老化油离心分离技术往油田联合站的应用

王一荃 孔繁宇 汪忠宝 王丁冉

（1.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院；2.中国石油吉林油田分公司新木采油厂；3.中国石油吉林油田分公司勘察设计院）

老化油又被称为油田絮凝物、油水中间过渡层、油水中间乳化层等，是原油生产、处理过程中，在药剂、机械杂质、胶质沥青质、细菌、空气、循环剪切等因素的作用下形成的。老化油在形成过程由于化学反应、固体颗粒杂质、高分子化合物、污水处理药剂及增产增注化学剂等乳化剂的混入，使其界面活性物质增加，并随时间的延长在油水界面不断富集，使界面膜的强度和厚度增加形成稳定性很高的原油乳状液，对油水分离造成较大影响［1、2］。

老化油来源主要为二次、三次采油形成的乳化液颗粒；钻井作业及原油输送过程中形成的乳化液；污水处理回收的污油；回收的落地油；细菌作用下产生的含油悬浮物等。

近年来随着XM油田开发进入中后期，站外酸化压裂、调剖调驱等增油措施逐渐增多，油井采出液组成越来越复杂，导致XM油田联合站一直被老化油的问题所困扰，直接影响联合站脱水系统的稳定性，造成外输原油经常含水超标。常规热化学沉降脱水和热化学电场处理老化油效果较差，因此，急需寻找新技术和新处理工艺解决老化油问题，以提高脱水系统稳定性，提高原油商品率。

1 XM油田联合站老化油现状

XM油田联合站外输原油35万t/a，各储罐外排老化油约为8 000t/a。为了减少老化油对脱水主系统的影响，2010年XM油田联合站通过流程改造，实现各储罐内老化油定期收集、单独处理。联合站老化油处理主流程为：定期将各储罐中间层老化油定期泵抽到 1 000m3老化油沉降罐，通过循环加药、提压、加热循环等操作流程，储罐内老化油经长时间高温热化学沉降后，储罐顶部原油含水达标后去外输系统直接外输，罐底污水去污水处理系统进一步处理。

但是，由于老化油处理采用常规热化学沉降脱水工艺流程，储罐内老化油循环加药至70℃，加药浓度达到 200mg/L，沉降超过 72h后，沉降罐高液位出口原油含水率仍为10%以上，远远高于0.5%，满足不了直接外输要求，影响站内正常生产。

2 室内化验结果分析

经过现场取样和室内化验分析，XM油田联合站 1 000m3油罐老化油是含有大量固体物质的油水强乳化液，其中，固体含量约为20%，水含量约为35%，原油含量约 45%。老化油 20℃时密度为0.932g/cm3，主系统净化油20℃时密度为0.868g/cm3；老化油 50℃时黏度为 400mPa·s，主系统净化油50℃时黏度为 45mPa·s，老化油与主系统外输净化油物性差别大。老化油密度大、黏度高，导致原油流动性差，油水分离困难。

老化油组分分析结果：沥青质含量为 5.89%，胶质含量为 17.28%，蜡含量为 69.98%，芳香化合物含量为 4.78%，机械杂志含量为 1.13%。组分中蜡、胶质和沥青质含量较高，而芳香化合物含量低，说明老化油中重质组分较多，轻烃类组分较少。

老化油固相分析结果：两种老化油固体杂质成分主要分为3类：一是，混入的砂土成分，包括石英、黏土等；二是，可能的结垢产物CaCO3；三是，腐蚀产生的铁和硫的化合物。具体分析结果见表1。

表1 XM老化油固相组分

从表1可以看出老化油中铁和硫的化合物（FeS2和Fe3S4）含量为17%，老化油中铁和硫的化合物粒径分布为3.86～50.46μm，呈胶体状态，因而，其活性较强。铁和硫的化合物作为界面活性物质，有助于油水乳化，促进油—水中间过渡层生成。

老化油水相分析结果：关键指标 Fe2+，净化油水相 Fe2+含量仅为 36mg/L，而老化油水相 Fe2+含量高达 179～195mg/L；净化油水相中 S2-含量仅为26mg/L，而老化油水相S2-含量高达161～202mg/L。老化油中含有较多的 Fe2+、S2-，可见这两种离子对老化油的形成作用较大，初步判断FeS为老化油形成的主要原因。

