到海上生产设施上^〔3〕。

某海上中心生产单元位于渤海海域南部，于2018年投产，目前日产油量达6 000 m³，该中心生产单元历经初调试试运行阶段，伴随着油井全面投入开发以后，原油携液量及流程产水量逐步增多，也加重了处理设备的负荷，根据实时监测数据得知回注地层水的关键指标中油已上涨到42 mg/L(回注指标为油≤15 mg/L)，污水处理设备已无法实现回注水的达标处理。为了满足注水要求，中心生产单元污水处理系统需要进行改造，通过改造使得生产水处理系统的各级设备处理能力全面提升, 并同时解决流程管理上存在的缺陷，最终实现优质注水并维持注水水质合格常态化。

中心生产单元污水处理流程见图 1。

某中心生产单元生产污水处理系统主要对原油流程中生产分离器、热化学分离器、电脱设备生产出来的生产污水及双介质过滤器反洗出来的污水进行进一步处理，先后经过斜板(CPI)、气浮，再通过供给泵增压到双介质滤器处理，使其达到回注地层的要求，系统总处理能力为12 000 m³/d，处理后的生产污水与通过细滤器过滤后的地层水混合进入缓冲罐缓存，随后回注地层。目前该中心生产单元日生产污水量为6 000 m³左右，中心生产单元生产污水全部回注地层^〔4〕。

该中心生产单元现有含油污水(生产污水)处理设备于2017年出厂，2018年完成安装调试并投入使用。处理装置采用主要工艺“CPI+气浮+过滤器”三级处理，设计能满足500 m³/h的处理量，一般为24 h连续进水，平均处理量为250 m³/h左右。

出水采用直接回注地层的方式，其中平均含油为42 mg/L，平均悬浮物为6.7 mg/L，根据《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T 5329—2012)中规定的注水中油≤15 mg/L、悬浮物≤5 mg/L的要求，目前实际回注水中油和悬浮物浓度超标，而其他指标经监测均在正常范围内。

进一步对污水系统各来路水样监测和水系统各处理节点监测，结果见表 1。

由表 1可知，水系统三级处理设备均存在除油率低和悬浮物质量浓度高的问题。

表 1中生产分离器水相出口悬浮物高达127 mg/L，通过对生产管汇连续取样，管汇中的液体几乎达到肉眼可见泥沙的地步，由此可知，油井的出砂量很高。虽然从原油处理流程一级、二级分离器排出一部分泥砂，但是大部分泥砂被带入下一级水处理设备，造成二次污染。而粒径小于1 μm的砂砾、黏土、注聚返出物混合而成的悬浮物，大量在流程内富集，难以排出，进一步造成水质欠佳和地层污染。

海上平台空间有限，无法为采出液提供足够长的停留时间，两级原油分离器的停留时间一般只有30 min，相对于陆上油田48 h以上的停留时间，海上油田设备的适用性明显不足^〔5〕。这也是进一步造成斜板除油器入口油和悬浮物浓度偏高的原因。长此以往，过多的油泥堆积在水系统设备内部，降低了水系统各设备的有效处理容积和实际处理能力，来液在水处理系统内部停留时间变短，处理速度效果变差。

“三级水处理设备”含油量指标的设计参数与实际参数对比见表 2。

由表 2可知，目前加气浮选器进出口含油均为90~100 mg/L左右，加气浮选器基本没有除油效果。气浮溶气泵出口的取样结果表明：气泡粒径较大，对粒径微小污染物絮团的举升作用很有限。作为“三级处理”中的最后一环，超标污水进入双介质滤器，使得滤料长期被污油浸泡，设备进出口压差一直维持在100 kPa左右，目前除油率为50%左右，远低于85%的除油设计参数，清污效果很差。

解决方案的主要思路是从源头上阻止悬浮物大量进入污水系统，再通过优化改造来延长水处理系统设备的处理时间，降低处理速度。在总处理量不改变的情况下，全面提高单个处理设备的清污能力。

