原油脱水新技术

原油脱水新技术（精选8篇）

原油脱水新技术 篇1

原油脱水包括脱除原油中的游离水和乳化水。因而多年来始终把W/O型乳状液的油水分离作为研究重点。原油脱水前, 应尽可能脱除原油内析出的溶解气, 否则气体的析出和在原油内上浮、以及气泡还常吸附水滴将严重干扰水滴的沉降, 降低脱水质量。

1 长庆油田脱水工艺现状

目前, 长庆油田油气集输部分的主要工艺流程是:来液加药后先进入游离水脱除器, 脱后含水油 (含水15%左右) 进入立式油罐 (大罐) 进行溢流沉降, 产生的污水进入污水处理系统。为适应长庆油田大发展的趋势, 三相分离器也陆续在长庆各大油区得到了应用。

大罐溢流沉降脱水工艺流程的的特点及存在问题:

1.1 脱水采用单一的热化学沉降使油水分离的方法, 油水混合液进入脱水罐前, 必须加入破乳剂, 并加热到脱水所需要的温度。

1.2 由于原油和净水密度的差别, 在沉降过程中纯净的原油在罐内的最上面, 纯净的水在最下面, 因此利用液体产生的静压原理, 将净化原油及净化水的排出口设计成不同高度的溢流形式。这样在脱水过程中, 油和水流出均为常压下自流方式流出, 生产过程安全可靠。

1.3 脱水过程较长, 一般不小于24小时;脱水温度较低, 通常在35℃左右。

1.4 脱水效果好, 油中含水在0.5%以下;水中含有在100ppm左右。

1.5 省电能和热能。

1.6 存在问题:油罐体积大, 占地较多, 钢材用量稍多。

2 原油脱水机理分析

2.1 重力沉降脱水

依靠油水所受的重力不同进行分离。常用的分离设备有游离水脱除器和沉降罐。

重力沉降脱水的优点:

(1) 进罐混合物无需加热, 节省燃料;

(2) 操作简单, 自控水平低;

(3) 原油轻质组分损失少, 原油体积、密度变化小。

重力沉降脱水的缺点:

(1) 不适于用于汽油比大的原油乳状液;

(2) 不适用于海洋原油处理;

(3) 投资、检查和维护费用较高;

(4) 热损失较大;

(5) 存在截面流动不均, 短路流和流动死区。

2.2 破乳剂脱水

破乳剂一般都是人工合成的大分子、高分子或超高分子的表面活性剂, 它在破乳过程中的作用有:

(1) 降低乳化水滴的界面张力和界面膜强度, 破坏已经形成的原油乳状液, 防止油水混合物的进一步乳化, 起到降低油水混合物粘度和加速油水分离的作用;

(2) 消除水滴间的静电斥力, 使水滴絮凝;

(3) 凝聚作用, 能破坏乳化水滴外围的界面膜, 使水滴合并, 粒径增大, 在原油内沉降、油水分层;

(4) 能润湿固体, 防止固体粉末乳化剂构成的界面膜阻碍水滴聚结。粘土、硫化铁、钻井泥浆等固体颗粒具有亲水性, 破乳剂能将这些固体颗粒从油水界面拉入水滴内;沥青质和高熔点蜡晶等具有亲油性, 破乳剂能让其离开油水界面进入原油内。

2.3 加热脱水

提高加剂油水混合物的温度, 加速乳状液破乳和油水分离。常用设备有加热炉和加热处理器。

2.4 电脱水

将原油乳状液置于高压直流或交流电场中, 由于电场对水滴的作用, 削弱了水滴界面膜的强度, 促使水滴碰撞, 合并成粒径较大的水滴, 在原油中沉降分离出来。

3 影响脱水水质的因素分析

影响脱水水质的因素很多, 既有油水混合液物性的内在因素, 又有沉降时间、脱水温度、控制水平和生产管理水平等方面的外在因素。

3.1 来液物性。

原油乳状液的破乳过程由水滴的絮凝、聚结和沉降等环节组成, 聚结过程需要的时间可用下式估算:

d0为起始粒径,

d为最终粒径,

K s为特定系统的经验参数,

为大于3的经验参数, 与水滴碰撞反弹概率有关。

假设ϕ=4, 水滴起始粒径与能在油中沉降的最终粒径相比很小, 忽略起始粒径, 上式近似为

由此得到:

(1) 乳状液的聚结时间t与能沉降至底部水层的水滴粒径有关, 水滴粒径增大19%, 聚结时间约增加1倍。若j大于4, 最终粒径的大小对乳状液在容器内停留时间的影响更大。

(2) 在其他条件不变的条件下, 分散相浓度愈大, 所需的脱水时间愈短。在乳状液处理容器内, 紧邻油水界面的乳状液内有最高的分散相浓度, 因而聚结和脱水的效率也最高。为增加分散相体积浓度, 实践中常把处理器脱出污水回掺至脱水器上的油水混合物内, 以提高脱水效果

乳化水滴在原油中的沉降速度很慢, 通常处于层流状态, 常用斯托克斯公式描述水滴在原油中的匀速沉降速度:

d 为水滴的直径,

ρw为油的密度,

ρo为水的密度,

µ为原油粘度。

由公式可得出以下结论:

(1) 沉降速度和水滴粒径的平方成正比;

(2) 沉降速度和油水密度差成正比, 密度差越大, 沉降速度越大;

(3) 沉降速度与原油粘度成反比, 提高脱水温度降低原油粘度, 能加速油水分离;

(4) 若把乳状液放置于离心场内, 离心加速度可较重力加速度大几十倍至上千倍, 可加快水滴的沉降。

3.2 沉降时间。

延长油水混合液的沉降时间, 不仅可以使油滴从连续水相中充分分离, 逐步上升到油相中, 而且还可以增强破乳剂的弥散效果, 强化破乳剂的破乳功能, 从而降低脱后水中含油量, 提高油水分离的效果。