根据老化油、密度、黏度、组成分析、固相分析和水相分析结果，可以判定XM老化油物性差、组分中重质组分多、固相中铁和硫的化合物含量高，水相中Fe2+和S2-含量高，这些综合因素导致XM老化油处理困难。

3 老化油室内离心分离试验

实验中使用浓度为 2g/100mL的高锰酸钾溶液作为FeS去除剂，取15mL离心管，加入13mL同种老化油和0.5mL的高锰酸钾溶液。离心油样测定含水率为21%，升温至65℃后，选定不同的离心机转速和离心时间进行离心脱水对比实验，测定离心后各层体积见表2、表3。

表2 XM老化油不同离心力、不同运行时间油层和油水过渡层含水率

表3 XM老化油离心8min后油层和油水过渡层含水率

从老化油离心 8min后两层的含水率数据可以看出，离心力越大，油层的含水率越低，离心力1 000g时，油层的含水率已低于0.5%，达到了合格原油的标准；离心力1 500g时，油层中已检测不出含水。油水过渡层的含水率随离心力的增大同样呈现先增大后减小的趋势，1 000g时为最大值。

室内离心分离试验初步证明XM老化油离心分离具有可行性，合理的离心参数为离心力1 000g、时间8min。

4 离心分离装置的构成

该离心分离装置主要由卧螺式离心分离系统、碟片式离心分离系统和加药系统3部分组成：老化油首先进入卧螺式离心分离机，在絮凝剂的作用下，实现固、液分离，分离出来的含水油进入碟片式离心机，在破乳剂的作用下实现进一步脱水。老化油离心分离设备工作原理见图1。

图1 老化油离心分离设备工作流程

5 现场试验情况

5.1 装置现场安装情况

老化油处理橇装设备最大处理量为 150t/d，装置于2013年11月10日运至XM联合站现场，装置位置距离原油储罐、泵房值班室等构筑物均满足安全防火技术规范要求，经过现场组装连接并调试，于2014年1月15日具备现场试验开工条件。装置来油为联合站站内 1 000m3老化油储罐，装置出口合格原油去站内外输油泵出口，装置出口污水去站内污水处理系统，装置残渣出口直接用防渗密封袋打包。

5.2 现场试验情况

正式现场试验于2014年2月20日开始，至3月5日结束，试验过程中每天现场跟踪运行情况，监测节点指标变化，发现异常及时提醒现场施工人员进行调整。试验期间进装置老化油温度为45℃，含水率约为 35%，装置平稳运行时加药浓度为100mg/L，装置加热炉出口温度为65℃。

5.3 现场运行效果

现场试验历经14天，合计处理老化油量1 000m3，试验过程中装置运行平稳、无漏油、触电等安全事故，装置出口原油含水率，污水油含量，废渣含水，废渣油含量各项指标均达到预期要求，详见表4、表5。

5.4 运行费用

试验过程中共处理老化油1 000m3（折合930t）,消耗天然气2 500m3，消耗电能5 500kW·h，消耗破乳剂100kg，天然气价格按2.36元/m3，电价为0.55元/kW·h，破乳剂价格为2.0元/kg计算，若不含人工费，老化油离心分离综合运行费用为9.8元/t，运行费用较低。

表4 XM老化油离心试验过程及关键参数

表5 老化油离心分离试验主要指标与预期指标对比

6 结语

老化油离心脱水技术在油田联合站现场应用可行，装置实现连续平稳运行，处理后原油含水、污水油含量、污泥含水率及废渣含水率均能满足生产需求。老化油离心分离技术提高了原油商品率，处理后的废渣作为建筑空心砖原料，提高了原料利用率，有利于环境保护。采用离心分离处理后的老化油可直接外输，提高了原油商品率，经济效益良好，具有广阔的应用前景。

[1] 夏福军，吴迪，孟祥春，等.含硫化亚铁颗粒污油回收处理技术[J].石油规划设计，2006，17(5)： 13-16.

[2] 张洪君.稠油老化油处理技术的研究与应用[J].内蒙古石油化工，2012(24)： 107-108.

[3] 薛强,王鉴.浅谈老化油回收处理的技术[J].内蒙古石油化工，2008(2)： 19-21.

[4] 潘永梅，王洪原，王学军.旋流分离技术处理老化油的适应性分析[J].石油天然气学报，2005(S2)：152-154.