一胜利油田孤六联合站脱水系统技术改造

杨光辉, 李洪言， 梁 月

(中国石油大学胜利学院 油气工程学院,山东 东营 257000)

一胜利油田孤六联合站脱水系统技术改造

杨光辉, 李洪言， 梁 月

(中国石油大学胜利学院 油气工程学院,山东 东营 257000)

胜利油田开发进入了高含水阶段后,原油脱水问题变得越来越重要。为解决目前胜利油田孤六联合站原油处理系统存在的问题,通过室内静态脱水试验和现场模拟试验,得到了原油处理系统脱水率与脱水时间、脱水温度、加药浓度以及破乳剂类型等因素对脱水效果的影响,提出该联合站原油脱水系统技术改造的两种不同方案,并进行了方案的选择对比。

原油脱水;高效分水器;电脱水;沉降脱水

水在原油中有游离水和乳化水两种存在形式,脱出乳化水比游离水难得多。原油乳状液在热力学上是不稳定体系,最终的平衡是两相分离,最终破乳[1]。目前原油破乳脱水的方法[2-3]主要有化学破乳剂、重力沉降、加热、机械、电脱水等,在生产实际中通常是上述各种方法综合应用以得到最好的脱水效果和最低的处理成本。

1 联合站生产现状及存在问题

1.1 联合站生产现状

胜利油田孤六联合站主要担负着相应区块的原油、污水及天然气的综合处理任务。设计年外输原油150×104t/a(折合4 000 t/d),原油脱水能力180×104t/a(折合5 000 t/d)。联合站共接收283口生产井的产液量。目前进站液量20 350 m3/d,油量1 350 t/d。

目前站内采用重力沉降和电化学脱水相结合的工艺流程,主要流程为来液由井排阀组进入立式油气分离器,分离后与其他采油厂来油直接混合后进入2座5 000 m3一次沉降罐、1座5 000 m3二次沉降罐进行重力沉降脱水,然后经脱水泵加压进入加热炉升温、电脱水器脱水后,正常流程进入1座5 000 m3净化罐,目前依次进3 000 m3沉降罐、2 000 m3净化油罐,脱水后合格原油外输至首站。电脱水器脱出水回掺至一次沉降罐。在进站阀组前添加破乳剂。由一次沉降罐出水去污水站。由油气分离器分出的天然气经过配气站进入配气管网。

进站原油属稠油,原油密度0.965 9 g/cm3,黏度1 887 mPa·s;其他采油厂来油密度0.91 g/cm3,黏度235 mPa·s;混合后脱水泵进口原油密度0.953 4 g/cm3,黏度1 046 mPa·s。目前进站压力0.3 MPa,进站温度40～42 ℃,液量20 350 t/d,综合含水93%,油量1 350 t/d,气量18 000 m3/d。其他采油厂原油直接掺入量2 300 t/d,掺稀比1∶1.7,掺稀温度55 ℃。

1.2 脱水系统存在问题

1.2.1 处理后污水含油超设计指标

该流程处理后污水含油超过设计指标,不满足生产需要。目前进站污水总量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;为保障原油脱水的需要,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,有时甚至超过10 000 mg/L,与溶气气浮装置的设计进水水质含油3 000 mg/L相比相差较远;分出污水悬浮物含量1 000 mg/L以上,与溶气气浮装置的设计进水水质悬浮物含量400 mg/L相比相差较远;目前气浮装置的加药量增加到设计值的3倍,才能勉强保障污水站处理后污水的水质含油30～40 mg/L达标,但处理后污水悬浮物含量100～200 mg/L,仍然无法达到50 mg/L的设计指标,并产生大量的污泥,造成二次污染。分析其原因主要有以下两点。

(1)进站区块采取注聚开发,进站原油、掺稀原油物性变差,不利于原油沉降脱水。该站建于1986年,当时原油密度0.945 g/cm3,运动黏度(50 ℃)905 mPa·s,原油不含聚。自建站以来,相继投产了一些稠油区块,增加了处理难度。到2008年,进站原油密度0.965 9 g/cm3,运动黏度(50 ℃)1 877 mPa·s，即联合站进站原油物性差。

