稠油脱水

稠油脱水（通用6篇）

稠油脱水 篇1

在室内实验中, 经常要对新开发的原油进行各种性能指标分析, 对原油油品的经济性评价, 原油物性分析等。但在进行原油分析之前首先要进行原油脱水, 对稀油来说, 用常规沉降脱水基本可以解决问题, 但对于稠油、特稠油及超稠油脱水确实十分的困难。因此, 稠油、特稠油超稠油的含水指标要求相对较宽, 中油辽河油田公司特油公司特一联合站外输原油含水低于5%即可对外输送。在室内实验中对含水达到5%的稠油、特稠油进行全分析根本不可能, 必须首先想方设法在室内脱水至0.1%以下。为解决稠油、特稠油的脱水问题, 近几年来, 我们在室内作了大量有益的探索, 逐步摸索找到了一些解决的方法, 本文将重点介绍稠油、特稠油、超稠油的脱水实验成果。

1 原油脱水原理

1.1 蒸馏分离

将原油进行含水蒸馏, 直至原油温度升至300℃, 回收馏分, 然后将油、水分离后, 再将轻质馏分混合原油中。它的优点可将原油脱水到99.9%以上。缺点:对于稠油及特稠油会经常出现因水滴回落而造成的原油暴沸, 从而致使原油脱水失败。

1.2 重力沉降

将原油加入到原油脱水器中, 再加入适量水溶性破乳后, 在一定温度和压力条件下, 在重力作用下经过一定时间使其油水分离, 优点:省力、脱水后的原油不改变其成分;缺点:脱水速度慢, 脱水不彻底, 对特稠油及超稠油不可能脱水到含水低于5%。

1.3 磁场及重力脱水

适当加温降低原油的粘度, 再加上直流强电流, 使小油滴和小水滴发生电荷交换在重力和磁场力的作用下, 达到油水分离的目的。

电场压力:DC~6000V适当可调;

电极距离:2~8CM任意可调;

控温范围:室温~160℃适当可调;

优点:操作简单, 脱水速度相对较快, 省力;

缺点:对稠油及特稠油脱水率难以达到室内原油评价要求。

2 综合脱水法

2.1 综合脱水法原理

综合脱水法是我们比照现有的原油脱水方法, 总结其优缺点后, 提出一种新型的脱水方式。将原油脱水分为两步进行, 第一步对原油含水进行初步脱水即使用常规方法包括使用化学沉降脱水辅助以电极沉降脱水, 第二步进行蒸馏精脱, 利用稠油、特稠油高沸点的特点, 在200℃~300℃范围条件下进行蒸馏脱水。关键是解决了加热过程中容易产生的原油爆沸现象及原油外溢的问题, 为此, 我们设计了原油微量脱水装置, 经过反复修改、反复试验达到了预期的脱水效果。

2.2 原油脱水参数的确定

2.2.1 初脱时间的确定

以杜84杜家台原油和杜84管陶组原油为例, 进行了脱水时间实验, 实验结果发现脱水1h和脱水4h, 稠油的含水量无明显变化。因此, 为了节省时间, 提高工作效率将原油初步脱水时间选择为1h。

2.2.2 初脱温度的确定

初脱是在一个密闭的空间进行, 从理论上讲, 应选择能够脱水的最低温度, 同时, 脱水温度应在凝固点以上且保证原油具有一定的流动性, 因此选择了60℃, 80℃进行试验。实验发现60℃脱水后原油含水明显高于80℃脱水后原油含水率, 故初脱水选择80℃。

2.2.3 原油微量脱水温度的确定

原油经过第一步初脱水后, 原油含水一般在0.5%~10%之间, 为了脱去这部分原油中含水, 第二步采取的是蒸馏法, 通过设定脱水温度分别为110℃、150℃、200℃、230℃、300℃分别进行蒸馏, 原油油温升至110℃后, 逐步升温能使原油中的水分逐渐蒸出, 当油温达到300℃后其超稠油中含水小于1‰, 因此, 选择脱水温度为300℃时, 停止脱水试验。