在分离器内部增加TORE在线排砂装置，见图 2。

利用重力分离在旋流分离器作用下进行油砂分离，固相砂粒在装置底部收集满后，动力水阀门自动打开进行洗砂，清洗合格后的砂粒直接排放至海水中，该装置在油液高效除砂的同时实现了在线洗砂排砂，减少了大部分泥砂进入污水系统。随后，将电脱水相出口引至一级分离器，不再直接进入污水系统，加密排放保证动态平衡，从源头解决砂、悬浮物对流程造成的危害。

该措施实施后，水系统悬浮物含量明显降低，其中斜板除油器入口取样悬浮物由之前的100 mg/L减少至20 mg/L，并长期维持在20 mg/L。污水系统罐底泥沙含量也明显降低，在斜板、气浮底部排污周期在由之前每天1次上调至每周1次的情况下，仍能保证水质。

(1) 更换波纹板。通过增设波纹板来延长混合室处理时间，提高处理能力。在斜板除油器中，油滴的脱除效率只与粒径、密度、来液量和处理面积有关，而与处理高度无关，即“浅池原理”。所以需尽可能保证波纹板层数越多，板距越小，除油效果才能越好。为此，在产品规格无法选择和不进行罐体整体更换的情况下，达到提高整体除油效率的目的，只需提高波纹板层数即可。

已知Q=250 m³/s，A=22.14 m³，B=1.6 m，L=0.78 m，要保证设备除油率超过50%，假定波纹板脱除的油滴全为最小粒径，取d_i=d_c，带入油滴脱出效率公式和最小油滴粒径公式计算得n=35.4。只需要波纹板层数大于35即可保证除油率超过50%，根据现场情况，罐内空间实际可容许放置的最大波纹板层数为45，所以选用45层长B=1.6 m，宽L=0.78 m的波纹斜板对原装置进行替换改造。

(2) 添加悬浮物排放管线，封堵人孔。选择最大备管为12′′(304.8 mm)管线来替换原3′′(76.2 mm) 外排管线，确保黏稠度高的系统悬浮物及时外排。将与水室堰板同侧的工艺人孔封堵，实现增大水室处理有效容积，降低处理速度的效果。

斜板(CPI)工艺整体改造见图 3。

通过对斜板内部结构的优化改造，水相出口含油由原来的90~100 mg/L降为50 mg/L左右，悬浮物降至10 mg/L并基本保持稳定。

(1) 增设波纹板。针对混合室入口流速＞2.5 mm/s时，油性絮状物容易向下携出的问题，借鉴斜板除油器的思路，在分离区上部增设30层波纹板。

(2) 堰板改造。尝试将平板堰向下开口改造成90°三角堰来解决老油沉积的问题，三角切口能优先收集颗粒较小的悬浮物絮团，也能降低油槽入口流速，能实时清理上部较薄油层，也便于取样监测收油效果。

目前堰宽为2.2 m，出水堰采用90°三角堰自由出流，水位宜位于齿高的3/4处，堰设计水量为360 m³/h，根据三角堰流量计算公式不难得出每个堰过堰流量为90 m³/h，堰上水头控制在0.20 m左右最佳。气浮入口为12′′(304.8 mm)管线，采取阻力系数法对集水管的阻力计算水头损失为0.05 m，通过伯努利方程可计算得知，当液位到达预设溢流位时，速度为0.6 m/s，根据《三角堰高度流量对照表》，此时，过堰流量和水头高度正好对应，满足三角堰处溢流要求，所以此改造可行，气浮改造堰板示意见图 4。

