楊光輝, 李洪言， 梁 月

(中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院,山東 東營 257000)

一勝利油田孤六聯(lián)合站脫水系統(tǒng)技術(shù)改造

楊光輝, 李洪言， 梁 月

(中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院,山東 東營 257000)

勝利油田開發(fā)進入了高含水階段后,原油脫水問題變得越來越重要。為解決目前勝利油田孤六聯(lián)合站原油處理系統(tǒng)存在的問題,通過室內(nèi)靜態(tài)脫水試驗和現(xiàn)場模擬試驗,得到了原油處理系統(tǒng)脫水率與脫水時間、脫水溫度、加藥濃度以及破乳劑類型等因素對脫水效果的影響,提出該聯(lián)合站原油脫水系統(tǒng)技術(shù)改造的兩種不同方案,并進行了方案的選擇對比。

原油脫水;高效分水器;電脫水;沉降脫水

水在原油中有游離水和乳化水兩種存在形式,脫出乳化水比游離水難得多。原油乳狀液在熱力學(xué)上是不穩(wěn)定體系,最終的平衡是兩相分離,最終破乳[1]。目前原油破乳脫水的方法[2-3]主要有化學(xué)破乳劑、重力沉降、加熱、機械、電脫水等,在生產(chǎn)實際中通常是上述各種方法綜合應(yīng)用以得到最好的脫水效果和最低的處理成本。

1 聯(lián)合站生產(chǎn)現(xiàn)狀及存在問題

1.1 聯(lián)合站生產(chǎn)現(xiàn)狀

勝利油田孤六聯(lián)合站主要擔(dān)負著相應(yīng)區(qū)塊的原油、污水及天然氣的綜合處理任務(wù)。設(shè)計年外輸原油150×104t/a(折合4 000 t/d),原油脫水能力180×104t/a(折合5 000 t/d)。聯(lián)合站共接收283口生產(chǎn)井的產(chǎn)液量。目前進站液量20 350 m3/d,油量1 350 t/d。

目前站內(nèi)采用重力沉降和電化學(xué)脫水相結(jié)合的工藝流程,主要流程為來液由井排閥組進入立式油氣分離器,分離后與其他采油廠來油直接混合后進入2座5 000 m3一次沉降罐、1座5 000 m3二次沉降罐進行重力沉降脫水,然后經(jīng)脫水泵加壓進入加熱爐升溫、電脫水器脫水后,正常流程進入1座5 000 m3凈化罐,目前依次進3 000 m3沉降罐、2 000 m3凈化油罐,脫水后合格原油外輸至首站。電脫水器脫出水回摻至一次沉降罐。在進站閥組前添加破乳劑。由一次沉降罐出水去污水站。由油氣分離器分出的天然氣經(jīng)過配氣站進入配氣管網(wǎng)。

進站原油屬稠油,原油密度0.965 9 g/cm3,黏度1 887 mPa·s;其他采油廠來油密度0.91 g/cm3,黏度235 mPa·s;混合后脫水泵進口原油密度0.953 4 g/cm3,黏度1 046 mPa·s。目前進站壓力0.3 MPa,進站溫度40～42 ℃,液量20 350 t/d,綜合含水93%,油量1 350 t/d,氣量18 000 m3/d。其他采油廠原油直接摻入量2 300 t/d,摻稀比1∶1.7,摻稀溫度55 ℃。

1.2 脫水系統(tǒng)存在問題

1.2.1 處理后污水含油超設(shè)計指標

該流程處理后污水含油超過設(shè)計指標,不滿足生產(chǎn)需要。目前進站污水總量19 000 m3/d,其中主要由5 000 m3一次沉降罐分出污水18 000 m3/d;為保障原油脫水的需要,5 000 m3一次沉降罐原油含水50%,分出的污水含油6 000～8 000 mg/L,有時甚至超過10 000 mg/L,與溶氣氣浮裝置的設(shè)計進水水質(zhì)含油3 000 mg/L相比相差較遠;分出污水懸浮物含量1 000 mg/L以上,與溶氣氣浮裝置的設(shè)計進水水質(zhì)懸浮物含量400 mg/L相比相差較遠;目前氣浮裝置的加藥量增加到設(shè)計值的3倍,才能勉強保障污水站處理后污水的水質(zhì)含油30～40 mg/L達標,但處理后污水懸浮物含量100～200 mg/L,仍然無法達到50 mg/L的設(shè)計指標,并產(chǎn)生大量的污泥,造成二次污染。分析其原因主要有以下兩點。

(1)進站區(qū)塊采取注聚開發(fā),進站原油、摻稀原油物性變差,不利于原油沉降脫水。該站建于1986年,當(dāng)時原油密度0.945 g/cm3,運動黏度(50 ℃)905 mPa·s,原油不含聚。自建站以來,相繼投產(chǎn)了一些稠油區(qū)塊,增加了處理難度。到2008年,進站原油密度0.965 9 g/cm3,運動黏度(50 ℃)1 877 mPa·s，即聯(lián)合站進站原油物性差。

