基于真空立体闪蒸技术的海上油田老化油处理系统的设计与试验

龚玉林, 刘建华

(1.南海西部石油油田服务(深圳)有限公司装备维修中心，广东 深圳 518000； 2. 南海西部石油油田服务(深圳)有限公司技术服务中心，广东 深圳 518000)

海上油田老化油是指在海上平台开采、FPSO(Floating Production Storage and Offloading，浮式生产储卸油装置)生产和处理过程中形成的乳化状态严重且含水率较高的原油乳状液[1]。老化油的状态稳定，现有原油处理系统很难或无法处理。

据统计，我国油田与炼油厂每年都产生大量的老化油，仅油田每年就产生不少于几百万t的老化油，例如大庆油田2014年的老化油产量达42万t[1]，塔河油田2012年累计产生老化油25万t[2]。即便单个联合站的老化油产生量也非常大，例如大庆某联合站脱水系统回收输油岗污水沉降罐中的老化油和污水处理站沉降罐中的老化油，平均每周收油1次，每次收油50 m3，合计年产生2 570 m3老化油[3]。因此，陆地油田和炼油厂对于老化油处理具有非常大的需求，而且是每年都有的持续性需求。

随着我国海洋石油开发事业的迅猛发展，在渤海、南海地区部分早期投产的海上油田逐步进入开采后期，老化油的问题也日益突出，例如渤海蓬勃作业区某油田2004年投产，每天产生约50 m3老化油[4]，又如渤海某油田FPSO有老化油近11万m3，占据5个舱室，综合含水20%～40%[5]。

本文中的老化油处理试验对象为南海流花油田的老化油。流花油田是一个生物礁地层圈闭—块状底水油藏，老化油的年累积量达到了6万桶。流花油田的老化油性质如表1所示。

表1 流花油田老化油油样性质

由表1可知，流花油田老化油含水率较高，体积分数达到了34.58%，树脂、沥青质等高黏度物质含量较高，盐含量也较高，这也都导致传统的脱水处理工艺效果不佳，亟待设计一套能够将含水率脱除到0.5%以下的适合于海上FPSO现场使用的老化油脱水处理系统。

同时，所设计的系统需要具有普适性、安全性、简便性和低成本运营的特点，能够解决大部分海上油田开采后期存在的高含水率老化油脱水处理难度大、无法满足外输要求的问题。

1 老化油处理技术现状

海上油田老化原油的及时回收与高效处理，对于提高原油产量、减少老化油占用舱室空间、降低FPSO生产系统压力等问题，具有非常重要的意义。

当老化油的数量较少，所占的比例较低时，通常采用回掺处理的方式；当老化油数量逐渐增多时，处理方式改为集中间歇式处理；在老化油的含量非常多的时候，就需要进行不间断处理，即连续处理方式[6]。目前海上油田和FPSO的老化油大多数处于日常产生量不大、集中暂存于舱室的处理模式。因此，本文主要针对集中间歇式处理需求进行系统设计和试验。

目前国内对老化油的处理技术主要是通过化学药剂调质、物理沉降、膜设备过滤或机械离心等手段进行预处理，然后回掺至原油系统外输。

受到海上平台、FPSO等海上设施空间、载重、时间等各方面因素的影响，相比陆地油田的老化油处理，海上油田老化油处理对设备的体积、重量、脱水效率、成本、运维方式等都提出了更高的要求。

老化油属于一种乳化油污水混合物，舰船上的传统处理方法包括膜分离法、吸附法、强制过滤法等方法[7]。FPSO上的现行常用处理工艺包括三相分离器脱水和电脱水器脱水[8]，也有的附加采用热水冲洗法和加热沉降法[9]。马方义等主要针对渤海蓬莱作业区老化原油采用化学法脱水的工艺和方案进行深入研究[10]，但是药剂的针对性和沉降时间过长不太适合在海上油田的推广应用。李玮健等针对南海流花11-1油田的老化油进行了高频/高压脉冲交流电场下的破乳脱水实验研究[11]，但由于装备成本和操作复杂性的问题，尚未推广使用。翟东等提出了由多个物理处理技术联合的海上油田老化油处理方案，将高频电磁场技术、脉冲破乳技术、高频电场聚结技术等组合应用[12]。张海周等针对南海流花油田的老化油样品进行了真空薄膜脱水试验研究，效果良好[13]。