投产时使用的掺稀油品,原油密度不足0.87 g/cm3,运动黏度(50 ℃)87 mPa·s。目前掺入原油随着注采稠油增加,原油密度达到0.91 g/cm3,运动黏度(50 ℃)235 mPa·s,原油物性变得更差,掺稀比从以前的1∶1变为目前的1∶1.7。即掺稀原油物性变差。

建站时原油不含聚。2001年区块实施注聚开发,来液中含聚浓度不断升高。到2008年注聚开发的原油占到进站的29%,注聚开发井采出原油含水95.2%,含聚浓度219×10-6,联合站沉降罐去污水站污水平均含聚浓度达到120×10-6,黏度比投产时增加了1倍。

综上所述,实施注聚开发,进站和掺稀油品性质变差,造成原油脱水难度加大,给油气集输和污水处理带来很大困难。

(2)现有的工艺及设施处理含聚原油脱水效果变差。首先,立式分离器不适应起泡稠油油气分离。目前联合站的气油比为14 m3/t,随着注聚开发增加,伴生气越来越少,立式分离器体现不出分气的优势;进站采出液含砂量较低,立式分离器体现不出沉砂的优势;另外立式分离器停留时间短,不适应起泡稠油油气分离,降低了沉降罐的有效容积,影响了沉降分水效果。其次,已建重力沉降设施处理含聚稠油脱水效果变差。进站温度40 ℃较低,加上罐体不保温,在沉降时间9 h的条件下,为保障原油脱水,一次沉降罐出口原油含水控制在50%,分出污水的水质受到了很大影响,污水含油6 000～8 000 mg/L,高时达10 000 mg/L,超出气浮装置进口设计要求(3 000 mg/L)。原油沉降试验报告也显示,在进站温度40 ℃条件下,15 min和120 min分水效果基本一致。以上表明低温条件下,增加沉降时间,大罐沉降处理联合站含聚稠油脱水效果不明显。

1.2.2 设备腐蚀老化

联合站电脱水器投产于1986年6月,由于使用年限长,内部结构腐蚀老化严重,致使脱水设备故障率高、运行效率低;随着技术进步,变压器和整流器等电气设施,能耗高,安全性差,不符合现行节能需要及《原油电脱水器设计规范》的要求。

2 脱水系统改造设计方案

2.1 方案一

2.1.1 原油低温沉降分水可行性研究

在模拟进站温度40 ℃、加药量20×10-6并且分出污水含油满足污水处理系统指标要求的条件下,进行了联合站不掺稀原油脱水试验研究,沉降试验结果见表1。

沉降温度40 ℃,沉降时间30 min,加现场破乳剂20×10-6,不掺稀原油含水达到40%,水中含油2 103.9 mg/L;沉降时间45 min,原油含水没有变化,延长至120 min,原油含水37%,减少不到3%。试验结果显示,在进站温度40 ℃的低温沉降条件下,联合站能够有效地分离大量的游离水,分出后污水中含油也远低于污水处理系统的指标要求。因此可采用进站不加热的低温预分水,在有效地分离大量的游离水后,为后续加热沉降分水的减量降耗做好准备。

表1 沉降试验结果

2.1.2 高效分水器在现场工况条件下的脱水效果试验

利用高效分水器在现场工况条件下进行脱水效果试验。本次试验选用6种药剂进行筛选。试验地点选择在进站阀组掺稀点后的取样阀处。

试验用装置容积设计参数为:容积0.3 m3;额定处理量:1 m3/h;设计压力1 MPa;最高工作压力0.8 MPa;设计温度:100 ℃;容器净重:1 030 kg。

首先进行掺稀的脱水试验,进站温度40 ℃,加药5×10-6,没有明显效果;加大加药量至20×10-6,15 min停留时间的现场工况条件下,药剂KYYC310的脱水效果最好,油水界面清晰,污水呈浅黄色,脱水后原油含水42%,污水含油780 mg/L。