3.3 脱水温度。

脱水温度是影响脱水水质的重要因素。总的来说, 脱水温度越高效果越好, 但脱水能耗也越大。因此, 要针对油水物性的差异, 确定合适的脱水温度, 在保证脱水质量的前提下, 尽可能降低脱水温度, 节能降耗。

3.4 来液平稳性。

来液的平稳性对脱水器的平稳运行非常重要。当来液量波动大时, 容易引起操作压力和脱水器内油水界面的波动, 严重时导致油水界面破坏, 出现水出口跑油的现象。

3.5 加药浓度及药剂类型。

不同破乳剂的破乳效果不同, 破乳剂的类型和质量直接影响着油水分离的效果。在实际生产中, 需要根据破乳剂的性能和油水混合物的性质, 不断试验总结, 找到一种最适用的破乳剂和合理的加药浓度。

3.6 设备内部结构。

对于游离水脱除器来说, 优化其内部构造不仅可以有效利用设备空间, 提高有效容积, 增大处理量;同时, 增加聚结填料还可以加快油水聚结速度, 增强脱水效果, 提高处理质量。

对于电脱水器来说, 极板间距、极板材料、供电方式都直接影响着脱水效果。因此, 对脱水器的布液、收油、收水结构都要在理论和试验研究的基础上不断地进行优化改进。

3.7 自动控制。

油水界面检测仪是脱水器操作的眼睛, 只有准确地检测到脱水器内的油水界面, 才能有效地调节脱水器的放水量。实现油水界面的自动控制是保证连续稳定生产、提高脱水水质的重要保证。

3.8 生产管理。

不论是何种脱水器, 运行一段时间后在罐底都会堆积一定油泥, 这些油泥的存在不仅减小了脱水器内的有效空间, 降低脱水效率, 而且还破坏了脱水器内的布液、收水布局, 严重影响着放水质量。因此, 根据脱水器内油泥的堆积情况, 每隔一定时间进行一次清污除沙作业, 也是提高脱水水质的有效措施。

总之, 提高脱水水质要根据特定处理站的实际生产情况采用适宜的技术措施, 采取优化设备运行参数, 提高自动控制水平, 加强岗位操作人员的技术、生产操作培训和加强生产管理等措施可以达到提高脱水水质的目的。

4 改进措施

油田开发进入高含水阶段后, 原油脱水问题变得越来越重要。针对站场存在的问题和生产特点, 采取一系列技术和管理措施, 来降低生产能耗, 提高脱水效率, 主要措施有:

(1) 根据脱水站的来液量、含水率、脱水设备参数, 改变脱水设备油水界面的高度, 调整油水各相的沉降时间, 提高脱水效果。

(2) 加强污水沉降罐内污油回收的管理, 及时回收污水沉降罐内的污油, 尽量避免集中收油, 从而减小老化油集中处理对系统稳定运行的影响, 避免了去污水处理站污水含油量的波动。

(3) 开展各区块破乳剂的优选评价试验, 优选出性能可靠、加药量小、经济性好的破乳剂产品。

(4) 把好破乳剂质量关、按时、按量、平稳加药。

(5) 加强脱水设备的清污管理, 坚持1—2年内对所有脱水设备进行一次清理, 提高设备利用效率。

(6) 完善联合站自动放水系统, 对不能正常运行的自动放水阀、油水界面仪等设备和仪表进行维修或更换, 确保脱水设备放水、出油操作连续平稳运行。

(7) 加强岗位操作人员的技术学习和生产技能培训, 提高生产操作水平。

原油脱水系统问题探讨及对策 篇2

【主题词】现阶段原油；电脱水器；过渡层；外输原油

1、前言

目前油田进入开采后期以后，随着酸化压裂、洗井、防砂和药剂处理等频繁作业，以及三次采油技术的推广应用，采出液的乳化程度越来越高，增大了油水分离的难度，乳化液在沉降罐和电脱水器中形成稳定的多重乳化液，其含硫化物高导电性好，电化学破乳难、脱水效果差，增大了采出液处理难度和脱水加热炉负荷，降低了设备运行效率。当乳化过渡层在沉降罐内不断淤积到一定的厚度时，涌进电脱水器，使电脱水器的电场完全破坏，导致频率越来越高的倒电场现象，给原油脱水正常生产带来了极大的隐患，也影响了脱水器自动放水系统，造成外输含水超标。为解决电脱水器中的油水过渡层问题，减小含硫化物及含聚原油对脱水的影响，我们做了认真的探讨分析。

2、脱水系统的工艺流程及现状

2.1工艺流程

中十四联脱水工艺流程为：各中转站来液破乳后首先进入游离水脱除器，经游离水脱除器处理后（含水5%—10%），和聚驱30%的含水油二次破乳进入加热炉加热至45-50℃，加热后原油进入电脱水器，脱后净化油含水达到0.3%以下进入缓冲罐后外输到油库。游离水脱除器、电脱水器脱出的水进入3000M 3沉降罐经重力沉降后进入污水处理站，污水站回收的污油和东油库储罐排放的底水全部回到脱水系统处理。

2.2脱水系统状况

原工艺流程，在当时能适应生产需要。但近年来油系统存在有大量流化物，原油物性发生了变化，特别是东油库储罐排放的底水，因东油库接收四座联合站的聚驱原油，含硫化物、含聚非常高，成分复杂。东油库年收发原油500万吨以上，每年排放到中十四联系统中的量超过3000吨，还有部分聚驱30%的含水油进入到水驱脱水器中与水驱混合处理，这样就给脱水系统造成种种问题：

2.2.1 增加了原油电脱水的难度。

2.2.2 造成脱水器因脱水电流较高，常会发生脱水器内绝缘吊板烧坏，硅板击穿、可控硅，变压器烧毁等现象。

2.2.3 增加了破乳剂药的用量，同时对破乳剂的筛选更加困难、质量要求更高。

2.2.4 原油粘度增大，大量的泥砂、杂质，容器内混合、沉降分离后，滞留容器的底部，缩小了容器的体积，缩短了沉降时间，增加了清污次数，易造成因加热炉结垢、局部过热而炉管烧坏。