综上所述，目前已有的老化原油处理技术都需要药剂、电场或超声波等外部因素的介入，这就导致不同的老化原油必然需要选择不同的外部辅助手段，换言之，上述技术都不具备通用性，局限性较大，而且处理效果无法保证，处理精度无法控制，处理设备的体积大、处理时间长，也不适合FPSO和海上平台应用。而已有研究中，针对海上油田的老化油处理，普遍推荐的都是采用物理法进行脱水。

为此，本文提出一种适应性强、不需要外部辅助手段、重量轻、体积小、操作简便、成本低廉的工艺方案，即基于真空立体闪蒸技术的海上油田老化油处理系统，并开展具体的系统设计与样机试验，通过对海上油田老化油样品的处理效果验证新工艺的可行析和普适性，用以确定其在海上油田各个平台和FPSO上的推广价值。

2 系统设计

由于海上油田老化油的处理要求中主要是满足原油含水率低于0.5%这一项指标，而不用考虑老化油中的胶质、固体杂质、药剂残留等其他成分的脱除问题，因此系统设计的核心就归结到脱除水分这一核心要点上来。显然，物理蒸发的方式最为直接、有效。

基于真空立体闪蒸技术的海上油田老化油处理系统主要是利用真空状态下油气两相界面上发生水分蒸发的原理，采用真空闪蒸、三维蒸发技术实现真空脱水脱气，即油中的水分在真空状态下瞬间由液态变成气态被真空抽气系统抽出，达到将老化油含水率处理至合格外输水平即含水率低于0.5%的目的。

真空立体闪蒸老化油处理技术不是使用传统的喷淋法(微小油滴在真空容器中洒落，做落体运动)而是通过专用膜化填料(比表面大的多层叠纹薄元件形成的脱水脱气组件)将老化油薄膜化，在通过此组件时能在有限的时间及体积内充分摊薄，使油中的水分和气体最大限度地暴露出来，以达到瞬间使水分由液态变成气态被抽出，从而去除油中水分和气体之目的，使脱水脱气的效率得到极大提高。

基于上述设计思路，整体工艺流程图设计如图1所示。

图1 真空立体闪蒸老化油处理系统工艺流程图

根据上述工艺流程图：老化油通过FPSO上存放老化油舱室中的潜油泵送入真空立体闪蒸塔，达到一定液位以后停止泵送；在循环油泵的抽吸作用下开始内部循环，首先进入电加热器加热，然后在专用喷头的雾化作用下，喷淋到专用膜化填料上，形成很薄的油膜逐渐向下运动；在油膜下沉的过程中，由于闪蒸塔内处于真空状态，加热到80度的油膜中的水分开始蒸发，并由真空系统抽走，实现老化油高效蒸发脱水；当老化油沉入闪蒸塔的底部后，在油泵抽吸的作用下，再次进入加热—闪蒸—脱水的循环。如此循环往复直至监测到原油含水率低于0.5%后，输油泵将除去水、气体的合格原油外送。

装置蒸发出的水蒸气、H2S以及低沸点烃类物质等气体所形成的混合气体进入强风冷凝子系统，冷却后的水进入排水装置被排出，不凝气体经真空系统被排出，进入硫化氢吸附装置(若在FPSO上使用，可以直接送入火炬塔系统处理，不需要额外新增设备)。

3 主要设备参数设计及选型

3.1 油液输送子系统

由于FPSO上的老化油通常存储在舱室中，因此油液通常由舱室中的潜油泵输送进入，根据液位自动控制开关。系统自带的油液输送系统主要是用于实现油液在系统内部的循环。考虑到油液中油为主，水量逐步减少，而且油中胶质、黏性物质较多，因此选用齿轮泵作为输送泵，并结合液位监测、含水率监测以及超载保护等控制装置实现自动控制和安全运行。

3.2 加热子系统

加热器选用U形管设计，升温快、加热均匀。保证油液在加热过程中不会局部过热。同时，加热器放置于圆柱加热罐内，与四周间隔10 cm，因此不会出现油温过高造成加热罐表面油漆损坏。