3 综合脱水法可靠性验证

3.1 原油脱水的回收率实验

经过初脱水和微量脱水过程, 对比原油油脱水的回收率, 发现原油经过两次脱水后含水率小于1‰, 原油回收率均达到99.5%以上。

3.2 原油脱水处理前后原油物性变化

对原油脱水后前后的原油物理性能进行了实验、比较, 见表1。

从上述反映原油的比对参数可以看出, 各类油品原油经此方法脱水处理后, 其原油组分及原油物性基本没有变化。

4 结论

通过大量的室内实验, 成功找到实现稠油、超稠油脱水至1‰以下的室内脱水方法且方法可行可靠, 解决稠油、超稠油室内分析评价的瓶颈问题。

摘要：在原油分析中首先面临的问题是原油脱水, 特别是稠油特稠油其脱水难度更大, 我们通过室内的一系列研究, 对比蒸馏分离、重力沉降、磁场及重力脱水及综合脱水法进行比较, 分析不同脱水方法的优缺点, 确定了室内进行稠油特稠油的快速脱水方法。

关键词：原油脱水,稠油,特稠油

参考文献

[1]G B/T6533-1986.原油中水和沉淀物测定法

[2]SY/T0541-2009.原油凝点测定法

[3]GB/T8929-2006.原油水含量的测定蒸馏法

[4]S Y/T6520-2001.原油原油脱水试验方法压力釜法

油田稠油脱水工艺研究 篇2

稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油, 通常把地面密度大于0.943、地下粘度大于50厘泊的原油叫稠油, 因为稠油的密度大, 也叫做重油, 由于其具有非常高的粘度, 致使其流动性非常差。油田稠油脱水过程中, 一个非常重要的环节就是将原油中的水、气脱离, 为了能够在最大程度上将这三者脱离, 一般选用大罐加药沉降脱水和三相分离器脱水这两种工艺。

2 油田稠油脱水工艺研究

2.1 大罐沉降脱水工艺技术

2.1.1 大罐沉降脱水工艺的原理

大罐沉降脱水工艺的主要分为站外加药、站内脱水两大部分, 其中站外加药主要是指, 在小站 (井口) 进行加药, 在加完药后流向管道进行破乳, 在这个过程中破乳占据着非常重要的步骤;站内脱水的工作原理是充分利用好灌下部水层的水洗作用以及, 水滴在灌上部原油的沉降作用, 从而达到油跟水相互分离的目的, 其中, 随着原油慢慢的上升到沉降罐的最上面的液面, 这个过程中随着上升高度的增加, 其含水率也在慢慢降低, 最后由沉降作用分离, 由分离得到的原油自集油槽和溢油管排出。该技术最大的特点就是选择站外加药, 选择站外加药的好处主要表现在以下三个方面:一是, 使破乳得到充分降粘, 从而能够使管线的回压降低, 这在冬季表现得效果最好;二是, 能够提前将乳化液破乳, 从而大大降低了沉降罐内分离油跟水的时间;三是, 在管道进行破乳后, 水滴基本上会在管壁形成一层水膜, 这层水膜主要是起到了降粘减阻的作用。

2.1.2 影响原油脱水效果的因素

(1) 沉降时间的影响

原油跟水的分离需要一个时间过程, 但是在实际生产过程中, 为了提高工作效率, 使油跟水能够在最短的时间内分离, 经常会选择对一些增压点进行增压, 使毛油能够尽快进去联合站, 然后在经过缓冲罐, 由缓冲罐产生进去换热器, 最后再经过沉降罐中心配液管, 经过这些过程, 才能最终达到沉降罐的最底部。根据Stokes的沉降公式:

式中:水滴在油中的沉降速度用Vt来表示, m/s;

水滴的直径用d来表示, m;

水的密度和油的密度分别用ρ水、ρ油来表示, Kg/m3;原油的粘度用μ油来表示, Pa.s;重力加速度用g来表示, 9.8m/s2;

从上面的公式我们可以看出, 水滴的沉降速度会随着油水密度差的增大而增大, 随着原油粘度的增大而减小, 所以, 当油水密度差增大, 原油粘度降低的时候, 油水的分离就会变得越快。