投產(chǎn)時使用的摻稀油品,原油密度不足0.87 g/cm3,運動黏度(50 ℃)87 mPa·s。目前摻入原油隨著注采稠油增加,原油密度達到0.91 g/cm3,運動黏度(50 ℃)235 mPa·s,原油物性變得更差,摻稀比從以前的1∶1變?yōu)槟壳暗?∶1.7。即摻稀原油物性變差。

建站時原油不含聚。2001年區(qū)塊實施注聚開發(fā),來液中含聚濃度不斷升高。到2008年注聚開發(fā)的原油占到進站的29%,注聚開發(fā)井采出原油含水95.2%,含聚濃度219×10-6,聯(lián)合站沉降罐去污水站污水平均含聚濃度達到120×10-6,黏度比投產(chǎn)時增加了1倍。

綜上所述,實施注聚開發(fā),進站和摻稀油品性質(zhì)變差,造成原油脫水難度加大,給油氣集輸和污水處理帶來很大困難。

(2)現(xiàn)有的工藝及設(shè)施處理含聚原油脫水效果變差。首先,立式分離器不適應(yīng)起泡稠油油氣分離。目前聯(lián)合站的氣油比為14 m3/t,隨著注聚開發(fā)增加,伴生氣越來越少,立式分離器體現(xiàn)不出分氣的優(yōu)勢;進站采出液含砂量較低,立式分離器體現(xiàn)不出沉砂的優(yōu)勢;另外立式分離器停留時間短,不適應(yīng)起泡稠油油氣分離,降低了沉降罐的有效容積,影響了沉降分水效果。其次,已建重力沉降設(shè)施處理含聚稠油脫水效果變差。進站溫度40 ℃較低,加上罐體不保溫,在沉降時間9 h的條件下,為保障原油脫水,一次沉降罐出口原油含水控制在50%,分出污水的水質(zhì)受到了很大影響,污水含油6 000～8 000 mg/L,高時達10 000 mg/L,超出氣浮裝置進口設(shè)計要求(3 000 mg/L)。原油沉降試驗報告也顯示,在進站溫度40 ℃條件下,15 min和120 min分水效果基本一致。以上表明低溫條件下,增加沉降時間,大罐沉降處理聯(lián)合站含聚稠油脫水效果不明顯。

1.2.2 設(shè)備腐蝕老化

聯(lián)合站電脫水器投產(chǎn)于1986年6月,由于使用年限長,內(nèi)部結(jié)構(gòu)腐蝕老化嚴重,致使脫水設(shè)備故障率高、運行效率低;隨著技術(shù)進步,變壓器和整流器等電氣設(shè)施,能耗高,安全性差,不符合現(xiàn)行節(jié)能需要及《原油電脫水器設(shè)計規(guī)范》的要求。

2 脫水系統(tǒng)改造設(shè)計方案

2.1 方案一

2.1.1 原油低溫沉降分水可行性研究

在模擬進站溫度40 ℃、加藥量20×10-6并且分出污水含油滿足污水處理系統(tǒng)指標要求的條件下,進行了聯(lián)合站不摻稀原油脫水試驗研究,沉降試驗結(jié)果見表1。

沉降溫度40 ℃,沉降時間30 min,加現(xiàn)場破乳劑20×10-6,不摻稀原油含水達到40%,水中含油2 103.9 mg/L;沉降時間45 min,原油含水沒有變化,延長至120 min,原油含水37%,減少不到3%。試驗結(jié)果顯示,在進站溫度40 ℃的低溫沉降條件下,聯(lián)合站能夠有效地分離大量的游離水,分出后污水中含油也遠低于污水處理系統(tǒng)的指標要求。因此可采用進站不加熱的低溫預(yù)分水,在有效地分離大量的游離水后,為后續(xù)加熱沉降分水的減量降耗做好準備。

表1 沉降試驗結(jié)果

2.1.2 高效分水器在現(xiàn)場工況條件下的脫水效果試驗

利用高效分水器在現(xiàn)場工況條件下進行脫水效果試驗。本次試驗選用6種藥劑進行篩選。試驗地點選擇在進站閥組摻稀點后的取樣閥處。

試驗用裝置容積設(shè)計參數(shù)為:容積0.3 m3;額定處理量:1 m3/h;設(shè)計壓力1 MPa;最高工作壓力0.8 MPa;設(shè)計溫度:100 ℃;容器凈重:1 030 kg。

首先進行摻稀的脫水試驗,進站溫度40 ℃,加藥5×10-6,沒有明顯效果;加大加藥量至20×10-6,15 min停留時間的現(xiàn)場工況條件下,藥劑KYYC310的脫水效果最好,油水界面清晰,污水呈淺黃色,脫水后原油含水42%,污水含油780 mg/L。

倒換流程后,進行不摻稀脫水試驗。由于生產(chǎn)的要求,為了抓緊時間,僅對摻稀工況時效果最好的藥劑KYYC310進行試驗。不摻稀脫水試驗結(jié)果見表2。與摻稀同等加藥濃度20×10-6下原油含水46%,污水含油1 208 mg/L。