配置自动恒温控制装置，油温可在20～90 ℃范围内随意调节，当油温达到设定温度时，加热器自动停止加热。

加热子系统与真空立体闪蒸子系统、油液输送子系统之间联锁控制，避免加热器无油干烧。

3.3 真空立体闪蒸子系统

由真空立体闪蒸塔、半圆弧喷雾器、老化油膜化填料、液位控制系统等组成。

半圆弧喷雾器主要是让油液迅速雾化，使淋液点分布密度、均匀性达到最佳值，消除了因气液分布不均匀而造成塔截面各部分的气液两相各自的浓度差，迅速脱除油中的气体，处理后油中含气量≤0.1%。

老化油膜化填料选用一种金属材质的带孔板的波纹型填料，适合于增强液体均布和填料湿润性能，将老化油膜充分平铺，提高脱水蒸发效率。

为了调节闪蒸塔内的真空度，系统自动调节渗气口的阀门开度，使得闪蒸塔内的真空度在-0.06～-0.07 MPa之间波动。考虑到老化油可燃可爆的特性，在FPSO上使用时，该渗气口需接入惰性气体。该惰性气体可以从FPSO上已有的惰气舱获得，不需要额外增加设备。

3.4 强风冷凝子系统

真空抽出热蒸汽通过强风冷凝器进行冷却液化。考虑到老化油含水率较高，冷凝子系统增加了散热面积，使从真空立体闪蒸塔分离出来的水蒸气快速冷凝成水，存于集水箱排出机外。

3.5 老化油含水率在线监测子系统

为了更好地观察真空立体闪蒸老化油脱水装置在不同实验参数下的脱水效率和效果，同时也作为控制老化油进出脱水系统的监测阀值，必须配置老化油含水率的在线监测子系统，对老化油中的含水率进行在线监测。本系统中通过水分活性监测来实现老化油含水率的监测分析。该子系统由紧凑型油中微量水分变送器和智能数据记录仪组成，可以实现0～1%水分活性的在线监测，并且每10 s采集一次数据，确保监测的及时性和准确性。所有监测数据还可以通过DTU(Data terminal unit，数据传输单元)远传到后台系统，便于将来远程监测。

3.6 H2S吸附子系统

考虑到老化油加热闪蒸过程中，从真空泵排除的气体必将带出大量H2S气体，不仅气味难闻，对人体健康存在较大伤害，对周边环境的影响也较大，因此必须进行吸附处理。

H2S吸附子系统主要由喷淋塔、过滤器、喷淋头、下滴器、收集室等部件组成。H2S气体进入喷淋塔以后，与NaOH浆液进行反应，生成H2O和NaSO4。同时，考虑到气体通过喷淋塔时压力不足，无法实现气体与填料的充分接触，在喷淋塔的出口需要加装风机，实现H2S的有效脱除。

3.7 柔性可拆卸式外保温组件

在老化油处理过程中，每个单次雾化—膜化—闪蒸脱水—沉降之后，老化油的温度将下降10 ℃左右，这不仅会增加循环加热的能耗，也会降低蒸发脱水效率。同时，考虑到加热罐和真空立体闪蒸罐的外表面可能高达85～90 ℃，直接接触会造成人员伤害。因此从提高处理效率和保护操作人员的双重角度出发，需要在加热罐、真空立体闪蒸罐以及热循环管路的上增加保温层。

由于设备需要不断试验改进，因此保温层采用定制化可拆卸式的柔性保温材料。柔性可拆卸保温系统，适用于一些不易维修的异形部件，例如：法兰、阀门、泵体、管配件等，达到良好的保温隔热效果。本次设计中，选用PTFE(Polytetrafluoro-Ethylene，聚四氟乙烯) 柔性可拆卸式保温组件，具有绝缘、抗张强度高、不易老化特点，具有防水、防油以及防火性能，还具有良好的保温性能，可以储蓄80%的热量，降噪、隔热，提高工作场所的舒适度。

4 基于真空立体闪蒸技术的海上油田老化油处理系统样机试验结果

以南海流花作业区海洋石油112FPSO上的老化油样品，真空立体闪蒸老化油处理样机进行了实际处理试验，试验样机实物图见图2。其主要目的是根据前期工艺原理研究阶段确定的工艺线路，确定成套试验装置的可用性，确定是否能够通过一定时间的处理达到含水率下降到0.5%以下的目标。