(2) 脱水温度的影响

稠油的温度在很大程度上影响着其性质, 在原油脱水过程中起到决定性作用的就是加药的初始温度, 根据试验得出:稠油脱水水滴沉降的速度, 会随着温度的变化而发生改变, 油水密度会随着温度的不断增加, 而变得非常差, 这就在很大程度上使分散介质的粘度降低, 从而能够使脱水水滴沉降速度变得越来越快。

2.2 三相分离器脱水工艺技术

2.2.1 三相分离器工作原理

油水混合物一般都是先从入口流入预分离的装置内, 会将一部分气体分离出来, 分离出来的气体会流向上面的气相空间内, 然后再经过脱水填料、消泡装置后, 进入跟迷宫一样的捕雾器, 随后这些气体会被处理, 最后由排气口将排出;预分离后的液体会在落液管的作用下进入流型分布与调整的装置内, 经过流型整理后, 有些分散相的油滴会在该过程中进行破乳, 凝结, 从而完成了水洗破乳过程, 在水洗破乳后, 油水混合物会流入分离流场, 经过分离流场中的稳流、凝结装置作用, 并且会在这个过程中出现稳定的流场情况, 从而能够在最大程度上完成油水的高效凝结和分离, 在这之后又会流入以对水中的原油进行脱离为主要作用的第二次填料的分离装置, 将脱离后的原油进入油腔内, 脱离后的水会经过导管流入水腔中, 这就是完整的油水分离过程。

2.2.2 三相分离器的特点

(1) 具有非常好的脱水效果, 使用的分离技术是来液旋流预分离, 这能够对油、汽进行初步分离, 从而在很大程度上降低了气体对液体的干扰影响, 促进油水能够更快的进行分离, 使脱水质量得到提升。

(2) 破乳技术选用了静态的搅拌器活性水水洗技术, 这能够促进药液的混合和乳状液的破乳效果, 从而能够在很大程度上促进油水的分离条件, 使油水分离的时间大大缩短, 从而能够使装备的分离质量大大提高上去。

(3) 凝结材料是经过强化的, 这会使油、水两相之间液滴的碰撞凝结的概率得到大大增加, 从而使流动的状态稳定下来, 最终将分离的效率提高上去。

(4) 具有非常高的自动化程度, 三相分离器采用了压力、水位、油位以及界面最新的自动控制技术, 从而在很大程度上降低了操作强度。

2.2.3 三相分离器的进液量

三相分离器在进液时要根据具体的情况, 控制在合适的范围内, 但是一定要注意, 进液量之间的差值变化不能太大, 太大就会引起以下三方面的变化:一是, 进液量之间的差值变化越大, 油水界面出现紊乱的概率就会越大, 同时非常容易出现水室进油的情况;二是, 进液量之间的差值变化大也会造成加药的浓度不稳定;三是, 进液量之间的差值的变化越大, 会在进液过程中出现温度忽高忽低的现象, 这将会在很大程度上影响着脱水的效果, 所以说, 三相分离器在进液过程中, 必须确保上游的来液量始终处于非常稳定的状态, 能够做到进液处于平稳的状态, 而且无论是脱水还是出液也都必须确保是处于平稳的状态。

2.3 注意事项

(1) 原油的脱水效果在很大程度上受到破乳剂的影响, 因此, 必须选择合适的化学破乳剂, 这样能够使原油的脱水效果变得更好, 经过试验得出, 稠油区块的不同对破乳剂的选择性也是不相同的, 所以, 针对这一情况要建立长效的药剂评选工作制度, 这样能够在很大程度上满足实际生产中变化的需求, 另外, 还要不断研究、应用、引进新的破乳剂品种, 选择最佳的破乳剂, 时破乳剂的用量能够大大降低。

(2) 沉降速度会随着稠油油水密度差的变大而变快, 所以在对该工艺进行设计时一定要设计出足够的时间用来进行沉降, 另外在对稠油脱水时最佳的方法就是大罐沉降热化学脱水。

3 结论

油田稠油脱水过程中会受到很多方面因素的影响, 因此, 要充分将各个影响因素考虑进去, 选择合适的破乳剂, 以便能够使油田稠油脱水工艺顺利进行下去, 并达到最佳效果。