2.2.5 各容器油水界面增厚，并很难测准。

3、重点影响脱水系统问题分析

3.1联合站原油处理系统中，和东油库放的底水有大量硫化物并含聚的污油造成的。由于硫化物的细小颗粒极易聚集在油水界面上，使油水分离难度增大。一方面可使污水中原油的去除变得困难；另一方面收油时大量的高硫化物含量的污油进入电脱水器，使电脱水器中形成靠硫化物稳定的过渡层，这种过渡层电导率很高。这样电脱水工艺要求的油品应具有一定的绝缘性的先决条件已不存在。

3.2游离水脱除器和电脱水器当过渡层达到一定厚度时就会引起电场不稳甚至垮电场。这是一个最重要原因。2012年5月到2012年9月，4个月的时间内电场垮场共计9次。每次恢复电场都需要平均16小时以上。

3.3含硫化物、含聚增高使负电的聚合物分子吸附于油珠和悬浮颗粒表面，使油珠和颗粒间静电斥力增加，难以聚并和絮凝，严重影响油水沉降分离，油水界面膜强度随着含硫化物、含聚增高的浓度的增加而增加，从而使乳状液的稳定性增强，给破乳带来了一定的困难。

3.4含硫化物、含聚增高增加了油水粘结力，油滴与水滴相对移动阻力增大，移动速度减慢，导致油水分离速度慢。

分析可知，随着乳化液含硫化物、含聚增高后，增加了过渡层的厚度，有周期性的达到一定厚度造成脱水电流升高，电场波动或垮场。

4、现场跟踪、探索规律、合理控制

通过多年的现场探索造成垮场的原因：在合理控制各项参数如压力、水位、温度、加药、收油量（东油库罐底水、本站3000立收油、污水收油）等各项参数在平稳正常情况下。

主要看游离水脱除器和电脱水器过渡层是否达到一定饱和厚度如达到就会无控制的涌入电场引起电场不稳甚至垮电场，过渡层达到饱和是有周期性的，油品的性质如何是决定周期频率的，中十四联合站脱水系统每年垮场的时段都在每年的5月到9月份，垮场周期是平均16天一次。

4.1系统正常控制情况

4.1.1 游离水油水界面控制高低，对游离水影响很大，应控制在70%左右，脱水器油水界面控制在40%油水界面，保证电场平稳运行。

4.1.2 游离水压力控制在0.3MPa到0.35Mpa， 脱水器压力控制在0.23MPa—0.26 Mpa。

4.1.3 脱水温度控制在50oC～55oC之间，降低油水界面薄膜的强度，提高沉降脱水效率。

4.1.4 3000立收油与污水收油不能同时进行，由于含硫化物、含聚的影响，收油不能大排量，收油泵排量控制在总处理油量的8%以下，否则会使脱水电流有大的波动。

4.1.5 调整控制加药量（加药比）保证电场平稳，一旦发现脱水电场有波动或发现电流有升高现象，应及时调整加药量，保护电场。

4.2控制破坏过渡层达到饱和状态

垮场周期探索出后，为了避免过渡层达到饱和，造成电脱水器垮场。我们对游离水、脱水器过渡层做了周期性的人为干预工作。做法是每隔10天就对各台容器过渡层进行破坏。将要处理的容器界面由自动控制转到软手动控制，均匀在8小时左右将界面游离水从70%控制到90%，脱水器从40%控制到55%，此时本台游离水出口原油含水在30%以下，脱水器出口原油含水在0.3%以下。完成后由软手动控制改为自动控制。系统运行12小时后再处理下一台，循环进行。

5、现场试验效果

从2012年5月到目前采取控制破坏容器过渡层达到饱和状态的方法后效果明显，保证了系统的稳定和外输原油的脱水质量。

5.1实施前每年平均垮场10次以上，电场频繁波动，每年达50次以上，实施后没出现过垮场现象，电场波动次数在15次以下。

5.2外输原油平均含水实施前平均0.25%，实施后下降到平均0.22%。

5.3实施前电器材料损坏情况：脱水高压整流硅板13块，电脱水器绝缘棒4根，电极吊板73块，脱水电控柜压敏电阻7只，电脱水变压器1台，实施后损坏更换电极吊板27快，其他设施完好无损。

5.4实施前电脱水器电流平均在27A以上，实施后平均在23A以下。

6、结论

原油脱水新技术研究进展 篇3

1 盐和水存在的形式

原油中的盐类主要以碱金属盐和碱土金属盐的形式存在[1]。一般认为,原油中的这2种盐绝大部分属于水溶性盐,以无机盐的形式富集在原油所含的水中。此外,原油中也存在部分非水溶性盐,主要是一些有机酸与金属离子形成的难溶盐;还有一小部分以油包裹的结晶状微粒悬浮在油中或是以较大颗粒的无机矿物杂质存在于油中。赵天波等[2]通过研究我国原油中的盐类组成得出:原油中约90%(质量分数)的钠盐、70%(质量分数)的钙盐和镁盐是水溶性的,水溶性盐有的以氯化物为主,有的以碳酸盐和碳酸氢盐为主,还有一部分硫酸盐和有机酸盐;不溶于水的盐类以钙盐居多,绝大部分分布在苯溶解物中。

原油中的水主要来源于两方面:(1)原油本身含水;(2)原油在开采过程中带入的水。原油中的水主要以3种形式存在:(1)悬浮水。水在油中呈悬浮状态,可以用加热沉降的方法分离除去。(2)乳化水。由于原油中夹带的大量无机矿物盐颗粒和原油本身所含的胶质、沥青质等成分都属于表面活性物质,是天然的、高性能的油水乳化剂,这种乳状液比较稳定,乳化水必须采用特殊的工艺才能除去。(3)溶解水。水以分子形态存在于烃类化合物分子之间,成均相状态。