图2 真空立体闪蒸老化油处理系统试验样机

4.1 处理前老化油样品含水率检测

在进行样机处理试验之前对老化原油样品进行了抽样含水率化验。每次取样250 mL，采用蒸馏法进行检测，各批次样品的含水率数据如表2所示。

表2 老化油样品抽样含水率检测结果

4.2 处理后老化油样品含水率检测

在经过真空立体闪蒸老化油处理系统试验样机分批次对老化油样品进行脱水处理之后，对处理后的老化油样品进行了含水率化验，每次取样250 mL，采用蒸馏法进行检测，各批次样品的含水率数据如表3所示。

表3 老化油样品分批次处理后含水率检测结果

4.3 处理前后老化原油含水率测试数据对比

如图3所示，通过处理前后的老化原油含水率测试数据对比可以看出，真空立体闪蒸老化油处理系统试验样机的处理效果良好，脱水效果明显，完全可以达到含水率0.5%以下的合格外输原油含水率要求。

图3 老化油样品脱水处理前后含水率对比

4.4 单次完整的老化油处理流程含水率测试数据对比

取80 L老化油样品，在80 ℃，-0.06 MPa真空度下进行一次完整的脱水流程试验，每15 min取一次油液样品，并完整记录各个时间段的样本数据，汇总表如下：

表4 单次完整的老化油处理过程含水率分析

根据表4记录可知，处理到90 min的时候，老化原油的含水率已经下降到0.5%以下，符合外输原油含水率要求，变成合格油品。

根据图4可以看出，现场在线式原油含水在线监测仪的记录数据总体处理趋势较为平稳，含水率逐步降低。当含水率下降至1%以下时，水分活度监测值也同步开始发生变化，并且变化趋势与含水率的下降趋势一致，监测精度较高，与原油含水率具有一定的对应关系，因此可以将水分活度监测值作为控制油液进出老化油处理装置的参考阀值。

图4 单次完整的老化油处理过程水分活度在线监测图

综合上述样机试验的结果可以看出，基于真空立体闪蒸技术的海上油田老化油处理工艺属于纯物理脱水，与老化原油的产生途径、来源油田没有相关性，即具有通用性，可以适用于各种类型的老化原油。同时该工艺无需化学药剂，不需要物理沉降等任何预处理措施，可以直接进行脱水处理，处理效率非常高，所需要的设备也非常少，占地少、重量轻。特别是无需添加化学药剂的特性，保证了该设备的普遍适用性，在海上油田老化油处理方面，与传统的处理工艺相比具有非常突出的优势。

当然，采取纯物理脱水的方式处理老化油虽然脱水效果非常好，但是也存在脱水时间较长以及无法脱除老化油中的胶质或固体杂质等方面的不足，较为适合产生量不大(低于200 t/d)、不需要脱除胶质或固体杂质的海上平台或FPSO上的老化油处理。对于每天产生大量老化油的陆地油田处理需求，基于真空立体闪蒸技术适合于做梯级脱水的最后一步，即深度脱水处理。

此外，从设备的工艺特点来看，除了需要用电，还需要在真空闪蒸塔接入惰性气体，需要对排放出的含H2S气体进行处理。这些要求在海上平台或FPSO上都可以通过直接使用海上的现有装备满足，但是如果该设备在陆地油田使用，需要额外投资建设配套工程，将进一步提高初始投资和运营成本。

5 结论

(1)基于真空立体闪蒸技术的海上油田老化油处理系统工艺较为合理，试验样机对老化油处理效果良好，可以将老化油含水率脱除至0.5%以下，达到外输原油标准。

(2)试验样机结构紧凑、效率高，操作简便，不需要添加药剂，也没有沉降预处理，特别适合FPSO和海上平台等海上设施的老化油现场处理要求，能够有效解决日益凸显的老化油处理难题，值得推广应用。

(3)对于每天产生大量老化油的陆地油田，本文所提出的系统由于耗时长、无法脱固等问题不太适合单独应用，可用于最后一步深度脱水处理。

(4)研究过程中发现单级真空立体闪蒸系统的处理效率还可以进一步提高，在后续研究工作中引入双级甚至多级真空立体闪蒸处理工艺，提高老化油脱水效率。