参考文献

[1]罗乐.利用正交试验法优化稠油脱水运行参数[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (19)

稠油脱水 篇3

1 试验原因

近年来, 稠油区块来油含水率均在90%以上, 为保证稠油脱泵含水控制在8.0%以下, 因此选取含水量作为试验的评价指标。主要因素:破乳剂加药量、沉降罐油层厚度、来油进罐温度。

2 试验部分

2.1 试验依据

根据生产实际, 对含水量影响因素的优化采用试验来确定。运行参数主要可分为:破乳剂加药量、沉降罐油层厚度、来油进罐温度。

2.2 试验安排

针对各因素的水平状态, 根据欢一联合站的实际情况分别定出水平, 见表1。

2.3试验研究

根据试验挑选出的因素及各因素所处的水平, 选用L9 (33) 正交表安排做9次试验。试验结果及分析见表2。

2.4试验结果

(1) 计算各因素的水平效应值:

同理可以求得:

通过对各因子水平的分析, 可以得出影响各因子水平的效果。

(2) 计算各平均水平效应值k i。K1=ⅠA/3=5。同理可求其它水平效应值, 见表2。

(3) 求出极差R。R A=m a x (ⅠA, ⅡA, ⅢA) -min (ⅠA, ⅡA, ⅢA) =15-12.2=2.8

同理可求得:RB=3.4;RC=2.4。

极差R是衡量实际数据波动大小的重要指标, 极差大的因素, 其变化程度对试验结果影响就大, 反之则小。

2.5 结果分析

在影响稠油脱水的因素中对因素A水平1最好, 对因素B水平2最好, 对因素C水平3最好。

影响稠油脱水性能因素的主次关系:沉降罐油层厚度—破乳剂加药量—来油进罐温度 (表3) 。

3 效益分析

3.1 气费分析

5月-10月停运3台加热炉。

节气量:150天× (1000+1100+1100) m3/10000=48万m3

节省气费W1=48×0.52元/方=24.96万元

3.2 药剂分析

进入夏季, 破乳剂加药量由120kg/d降至80kg/d。

节药量:1 5 0天× (1 2 0-8 0) k g/d=6000kg

节省药费W2=6000×8.812元/kg=5.28万元

W总=W1+W2=30.24万元

4 结论

(1) 稠油脱水性能的影响因素很多且相互制约, 仅靠单独研究某个影响因素并不能获得有效的研究结论, 而正交试验可以较好地解决这一问题, 而且研究方法科学、简便。

(2) 正交试验优化法是在某种特定条件下进行的, 如果条件发生变化, 影响因素的主次关系和最佳组合也会发生变化。

(3) 通过正交试验法优化稠油脱水运行参数, 将欢一联合站的生产指标进行了重组, 使稠油脱泵含水控制在8.0%之内, 保证了外输含水指标合格, 生产运行平稳。

摘要：欢一联采用化学加热联合脱水的方法, 致使进站加热燃气量逐年增加。针对此情况, 采取对稠油系统运行参数通过正交试验法进行优化。2012年夏季对稠油脱水运行参数进行优化, 试验使脱水达到预期的效果。

关键词：稠油脱水,正交试验,含水量

参考文献

稠油脱水 篇4

1 稠油污水的特性

稠油污水是伴随着油井的开采而出现的, 在一些稠油含水率较高的油田, 在开采出的稠油脱水后, 水质很差, 对其进行稠油污水处理的难度较大。尤其是在海上平台更是加大了稠油脱水以及污水处理的难度。

2 我国海上平台的稠油脱水实例

2.1 秦皇岛海上平台的脱水工艺实例

秦皇岛某油田中国海洋石油总公司1995年发现的一个大型稠油油田。投产初期产出液含水仅为20%左右, 至2002年8月上升到接近60%。含水的快速变化造成了油水分离困难。秦皇岛所产原油属低蜡环烷基原油, 基本物性如下:50℃密度0.933~0.938g/cm3, API°15.7~16.5, 50℃粘度408~634m Pa·s, 凝点-13~-17℃, 含蜡2.26%~3.28%, 含沥青质3.71%~5.06%, 含胶质10.90%~11.54%。