2 原油脱盐脱水原理

含水原油在运输过程中,由于油—水之间存在碰撞、剪切以及水中一些杂质吸附在油水界面上,使油包水型(W/O)乳状液中的水滴一般带正电(称为电位离子)。在静电引力作用下,水滴带电后会吸附周围与其电荷相反的离子(称为反离子)。反离子一方面受电位离子的静电吸引存在靠近水滴的趋势,另一方面由于本身的热运动存在离开水滴扩散出去的趋势。在这两种相互作用的影响下,反离子就分为两部分:(1)反离子受电位离子的吸引而被束缚在水滴周围,与电位离子一起构成吸附层;(2)反离子在吸附层之外扩散分布,构成扩散层。吸附层和扩散层共同构成了乳状液的双电层结构。这种结构对保持乳状液的稳定性起着重要的作用。当两个液滴互相靠近时,由于双电层之间同种电荷相斥的作用,阻止了液滴之间的聚结,使乳状液保持相对稳定的状态[3]。

原油中的盐类大都溶于原油所含的水中,而水与油形成了稳定的W/O乳状液。因此,原油脱盐和脱水是同步进行的,原油脱盐关键在于脱水,脱水的关键在于破乳。原油乳状液脱水首先需要利用各种方法降低油水界面的Zeta电位,破坏油水界面双电层结构,使油水界面膜破裂,即破乳。其次,当原油与水构成的稳定乳化状态被破坏后,油膜包裹的微小水滴被释放。随着小水滴的不断增多,在热运动或机械搅拌的作用下,小水滴相互接触合并、聚集成较大的水滴并产生聚结。聚结完成后,大水滴依靠与原油的密度差借助重力的作用从原油中沉降分离出来。破乳、聚结与沉降分离共同构成了原油脱水的全过程。

3 新兴的破乳方法

3.1 超声波法

超声波是一种在媒质中传播的弹性机械波,具有机械振动、空化及热作用。超声波破乳主要依靠超声波的机械振动和热作用。机械振动可以促使水“粒子”凝聚。首先,当超声波通过有悬浮水“粒子”的原油介质时,造成悬浮水“粒子”与原油介质一起振动。由于大小不同的水“粒子”具有不同的相对振动速度,水“粒子”将相互碰撞、黏合,使粒子的体积和质量增大,最后沉降分离。其次,机械振动可使原油中的石蜡、胶质、沥青质等天然乳化剂分散均匀,增加其溶解度,降低油水界面膜的机械强度,有利于破乳。热作用可以降低原油黏度和油—水界面膜强度。一方面原油吸收部分声能转化成的热能,可降低原油的黏度,有利于水“粒子”的沉降分离;另一方面,边界摩擦使油—水分界处温度升高,有利于界面膜的破裂[4]。

国外对超声波破乳的研究开展得比较早,在20世纪80年代就有相关的报道。Paczynska[5]将超声波用于原油破乳实验,获得令人满意的效果。日本专利[6,7]报道了采用超声波处理切削废油和船用废油的实验,在80℃下对废油采用超声波作用1h后,可使废油中含水质量分数降至1.45%;而采用热沉降法,在80℃时恒温1h,油中含水质量分数为31.5%。Singh对W/O型乳状液破乳进行了研究[8],在室温下,超声波作用80min,最高脱水率可达75.3%;而用热沉降的方法在40,70,80℃下恒温2h,脱水率分别为12.5%,38.8%,47.2%。以上研究均证明,超声波法原油破乳效率明显优于其他方式。

将超声波法与化学破乳法联用可达到更佳的破乳效果。选用超声波进行破乳[9],在加入破乳剂后,脱水率可达99%～100%。Roatz等[10]分别用超声波和超滤膜处理稳定的W/O型乳状液,研究发现:后者处理油水分离不完全,而前者可以使油水完全分离,同时研究还表明,加入破乳剂、提高温度或降低pH值都可以显著加快油水分离过程,提高破乳效率。

相对于国外研究而言,国内在超声波用于原油破乳方面的研究比较晚,相应的文献报道也较少。孙保江等[11]从理论上分析了油中的水滴粒子在超声波辐射下的位移效应,给出了超声波分离油水的理论根据,说明超声波破乳的效果取决于位移效应,由于位移效应的存在,水滴粒子将不断向波腹或波节运动、聚结并发生碰撞,生成直径较大的水滴,然后在重力作用下与油分离。

高密度、高黏度原油的破乳异常困难,常规破乳方法难以达到满意的效果。针对这一现状,李淑琴等[12]用超声波处理黏度大于5000mPa·s的稠油。研究表明,超声波与破乳剂具有良好的协同作用,在超声波的作用下,可使破乳剂用量减少35%,经超声波处理后的油品黏度降低了50%以上,流动性提高,有利于破乳。王鸿膺等[13]对中国石化胜利油田采油厂采出的高密度(20℃时密度为984.2kg/m3)、高黏度(20℃时黏度为119800mPa·s)稠油进行超声波处理,脱水率可以达到93.7%,效果明显。韩萍芳等[14]将超声波技术用于污油破乳脱水,在超声波的作用下可以脱除污油中80%的游离水,将污油含水率降到9.85%;当加入破乳剂NS-1后,超声波的处理效果更加明显,可以脱出94%的游离水,污油的含水率可以降到3.08%。

超声波法不仅脱水效果显著,对于高含盐原油的脱盐处理也具有明显促进作用。宗松等[15]以含钙量高达180mg/g的新疆重质原油为研究对象,在实验室条件下,采用超声波破乳技术进行重质原油脱水、脱钙研究,当使用破乳剂K(新疆克拉玛依新科澳化工有限责任公司生产的FC 9301型破乳剂)和脱钙剂R (主要成分为水溶性硫酸盐),在注水量为12% (体积分数),破乳剂用量为50μg/g,脱钙剂/钙摩尔比为1.5/1.0的条件下,经60 V超声波辐照5min,再经80℃沉降24h后,原油含水质量分数降低至0.64%,脱钙率达到37.8%,说明超声波具有较好的脱钙效果。