表2 不摻稀脫水試驗結(jié)果

由高效分水器在現(xiàn)場工況條件下的脫水效果試驗結(jié)果來看聯(lián)合站可采用高效分水進行低溫預(yù)分水,分水后原油含水<60%,污水含油<1 500 mg/L。

2.1.3 稠油脫水溫度

(1)原油沉降試驗報告。根據(jù)原油脫水試驗報告,在摻稀油比1∶1.5、進站溫度40 ℃的條件下,30 min原油含水36.2%,2 h原油含水25.9%,可以看出，低溫條件下增加沉降時間脫水效果不明顯。由于溫度是稠油脫水的關(guān)鍵因素,因此低溫預(yù)分水后,需要適當(dāng)提高原油的分水溫度。

(2)升溫脫水現(xiàn)場試驗。實施了升溫脫水的現(xiàn)場試驗。電脫水器脫水溫度由60 ℃提高至70 ℃,將電脫水器帶壓放水回摻至二次沉降罐,二次沉降罐試驗提溫至55 ℃時,實現(xiàn)二次沉降罐出口原油含水18%。試驗表明，適當(dāng)升溫能有效地提高沉降分水效果。

(3)分水溫度確定。根據(jù)室內(nèi)研究及現(xiàn)場試驗,確定聯(lián)合站摻稀分水的溫度參數(shù),預(yù)分水溫度40 ℃,沉降罐分水溫度55 ℃,電脫水溫度70 ℃。

2.1.4 改造后工藝流程

采用改造后工藝流程為:進站液量22 000 m3/d進高效分水器,分水后的原油含水60%,進換熱器的含水原油由進站40 ℃升溫至55 ℃,摻入其他采油廠原油1∶1.5,約2 100 t/d,依次進入一次、二次罐沉降,二次罐出口含水20%以內(nèi)。對含水20%的原油溫度50 ℃升溫至70 ℃后,低含水原油進入電脫水器,電脫水器出口合格原油,進入凈化油罐儲存,最終外輸至首站。

2.2 方案二

工藝流程采用次沉降罐沉降分水+電脫水器脫水工藝。

油氣分離器分氣后直接進入一次沉降罐,進行游離水分離至含水60%,污水含油2 000 mg/L,利用已建2 000 m3罐進行緩沖,再由提升泵提升后換熱,結(jié)合生產(chǎn)經(jīng)驗,進換熱器的含水原油由進站40 ℃確定升溫至55 ℃,摻入海洋油1∶1.5,約2 100 t/d,進入二次罐沉降,二次罐出口含水30%以內(nèi)。加熱含水30%的原油溫度由50 ℃升溫至70 ℃后,低含水原油進入電脫水器,電脫水器出口合格原油,進入凈化油罐儲存,最終外輸至首站。

2.3 方案比選

(1)操作比選。方案一流程短,環(huán)節(jié)少,后續(xù)液量低,但井口回壓會有所升高;方案二進站壓力低,對集輸影響小,但提升環(huán)節(jié)多,操作復(fù)雜。

(2)能耗比選。方案一加熱能耗比方案二低;方案一液量低,所以脫水泵負荷小;方案二增加一級提升;電脫水器運行電耗低。

因此綜上所述,推薦方案一。

3 結(jié)論及建議

隨著區(qū)塊實施注聚開發(fā),聯(lián)合站進站和摻稀的原油品性明顯變差,原油脫水問題變得越來越重要。本文結(jié)合油田生產(chǎn)實際,通過現(xiàn)場調(diào)研,針對該聯(lián)合站存在的問題,開展了原油脫水靜態(tài)沉降試驗和現(xiàn)場模擬動態(tài)試驗,提出了適合該聯(lián)合站的兩種原油脫水技術(shù)改造方案。根據(jù)聯(lián)合站生產(chǎn)實際情況,采用方案一比較合適。

為保障聯(lián)合站分水改造取得更好的效果,配合工藝改造,建議加快進行破乳劑篩選和優(yōu)化。

[1] 齊美榮. 尕斯聯(lián)合站原油脫水系統(tǒng)技術(shù)改造[D].北京:北京化工大學(xué)化學(xué)工程系,2006：3.

[2] 喬建江,詹敏，張一安.乳化原油的破乳機理研究[J].石油學(xué)報,1999,15(2):1-5.

[3] 孫在春,丁德磐，徐梅清.破乳行為與破乳結(jié)構(gòu)關(guān)系的研究[J].石油學(xué)報,1998,14(3):93-96.

[責(zé)任編輯] 辛艷萍

2014-11-24

楊光輝(1981—),女,山東平度人,中國石油大學(xué)勝利學(xué)院油氣工程學(xué)院教師,碩士,主要從事油氣儲運工程安全技術(shù)研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2015.01.009

TE868

A

1673-5935(2015)01- 0028- 03