原油处理流程[4]如下:井口产液进过海底管线→单点系泊系统 (SPM) →浮式生产储油设施 (FPSO) →游离水分离器V-101 (0℃~80℃) →换热器HE-101→热处理器V-102 (0℃~90℃) →原油增压泵P-101→加热器H-102→电脱水器V-103 (0℃~115℃) →换热器HE-101→海水换热器WC-101→工艺舱 (0℃~85℃) →货油舱。

由上述的流程简述可以看出, 秦皇岛某稠油油田的脱水工艺采用的是热化学-电化学模式。针对秦皇岛某原油开发的BH系列破乳剂和BHQ系列清水剂配合使用, 可保证秦皇岛某油田原油、污水得到有效处理, 外输原油含水达到≤0.5%指标, 外排污水含油≤30 mg/L。由此可见, 热化学-电化学稠油脱水工艺在秦皇岛某油田的生产中得到了成功的应用。

2.2 绥中某油田稠油脱水工艺实例

绥中某油田是中海油最大的稠油油田, 该油田在生产的16年间经过一次改造。改造将原井口产出物流送至浮式生产储油设施 (渤海“明珠号”FPSO) 流程改为通过海底管道输送至中心平台做简单的脱气和脱水处理, 脱水后含水30%的原油再经过海底输油管道送至陆上终端处理厂流程。

在改造之前, 原流程中浮式生产储油设施 (渤海“明珠号”FP-SO) 是主要的稠油脱水处理装置。稠油脱水流程与秦皇岛某油田FPSO脱水流程基本相似, 采用脱水工艺亦为热化学-电化学模式, 流程中所注化学药剂也是BH系列化学药剂。热化学-电化学模式在绥中某油田一期工程中得到了成功的应用, 处理后原油含水率<1%, 达到了合格原油指标。

随着油田的生产和扩建, 渤海“明珠号”FPSO解脱, 绥中36-1油田群建设中心平台 (SZ36-1 CEP平台) 。原井口平台所产物流汇集到中心平台, 在中心平台高效分离器内热化学沉降脱水, 脱水后含水30%原油通过70km海底输油管道送至陆上终端进一步处理。在绥中油田陆上终端, 原油脱水流程与陆上石油稠油脱水工艺基本相似, 即大罐沉降—电化学脱水—大罐储油—码头外输, 在脱水流程中加入化学药剂。虽然此流程距离较长, 但是不难看出根本上还是热化学-电化学模式。由此可见, 热化学—电化学稠油脱水工艺在海洋石油绥中某油田得到了成功的应用。

2.3 渤中某油田浮式生产储油设施稠油脱水工艺

渤中某油田FPSO的原油处理流程:来自各井口平台的油、气、水通过海底管线, 经单点系泊装置进入FPSO, 首先通过自由水分离器将其中的及气大部分自由水分理处来, 原油及大部分乳化水通过加热后再进入热处理器进一步脱水, 当原油的综合含水处理到20%~30%时, 即可进入电脱水器进行深度脱水到综合含水0.5~1%, 达到商品原油的含水要求。电脱水器是通过静电的作用使原油深度脱水, 在原油含水低于30%的条件下, 电脱水器才能建立起电场, 否则电脱水器则无法工作, 这使分离器能否将含水原油处理到综合含水低于30%, 变得非常重要。对于重质原油来说, 脱水是相对困难的, 再加上海上油田投资高, 高效的处理流程的采用对降低投资、提高效益是非常关键的。