谢伟等[16]进一步将超声波法与电脱盐法联用,以鲁宁管输原油为研究对象,按照工厂电脱盐流程设计了超声波-电脱盐联合破乳实验装置,并进行原油脱盐实验。通过对超声波-电脱盐联合作用和单一电脱盐作用的脱盐、脱水效果比较,在同等条件下,采用前者破乳比后者具有显著优势,原油含盐质量浓度由39.463mg/L降至3.243mg/L,含水质量分数可降至0.24%,远低于炼油厂处理后原油盐质量浓度必须小于5.0mg/L,含水质量分数低于0.3%的标准。叶国祥等[17]对此原油采用二次超声波脱水脱盐研究,结果表明:二次脱盐效果优于单次处理过程,但脱水效果稍差。在二次脱盐较优的操作条件下,即处理温度为80℃,2次注水量均为5%(体积分数),破乳剂用量为20μg/g,驻波场声强为0.38W/cm2,辐照时间为5min,沉降温度为75℃,沉降时间为90min的条件下,脱原油后含水质量分数为0.45%,脱水率为91.6%;原油脱后含盐质量浓度为1.14mg/L(按NaCl计),脱盐率达到96.4%,与单次处理过程相比,脱盐率提高了9.7%。

目前国内已成功将超声波破乳技术实现工业化。由中国石化齐鲁分公司研究院开发的“超声波强化胜利混合原油破乳技术”,于2003年6月在中国石化胜利炼油厂一级电脱盐装置上进行了工业试验。通过超声波—电场联合作用,不加入破乳剂即可达到原油破乳后含盐质量浓度不大于3mg/L,含水质量分数不大于0.3%的指标。与现有的破乳技术相比,其工艺简单,设备性能可靠,破乳效果显著。经过1年多的应用,电单耗降低约60%,节约破乳剂费用约300万元,每年可获得直接经济效益400万元,显现出了极大的优势[18]。

3.2 微波辐射法

微波辐射实质上是一种电磁场能量在传播中的损耗过程,不同物质在微波电磁场作用下的热效应不同,具有选择性加热的特点。由于水分子的介电常数明显高于界面膜的油分子,则内相水滴吸收更多的微波能量后膨胀,使界面膜受内压作用而变薄;同时,水分子和界面膜上吸附的极性分子在微波场作用下,高速旋转或产生电荷位移,扰乱了液—液界面电荷的有序排列,从而导致双电层结构破坏,Zeta电位急剧减小,实现破乳[19]。

Klaika等[20,21]首先提出了微波辐射破乳的概念,并于1984年进行了微波辐射破乳现场实验,取得了令人满意的结果[22,23]。

洪品杰[24]针对W/O和O/W型乳状液分别采用常规加热、化学试剂和微波辐射3种破乳方法进行破乳效果比较,结果表明:采用后者省时、高效,不仅能显著地加快破乳速度,而且具有无需化学试剂、绿色环保、易于实现自控等优点,其作用机理可归之为微波辐射热效应和非热效应共同作用的结果。在微波辐射下,极性的水分子和带电液珠将随电场的变化迅速转动或产生电荷位移,扰乱了液—液界面间电荷的有序排列,从而导致双电层结构被破坏,Zeta电位急剧减小。极性分子的偶极弛豫会产生类似内摩擦的作用,使体系内部瞬间被加热,温度迅速升高,从而促进液珠的凝聚,实现油水的迅速分层。

Fang等[25]报道了对W/O型乳状液的微波破乳,结果表明:在适当的条件下,脱水率可达80%以上。傅大放等[26]在微波炉中,对含水质量分数为60%的乳液进行辐射,观测其Zeta电位的变化,结果表明:微波辐射能有效降低油水界面膜强度,有较理想的破乳效果。

蒋华义等[27]对辽河油田含水质量分数为50%的牛心陀稠油进行了微波辐射实验,原油利用常规加热至80℃,恒温静置50min和60min的脱水率分别为0和11.9%;而用2.0kW的微波处理40s,静置50min和60min的脱水率为65.3%和72.0%,脱水率较常规加热法有所提高,但仍不令人满意。因此稠油的破乳一直是石油工业急需解决的问题。

胡同亮等[28]利用功率连续可调的SH 9402型微波反应器,对含水质量分数为30%的大庆高稠原油进行了微波辐射脱水研究,结果表明:微波功率为375W,系统压力为0.5MPa,微波辐射时间为10min是微波脱水的最佳条件,在此条件下,当不加任何破乳剂时,脱水率为71.35%,效果不是非常理想。

根据夏立新等[29-30]提出的极少量无机盐能有效加速W/O型乳状液破乳的观点,毛燎原等[31]采用SH 9402型微波反应系统,利用添加无机盐的方式,对含水质量分数为50%的大庆稠油进行了微波辐射脱水研究。结果表明:NaCl的加入对稠油微波辐射脱水有明显的促进作用,在微波功率为350W,系统压力为0.2MPa,辐射时间为4min,NaCl质量分数为3%的条件下,脱水率达到了96.67%,且该方法速度快,在微波辐射后沉降5min即可达到满意的分离效果。这是由于在电磁场作用下,少量无机盐极性分子的高速旋转破坏了油包水界面膜的Zeta电位,当水(油)失去Zeta电位后,可以自由运动、碰撞聚结,使得油水迅速分离。通过添加MgCl2,CaCl2等无机盐试剂促进微波辐射破乳的实验也均取得令人满意的效果[32-33]。