倒换流程后,进行不掺稀脱水试验。由于生产的要求,为了抓紧时间,仅对掺稀工况时效果最好的药剂KYYC310进行试验。不掺稀脱水试验结果见表2。与掺稀同等加药浓度20×10-6下原油含水46%,污水含油1 208 mg/L。

表2 不掺稀脱水试验结果

由高效分水器在现场工况条件下的脱水效果试验结果来看联合站可采用高效分水进行低温预分水,分水后原油含水<60%,污水含油<1 500 mg/L。

2.1.3 稠油脱水温度

(1)原油沉降试验报告。根据原油脱水试验报告,在掺稀油比1∶1.5、进站温度40 ℃的条件下,30 min原油含水36.2%,2 h原油含水25.9%,可以看出，低温条件下增加沉降时间脱水效果不明显。由于温度是稠油脱水的关键因素,因此低温预分水后,需要适当提高原油的分水温度。

(2)升温脱水现场试验。实施了升温脱水的现场试验。电脱水器脱水温度由60 ℃提高至70 ℃,将电脱水器带压放水回掺至二次沉降罐,二次沉降罐试验提温至55 ℃时,实现二次沉降罐出口原油含水18%。试验表明，适当升温能有效地提高沉降分水效果。

(3)分水温度确定。根据室内研究及现场试验,确定联合站掺稀分水的温度参数,预分水温度40 ℃,沉降罐分水温度55 ℃,电脱水温度70 ℃。

2.1.4 改造后工艺流程

采用改造后工艺流程为:进站液量22 000 m3/d进高效分水器,分水后的原油含水60%,进换热器的含水原油由进站40 ℃升温至55 ℃,掺入其他采油厂原油1∶1.5,约2 100 t/d,依次进入一次、二次罐沉降,二次罐出口含水20%以内。对含水20%的原油温度50 ℃升温至70 ℃后,低含水原油进入电脱水器,电脱水器出口合格原油,进入净化油罐储存,最终外输至首站。

2.2 方案二

工艺流程采用次沉降罐沉降分水+电脱水器脱水工艺。

油气分离器分气后直接进入一次沉降罐,进行游离水分离至含水60%,污水含油2 000 mg/L,利用已建2 000 m3罐进行缓冲,再由提升泵提升后换热,结合生产经验,进换热器的含水原油由进站40 ℃确定升温至55 ℃,掺入海洋油1∶1.5,约2 100 t/d,进入二次罐沉降,二次罐出口含水30%以内。加热含水30%的原油温度由50 ℃升温至70 ℃后,低含水原油进入电脱水器,电脱水器出口合格原油,进入净化油罐储存,最终外输至首站。

2.3 方案比选

(1)操作比选。方案一流程短,环节少,后续液量低,但井口回压会有所升高;方案二进站压力低,对集输影响小,但提升环节多,操作复杂。

(2)能耗比选。方案一加热能耗比方案二低;方案一液量低,所以脱水泵负荷小;方案二增加一级提升;电脱水器运行电耗低。

因此综上所述,推荐方案一。

3 结论及建议

随着区块实施注聚开发,联合站进站和掺稀的原油品性明显变差,原油脱水问题变得越来越重要。本文结合油田生产实际,通过现场调研,针对该联合站存在的问题,开展了原油脱水静态沉降试验和现场模拟动态试验,提出了适合该联合站的两种原油脱水技术改造方案。根据联合站生产实际情况,采用方案一比较合适。

为保障联合站分水改造取得更好的效果,配合工艺改造,建议加快进行破乳剂筛选和优化。

[1] 齐美荣. 尕斯联合站原油脱水系统技术改造[D].北京:北京化工大学化学工程系,2006：3.

[2] 乔建江,詹敏，张一安.乳化原油的破乳机理研究[J].石油学报,1999,15(2):1-5.

[3] 孙在春,丁德磐，徐梅清.破乳行为与破乳结构关系的研究[J].石油学报,1998,14(3):93-96.

[责任编辑] 辛艳萍

2014-11-24

杨光辉(1981—),女,山东平度人,中国石油大学胜利学院油气工程学院教师,硕士,主要从事油气储运工程安全技术研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2015.01.009

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