3 海上稠油油田污水处理工艺

相对与原油脱水的困难, 重质原油的污水处理一直是一项国际性难题。在海上平台上的有限空间内, 采用更高效的手段将污水中的含油降到国家环保法规的要求 (渤海地区污水含油排海要求为不大于30mg/l, 污水回注则要求更高) , 也一直是我们研究的方向。对于轻质油, 可以采用水力旋流器来解决, 基本上可以从含油1000mg/l处理到30mg/l。但对于重质原油来说, 由于原油的密度接近水的比重, 水力旋流器基本不起作用。海上平台的稠油污水处理工艺如下:从分离器分离出的生产污水首先进入斜板隔油器, 斜板隔油器能将含油为1500mg/l的含油污水处理到含油300~500mg/l, 然后含油300~500mg/l的生产污水在进入加气浮选器, 在加气浮选器内, 依靠加进去的微气泡的黏附作用, 可以将生产污水处理到含油60~100mg/l, 然后含油60~100mg/l的生产污水进入核桃壳过滤器处理到含油30mg/l一下, 满足污水外排的要求。这一污水处理流程相当复杂, 绥中36-1油田CEP平台是一八桩腿的大平台, 总共有四层甲板, 其中污水处理设备就占了一层。这也从一个侧面说明了若分离器的生产污水的含油量控制不住的话, 污水处理设备就会占用大量的工程投资, 大大降低工程投资的效益, 使很多小型油田失去开采价值。

结束语

稠油油田在所有油田中占据了较大的比重, 对开采出来的油田进行脱水是十分必要的, 特别是在海上平台这一狭小的范围内更是较为困难, 我国在不断钻研的基础上发展出了海上平台脱水工艺, 在我国的海上平台中加以使用, 本文通过对我国现今所采用的主要海上平台脱水工艺进行实例介绍分析, 为后续开展更好的稠油脱水工艺打下基础。

参考文献

[1]郭新华, 高静.稠油脱水工艺分析与改进[J].城市建设, 2009, 46.

[2]牛彬.油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究[J].中国石油大学胜利学院学报, 2003, 5.

浅析稠油采出液脱水技术研究进展 篇5

1 化学脱水技术

1.1 热化学沉降脱水

稠油的黏度是随着温度的升高而降低的, 温度越高越有利于降粘剂和乳剂的分散, 而且能够增加稠油内水分子的热运动状态, 有利于稠油脱水的进行, 但过高的温度会使能耗和工艺操作的危险性增加, 因此脱水温度一般控制在80℃左右为宜, 除了温度以外, 热化学沉降脱水的决定性因素还包括破乳剂的种类、破乳剂的性能、破乳剂的用量、沉降的时间和净化油含水等, 为保证进站后油品的黏度能较为均一, 应针对不同油井的采出液特点进行相应的调整, 不能一概而论。

1.2 电化学脱水

电化学脱水是通过电场力的作用对油水界面前度进行削弱, 促使水滴聚集并达到脱水目的, 稠油中一般含有较多的铁硫化物和沥青质等, 这些物质的存在大大增加了稠油的电导率, 这不利于液滴的聚集, 还会增加能耗, 目前多用双电场脱水的方法, 将直流电场和交流电场联合进行电化学脱水来改善脱水效果。

1.3 掺稀释剂脱水

向稠油中掺入相对较稀的原油, 能够大大降低采出液的黏度, 达到脱水的目的。在通过掺稀释剂脱水过程中, 稠油和原油混合时的温度越低, 其降低稠油黏度的效果越好, 一般控制温度在混合油凝固点以上5℃左右为宜。这种脱水方法的缺点就是需要消耗原油, 无形中增加了成本, 具有一定的局限性。

为了克服各化学脱水法的缺点和不足, 现在一般将多种脱水方法联合应用, 扬长避短, 达到高效、经济的脱水效果, 例如目前有两段热化学沉降脱水工艺流程, 易于管理和操作, 在脱水时间和沉降时间的控制方面也比较方便, 具有很高的可靠性。还有文献报道的热化学沉降和电化学脱水联合工艺和稠油回掺底水预脱水等, 都有利于提高脱水效率和经济效益。

2 物理脱水工艺

在稠油的物理脱水工艺方面, 目前应用比较多的工艺技术就是旋流油水分离技术, 稠油的特点是黏度大, 油水密度差小, 难以分离, 利用旋流器进行灵活的串联组合, 可以再不改变处理量的前提下提高脱水程度, 例如采用底流串联方式, 即经上级旋流器脱水后的稠油通过底流口进入下级旋流器进一步处理, 研究表明, 旋流器的直径越小, 分割粒度越小, 其分离精度就越高。