原油的含水率也对脱水有显著影响。一般来说,含水率越高,脱水越容易;含水率越低,脱水越困难。赵杉林等[34]采用海水稀释—微波辐射协同作用高稠油的办法,对大庆高稠油进行脱水实验。对于20g含水质量分数分别为20%和50%的油样,当海水添加量分别为14mL和10mL时,利用SH 9402型微波反应系统,在辐射功率为300W,系统压力为0.1MPa,辐射时间分别为3min和6min的条件下,脱水率分别达到了92.03%和97.26%。这样不仅解决了低含水率乳状液微波处理效果不理想的问题,同时采用资源丰富的海水为添加物,具有高效、节能等优点,有较好的发展前景。

随着微波技术研究的深入,微波破乳技术也逐渐在工业中开始应用。美国Exxon Mobil公司成功开发出微波分离技术(MST),并由美国帝国石油回收公司向外营销。该工艺采用微波范围的电磁辐射,将分离困难的乳状液分离成油、水和固体,在处理原油乳化液时,具有经济上的潜力。美国Camegie Mellon环保研究中心开发了含油淤泥的微波脱油技术,并实现工业化应用。此项技术用微波辐射原始乳液,再以连续流动的方式进行离心分离,其中油料回收率为98%,残余固体可进行填埋处理,工艺成本低廉,仅相当于传统方法处理成本的1/10[35]。

这些研究都证实了微波技术用于原油脱水不仅是可行的,而且从立即脱水率、总脱水率、沉降时间以及能耗、环保等多方面看,微波破乳具有其他脱水方式无可比拟的优越性。

3.3 生物法

生物法原油脱盐脱水是利用微生物对原油乳状液进行破乳,进而达到脱盐脱水的目的。其原理是:某些微生物通过消耗表面活性剂得以生长,并对乳化剂起生物变构作用,破坏乳状液;另外,有些微生物在代谢过程中分泌出一些具有表面活性的代谢产物,这类天然的表面活性剂是原油乳状液的良好破乳剂。

生物破乳剂起主要破乳作用的是细菌胞体,破乳剂的表面活性是衡量破乳剂能否起作用的关键指标。微生物胞体的尺寸一般为几个微米左右,并且胞体表面含有COO—,—NH,—SH,—OH等活性基团。由于细胞表面有活性,能被原油乳状液的非连续相(液滴)润湿,但又不是完全润湿,则细菌细胞最终会在连续相和非连续相的界面上占据平衡位置,其一半以上浸入非连续相中。在破乳过程中,非连续相的2个单元(2个乳状液液滴,或者1个乳状液液滴与1个已分层的非连续相液滴)只要在同一个细胞表面接触、润湿并铺展,则这2个单元在到达平衡前就会在细胞表面上凝聚。由于细胞尺寸一般要比聚合物等乳化剂的尺寸大若干数量级,加上其相对较高的表面活性,使液滴能较快地润湿、铺展,使2个液滴凝聚并排液。另外,该生物胞体的椭球形外型也有利于破乳。

国外有几家研究机构正致力于研究生物法原油脱盐脱水。此外,美国EBC公司已找到可将卟啉环离解得到碳化物,并释放出金属离子的细菌。该公司已拥有细菌酶,并可制取生物催化剂,该催化剂在原油被加工之前就能使金属分离出来,诸如Ni,V,Ca,Zn,Co等。

此外,国内还将生物破乳剂和普通破乳剂进行复配组合成复合破乳剂进行原油破乳。崔昌峰等[36]将生物制剂BA与天然大分子改性剂GD和助剂ZY组成原油生物复合破乳剂进行原油脱水实验,结果表明:共破乳脱水处理效果较好,与现场在用的破乳剂相比,生物复合剂相对脱水率均超过了100%,并且生物复合破乳剂能有效降低脱出水的浊度、油含量和COD。与原油生物复合破乳剂应用前的生产检测数据比较:油站脱出水的含油质量浓度从原来的400～500mg/L降到100mg/L,水站外输水的含油质量浓度从约 200mg/L降至50mg/L以下,且完全消除了复合破乳剂应用前经常出现的阵发性外输原油高含水现象,保证了生产的平稳进行。

娄世松等[37]为解决破乳剂的选择性强、破乳效率低的问题,采用化学破乳剂和微生物破乳剂复合的方法,研制出了广谱、高效、低成本的复合破乳剂,并在大庆三次采油采出液、塔河原油、南阳原油、蓬莱原油、俄罗斯混合原油中进行了脱水、脱盐评价。结果表明:对于大庆油田采出液,微生物复合与化学破乳剂比较,脱水效率提高5%以上,脱出水含油质量分数可降低40%以上;对于易乳化的南阳原油、蓬莱原油,脱后含盐可达3mg/L以下,脱出水含油质量分数可降低50%以上。工业应用表明:对于俄罗斯混合原油,脱后含盐在2mg/L以下,脱出水含油质量分数可降低70%以上,脱后排水含油小于15mg/L,说明所研制的微生物复合破乳剂适应性强,成本可降低20%～50%。

生物破乳剂是一种环保型的原油脱水新技术,有可能逐渐取代化学脱水技术。该技术药剂使用低,脱水快,脱水率高,脱出水水质好,运行费用低。生物破乳剂无毒,对人体无害。

3.4 磁处理法

关于磁处理原油脱水原理的学术观点很多,目前尚无成熟理论。主流观点认为:磁处理可以改变水、原油、原油乳状液和破乳剂的一些性质如原油黏度降低,相对密度和凝点下降,表面张力减弱,破乳剂活性提高等,从而改善了原油及其乳状液的流变性和脱水性,因此有利于原油脱水。

20世纪60年代初,前苏联首先将磁处理技术应用于石油工业。1985年大庆油田与包头磁性材料厂合作将磁处理技术应用于油井防蜡、管道增输降黏、污水处理等方面,收到较好效果。中国石油工程设计有限责任公司华北分公司于1988年开始对原油脱水磁处理技术进行研究。