(3) 对化学药剂进行评选。对浮选药剂进行了重新评选、优化。在与加气浮选器设计运行温度一致，油水采出液停留时间一致的模拟环境中，将所取原油样品与配水水样按照一定比例用剪切乳化机乳化，制成水包油型乳化液。水包油型乳化液经清水剂处理后，抽取中层水样，按照SY/T 5888—2016浮选剂评价标准，对化学药剂厂家提供的10种可选浮选剂进行了筛选，经初步筛选，主要成分分别为松树油、酚酸混合脂肪醇、有机硫代化合物、聚丙烯酰胺的4种药剂除悬浮物和除油率均超过70%，标记为TS-N01、TS-N03、TS-N04、TS-N07，筛选结果见表 3。

随后，考察了主要成分为松树油的浮选剂TS-N01投加量对处理效果的影响，实验中采用重量法测试水中悬浮物浓度(GB 11901—1989)，并检测水中含油量，结果见表 4。

综合考虑，选择TS-N01的投加量为18 mg/L。

气浮在经过全面的优化改造后，除油效果完全恢复，即使在接近设计值1 000 mg/L的入口含油量下，设备处理仍旧达标，除油率由最初的0提升至近74%，有效保证了全流程出水水质的达标回注。

双介质滤器正常使用状况下为1用2备，切罐反洗周期为12 h，反洗出来的污水进入污水罐，再经由污水泵重新返回斜板除油器入口进入污水处理系统处理。目前使用的双介质滤器滤料为无烟煤和石英砂，经过斜板除油器和加气浮选器处理后的生产污水进入双介质过滤器内进一步除油。滤器正常过滤出口含油为30~40 mg/L(设计值为15 mg/L)，清污效果较差。分别取生产分离器水相出口水样(含油253 mg/L)、污水罐出口水样(含油186 mg/L)、双介质滤器入口水样(含油100 mg/L)，在相同流速下分别经过装填石英砂、无烟煤、核桃壳滤料的沉降杯进行过滤效果对比试验，结果见表 5。

由表 5可知，相同工况下，核桃壳滤料明显比目前在使用的无烟煤滤料除污效率高，因此用核桃壳滤料替换原无烟煤滤料，以增强处理效果。

污水罐主要用于囤积经双介质滤器反洗出来的污水，正常转液间隔为1.5 h，收油频次1次/d，考虑通过延长污水在罐内静置时间改善污水罐出水的水质。将污水罐转液间隔由1.5 h调整为5.5 h，增加对罐顶收油次数，收油频次由1次/d增加到到4次/d，静置前后水质对比见表 6。

由表 6可知，延长静置时间对污染物治理有一定效果。

针对海上中心生产单元污水处理不达标的现状，从生产流程设备优化改造、斜板除油器内部优化改造、加气浮选器内部优化改造、双介质滤器改造等4个方面采取了有效措施，使污水系统各级处理设备水质处理效果均达到设计标准，其中出水平均油质量浓度由42 mg/L降到15 mg/L，平均悬浮物质量浓度由6.7 mg/L降到4.3 mg/L，有效保障了注水水质达到回注标准要求。

随着生态环保的形势越来越严峻，对海洋石油生产工业的要求也越来越高，中心生产单元污水处理达标问题已经成为制约海上油田生产规模进一步扩大的瓶颈，影响出水水质的原因往往是多方面的，需要用系统工程的方法加以解决。以该中心生产单元为例，本次工艺优化致力于降低污水中乳化油及溶解油浓度、减少斜板和气浮清水室内泥沙污水浓度、保证排油排泥顺畅，使得三级处理设备出口含油和悬浮物浓度符合要求，力求促使中心生产单元注水水质达到企业A1级标准。该中心生产单元从设备改造、制度优化等方面做了诸多努力，改造可为同行提供借鉴经验，但是污水的治理毕竟是系统的工程，该中心生产单元污水流程的其他处理设备中，依旧存在诸如注水缓冲罐缺少合理收油流程、污水罐内泥砂悬浮物未得到有效预处理、污油罐及开排罐内泥砂悬浮物无法实现正常外排等问题。与此同时，改造逐步完善后，研究如何从清污方式实现高效自动化、从成本控制上积极应对低油价挑战，也是将来进一步需要探索和研究的重点。