3 其他脱水方法

3.1 超声脱水工艺

通过超声波方法对进行稠油脱水工艺具有能耗低和避免造成二次污染的特点, 超声波脱水根据与媒介的作用方式不同可以分为非热机制和热机制两种, 其中非热机制作用有利于小水珠的聚集, 而热机制作用有利于降低油水界面膜的强度 (发挥表面活性剂的作用) 和降低黏度。有文献指出能够影响超声波稠油脱水率的主要因素包括声强、辐照时间、超声波频率、试验温度和沉淀时间等, 对于温度一定的稠油来说, 超声波脱水频率越小, 其破乳声场的分布越均匀, 超声波衰减就越慢, 因此, 利用超声波破乳的有效辐射距离就会越大。而当温度升高时, 会使稠油本身的黏度减少, 稠油内水滴的移动速度和沉降能力受到的阻力会明显减小, 这是有利于脱水的进行的。由此可以推断出在一定范围内, 沉淀时间越长, 稠油脱水越彻底, 但随着沉淀时间的延长, 脱水效果变化不明显

3.2 微波脱水

在利用微波方式进行稠油脱水工艺时, 应该注意向稠油乳化液中加入一定量的氯盐试剂将会将会使稠油脱水效率大幅度提升, 而且加入的氯盐试剂中, 低价态的氯离子的脱水率明显大于高价态氯离子脱水率, 同时, 化合物内金属离子的极化能力越低越有利于提高脱水率。有文献分析了这种原理是氯盐试剂在稠油中可以发生电离, 产生的自由离子能够对微波发挥强大的吸收作用, 进而对氯盐试剂周围的环境迅速加热升温。另外, 氯盐试剂大大增加了油水两相的极性差别, 降低了油在水中的溶解度, 使稠油中的水相更容易被分离。然而, 氯盐试剂的加入会加速稠油设备的腐蚀, 因此在脱水后需要对设备进行清洗脱盐, 这在一定程度上也增加了稠油脱水的工艺长度和工艺成本。

4 总结

通过热化学沉降脱水方法进行稠油脱水的缺点是沉降时间相对较长, 耗能也比其他脱水方式大;通过电化学方法对稠油脱水的缺点是难以建立稳定的电场, 即使在建立电场后, 对其场强的控制也较难;而掺入原油稀释剂脱水的方法会受到原油资源的限制, 增大了稠油脱水成本, 不利于提高经济效益;虽然超声稠油脱水技术和微波稠油脱水技术具有很高的理论可行性, 但是在微波和超声这方面的控制技术还不成熟, 实际操作过程中可能会遇到一系列技术难题。由此看来, 稠油脱水方法每种都有各自的缺点和长处, 因此, 笔者建议采用以一段热化学沉降脱水、二段旋流脱水为主的稠油脱水方案, 并添加破乳剂等化学药剂来提高稠油脱水效率。

参考文献

[1]程刚, 李泓, 刘建春等.重质稠油的电脱盐、脱水工艺优化及其水滴粒径的变化和分布[J].石油学报 (石油加工) , 2013 (04) :687-693.

[2]寇杰, 杨文, 王秀珍等.稠油热化学脱水工艺参数优化研究[J].西南石油大学学报 (自然科学版) , 2013 (06) :153-158.

[3]王瑞军.改造后的稠联脱水系统主要设备运行评价[J].油气田地面工程, 2013 (07) :56-57.

稠油脱水 篇6

稠油首站担负着滨南采油厂二、三、四矿原油的处理任务, 是采油厂最大的一座原油脱水处理站。原油脱水采用掺稀油降粘、热化学沉降脱水工艺。原油进站温度55℃, 日处理液量16000m3/d, 其中原油3300m3/d (稠油约占55%) , 脱出污水12700m3/d。原油进站综合含水79.38%。其中滨南三矿的稠油经近20年的开采, 几个主要产油区块稠油粘度约在6000-10000m p·s, 属于典型的稠油、超稠油类型, 稠油处理能耗在稠油首站整体能耗中占据着很大的比重。由于原油黏度较高, 必须将原油加热至88℃以上进行热沉降脱水。加热炉需要的热负荷高, 燃料油耗量大。