刘庆敏[38]对华北油田4种相对密度和黏度较小的轻质原油和2种相对密度和黏度较高的稠油进行磁处理脱水实验,研究表明:磁处理对不同性质、不同含水率的原油均有一定的脱水效果。在实验范围内,原油乳状液含水率对磁处理脱水效果影响不大,这可解决低含水原油难以脱水的困难。同时作者还指出:在原油磁处理脱水过程中,磁场强度对原油脱水效果影响较大。但磁处理效果与磁场强度呈现出非线性关系,所以并非磁场强度越强,效果越好。只有当磁场强度在某一值附近时,才能取得较好的磁处理效果,这是由于磁场的边缘效应所致。在此研究基础上,针对楚-联原油进行了现场实验,经磁处理后,原油脱后污水含油量由原来的900～1000mg/L降低到500～600mg/L,破乳剂用量由处理前40kg/d降低到9kg/d,电脱水温度由75℃降低到64℃。

赵建兴等[39-40]研究认为,通过对磁处理原油脱水应用原理的研究表明,磁处理有利于原油脱水和油水分离。实验室研究结果表明:选择最佳磁处理器,原油脱水提高率可以达到40%～80%。现场实验结果表明:磁处理原油脱水可以节约破乳剂30%以上,降低脱水温度3～8℃,同时可以提高脱后污水的质量。

磁脱水技术适用性较强,对不同性质、不同含水量加入不同药剂的原油均有一定的脱水效果。磁脱水是一种简单、经济、方便、行之有效的新技术,可以大幅度提高原油脱水率,减少破乳剂用量,降低脱水温度,同时还可以提高脱后污水质量,具有较好的经济效益。

4 展望

虽然电脱盐技术比较成熟,但随着油气资源日益枯竭,原油开采逐步进入中后期,包括热力驱油、混相驱油、化学驱油、微生物驱油、泡沫驱油在内的多种强化采油技术在油田开采中广泛应用,使得油水形成的乳状液更加稳定。电脱盐技术的固有缺陷,将使其发展受到限制。可以预见,在不远的将来,更多快捷、高效、清洁的脱水工艺将取代电脱盐技术得到充分应用与发展。

摘要：简要介绍了原油中盐、水存在形式及原油乳状液破乳脱水机理。在此基础上,综述了国内外原油脱盐、脱水新技术的研究进展,包括超声波法、微波辐射法、磁处理法、生物法等,并对未来发展方向进行了展望。

原油高速流脱盐脱水创新技术 篇4

在炼油企业的实际生产过程中, 原油所含盐类对工艺运行过程的影响越来越大, 比如近年来多次出现因盐类水解对设备的严重腐蚀, 以及因之而产生的换热器、炉管和其它管线设备的结垢问题, 既影响传热过程, 又因增加了系统阻力而降低了工艺效率, 并且严重时还会因为堵塞管线设备而导致各种非计划停工, 同时还可能会因设备腐蚀而引发各类安全生产事故。此外, 盐类还会对催化裂化、加氢、延迟焦化、重整等工艺过程产生极大的危害, 比如造成催化剂中毒等等, 可以说对炼油生产的负面影响相当致命。所以原油电脱盐装置的运行效果如何, 将在相当程度上影响炼油企业的“安、稳、长、满、优”运行。

只有突破关键技术, 掌握全自动化高精度脱水、脱盐设备成套技术, 才能解决这些难题。通过学习吸收国外先进装备制造技术, 为我国海上和陆上原油脱水和脱盐生产过程提供新一代自动化的集成设备, 填补国内空白, 替代进口。我们研发成功的新型全自动化高速流原油脱水生产技术, 集成世界上先进的机电一体化高效生产系统, 将使处理效率大大提高, 处理周期大大缩短, 实现原油一级深度脱盐脱水。全自动化高速流脱盐、脱水可提高炼油厂工艺流程自动化控制水平, 优化“一脱四注”[1]指标, 对设备及管路防腐、防垢, 防催化剂中毒, 稳定后级质量控制, 用一级深度脱盐取代三级脱盐, 解决特种脱除原油杂质的难题。

国内外研究表明, 脉冲破乳是十分有效的强化原油脱水脱盐方法。脉冲波场中的破乳原理是基于脉冲波作用于性质不同的流体介质产生的“位移效应”[3]来实现油水分离。由于“位移效应”的存在, 水粒子将不断向波腹或波节运动, 聚结并发生碰撞, 生成直径较大的水滴;因密度差异, 水滴借助重力从油中沉降、分离, 达到脱盐脱水目的。在脉冲场中, 由于电压分布的不均匀性而导致了原油中水粒子分布不均匀, 从而更有利于水粒子的碰撞达到破乳的目的。在小样试验中, 初始体积含水率为1.40%, 高于炼厂要求。进行了原油的脱水研究。考察了破乳剂浓度、沉降时间、电压场强和时间等单因素对原油破乳脱水的影响:得到原油破乳脱水的最佳试验条件, 原油体积含水率从初始值1.40%降至0.07%, 脱水率95.0%。原油脱后含水率远远小于炼厂的控制指标0.3%;从减少蒸馏设备腐蚀程度和延长设备的使用寿命方面考虑, 将原油含水率脱到很小是有一定现实意义的

2 新一代原油脱盐脱水生产全自动化技术

根据以上要求, 经过我们与油田用户三年多的现场研究认识, 取得了关键技术突破和重大发明专利成果 (ZL200410037003.9郭永刚) , 研发出面向油田原油集输过程和炼油厂炼化过程的原油的脱水、脱盐的全自动化技术。其关键部件高压脉冲电控设备, 于2000年~2003年在大庆油田替代原来老电控系统, 取得了良好的试验效果。