2 稠油首站原油脱水现状

站内脱水采用两段热化学脱水工艺, 一段脱水流程为:分离器油路出口原油在汇管加入破乳剂, 然后进入加热炉将原油加热至72℃以上, 进入一次沉降罐进行沉降脱水, 然后高含水油经溢流进入二次沉降罐进行二次沉降。二段脱水工艺为:二次沉降罐出来的原料油在脱水泵前端加入破乳剂后, 进入加热炉进行加热, 然后经脱水器后进入三次沉降罐热沉降, 最后进入净化油罐, 合格原油经外输泵外输至稠油末站。

3 原因分析及措施

3.1 生产运行中存在的问题:

主要存在的问题有以下几个方面, 一次沉降罐及二次沉降罐内原油沉降脱水效果不理想, 原料油含水偏高, 平均含水在35%左右。由于原油粘度较高, 为了降低原油粘度, 保证外输含水, 必须使第二段脱水温度保持在90℃左右。为了保证脱水温度, 现使用6#、7#、8#水套炉给一段脱水来油加热, 2#、4#、5#三台水套炉给二段脱水原料油加热。造成加热炉燃料油耗量较高。

原油处理过程中含水对加热炉负荷影响较为明显, 由于水的比热为4.18K J/K g℃, 油的比热为1.96K J/K g℃, 在液量及温度相同的情况下, 含水的降低势必减少加热炉的热负荷, 节约燃料油的耗量, 所以降低原料油含水显得尤为重要。

3.2 原因分析

针对原料油含水较高的情况, 我们分析认为, 主要是因为一段脱水加药方式不合理造成的。加药泵出口管线为DN20, 直接与分离器油路汇管相连, 破乳剂进入油路汇管以后, 无法与原油充分混合, 只能与一少部分原油接触, 直接随油流进入一次沉降罐。致使破乳剂没有充分作用发挥, 破乳效果不理想。从而造成一次沉降罐沉降效果不理想, 二次沉降罐原料油含水偏高。

3.3 采取的措施

针对这种情况, 我们提出了建议, 改变分离器油路汇管的加药点的位置, 将油路汇管上的流量计去掉, 安装了管道混合器。

管道混合器的结构:管道混合器由两段U型管组成, 分别在两个进口和两个接口上焊接安装了一组旋流板, 前端有加药口, 破乳剂经加药口进入管道混合器, 与流经管道混合器的原油混合。

原理:破乳剂经加药口进入管道混合器后, 与原油混合, 然后流经混合器前后旋流板, 通过旋流板的旋流作用, 使破乳剂与原油充分混合。提高化学破乳效果, 达到降低脱水温度的目的。

3.4 管道混合器的安装位置

将原有分离器油路流程改造, 去掉原有的油路汇管上的流量计, 在此位置上连接安装管道混合器。如图2:

4 现场运行情况

管道混合器由2011年6月1日改造完毕, 现正式投入使用。使用一周, 替换出站内原有的存油后, 对运行参数进行了跟踪测试。并将使用前后各项参数进行对比 (表1、表2) 。

通过对上述运行参数对比可以看出, 使用管道混合器后, 原料油含水降低了8%-10%, 在脱水温度保持不变的情况下, 可以降低加热炉的热负荷, 减少燃料油的用量。

按平均外输纯油3300m3, 原料油含水降低10%, 脱水加热炉进口温度72℃, 出口温度90℃计算 (燃料油发热值查表得43545kj/kg, 加热炉热效率查设备运行资料得70%)

G氺=3300*10%/24=13.75m3

h=13750 (kg/h)

T= (t2-t1) /2= (90-72) /2=9 (℃)

Q=G水C水 (T2-T1) =13750*1.7105 (90-72) =175851.225 (kj/h)

每年可节约燃料油量为

5.8*24*365=50808kg=50.808 (吨)

5 结论

(1) 使用管道混合器能够提高破乳剂的使用效果, 加快原油的破乳沉降。原料油含水降低约10%左右。

(2) 降低了加热炉的热负荷, 节约了燃料油用量。

摘要：本文通过对稠油首站脱水工艺的分析, 提出了使用管道混合器提高破乳效果, 降低原料油含水的方法, 从而减少了加热炉燃料油的用量。