2.1“HSFSD”技术简介和特点

技术核心是设计了含水原油进液是从上而下的流场形态, 进油口在顶部, 出油口在侧部集油室, 经进油分布器流出的原油向下流经脉冲电场, 小水滴快速被聚结成大水滴, 在完成油水分离后, 大水滴的沉降方向与流场方向一致, 更迅速的到达水层, 干净的油则经过集油室到达出油口, 使油与水都减少了在罐内停留的时间, 而达到油水分离的高流速和大处理量, 这与传统的从底部进液的方法是完全不同的。

“HSFSD”上进液技术对微小乳化水滴的偶极聚结和电脉聚结的双重作用, 能够打破极微小乳化水滴的牢固乳化液膜, 通过上进液, 采用先进的多相态液膜快速分离技术, 减小加热温度, 减少加化学药剂用量, 使脱除水含油更低, 符合排放标准。达到大流量高速干净的处理效果。利用该项技术可最大减小罐体空间体积80%以上, 这在海上石油平台是非常有利的。如果是采用大体积罐体, 则可大大的提高处理量, 可以应用于炼油厂对原油深度脱盐单套500万吨超大规模预处理系统。

2.2 装置设计

主要包括撬装底座部分、高速流罐体部分、管汇部分、泵和阀组、脱出水净化过滤、高压电路等。其中系统的主要设计参数为:输入电压:三相380V, 50Hz;输出电压:0-40KV, 自动调节;输出频率:根据原油性质自动调节特征频率范围;输出功率:10KVA-50KVA;流量范围:0~100m3/h, 根据用户要求设定处理量;脱水原油含水范围:0.3%;痕迹水;脱出水含残油范围:20ppm-100ppm。

3 高速流原油脱盐脱水生产控制过程的试验

高速流自动化原油脱水装置的现场试验, 于2009年在大庆油田联合先导试验站进行测试获得成功, 验证了高频脉冲脱水全自动控制机理和效能, 掌握了其中核心技术, 完成了相关工艺参数评价, 并与旧系统进行了对照试验, 见表1。

经现场测试结果验证的脉冲控制电脱水, 能够快速分离原油水份等杂质, 对温度、化学破乳剂、含盐等工艺参数关联度不高。

高速流自动化原油脱盐脱水装置, 可以做到高效快速对原油的脱水, 后级过滤采用超微细滤膜方式, 用亲油基的材料把水中的微小油滴颗粒挡住, 逐渐积攒到一定浓度后, 再用过滤反冲洗装置把这些残油输送到主回路罐体内。由于脉冲脱出的污水是比较干净的, 在最后一级过滤时就比较简单, 处理后污水为5PPM以下, 可广泛应用于陆上和海上原油集输处理, 能耗低污染小。

经过多年的现场实际应用, 不断改进技术环节, 完善了设计中的不足, 最终实现了产品的定型 (2012年获兰州市科技进步二等奖) , 给用户带来了巨大节能规模效益。该产品是一个高技术产品, 符合国家的产业政策, 具有独立的知识产权, 可达到国际上的先进水平, 对石油集输领域将产生革命性的影响。同时能带动甘肃省石化行业重大装备技术的发展, 有良好的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]房槐, 邓岗.高速电脱盐和高效电脱盐组合式工艺工业应用[J].石油化工设备, 2007, 36 (1) :96

[2]张佩甫.国内原油电脱盐装置的罐内结构与技术分析[J].炼油技术与化工, 2003, 33 (3) :54

原油脱水新技术 篇5

关键词：中间基原油,低温脱水,破乳剂,节能减排

1 背景

冀中南部投入开发的油田普遍进入高含水、高采出程度、高采油速度的“三高”阶段, 采出的原油含水量剧增。为了稳定原油生产, 相继应用了表面活性剂驱、聚合物驱、三元复合驱等, 以提高原油最终采收率。上述工艺导致采出液与常规采油措施相比性质变化很大, 采出液乳化严重, 乳化稳定性增强, 联合站油水分离困难, 加热输送和原油处理能耗急剧增加。随着采出液量的不断增大, 电化学两段式脱水工艺设备处于超负荷运行状态, 脱水质量明显下降。为了保障原油脱水质量, 必须给高含水原油加热, 这消耗了大量的热能, 增加了生产成本。

虽然大庆、辽河、长庆、中原等油田的技术人员对原油低温破乳剂进行过深入的研究, 也有成功的矿场应用范例[1,2], 但是各油田的原油物性相差很大, 其他油田应用的低温破乳剂对冀中南部原油不适用。现有原油破乳剂的最佳破乳温度一般在60~80℃, 在低温下破乳效果很差, 无法满足原油常温输送和低温预处理工艺流程的需要。因此, 适应高含水期原油输送和处理工艺要求, 降低原油生产过程中的热能损耗和生产成本, 开展冀中南部油田原油低温破乳技术的研究工作是十分必要的。

2 基础研究

按照“完善基础研究, 区别不同原油, 突破技术难关, 节能减排实践”的工作思路, 从不同原油的基础研究入手, 找出低温脱水破乳剂必须具备的特性, 突破适合不同原油低温破乳剂配方的难关, 进行破乳剂脱水优化试验, 然后进行现场工业化实践, 应用中不断完善提高。

对原油的第一关键组分、第二关键组分的研究表明, 冀中南部油田原油分别属于石蜡基、中间基、环烷基原油, 其本构方程存在很大的差异。进行低温脱水, 其破乳剂必须具备较强的表面活性、良好的润湿能力、足够的絮凝能力和很高的聚结能力, 而且要脱水效率高, 用量少, 价格便宜, 不影响原油质量, 不引起管道和设备腐蚀结垢。石蜡基原油含胶质、沥青质等亲油活性物少, 原油乳状液的稳定剂主要是微晶石蜡, 界面稳定膜的强度差, 易于破乳, 但是破乳后污水质量差, 脱出的水易带有微小油珠;环烷基原油沥青、胶质含量高, 形成的原油乳状液较稳定, 破乳困难;中间基原油中所含的环烷酸, 一般是以钠盐形式存在的亲水性表面活性剂, 易形成较稳定的O/W型原油乳状液。为了提高原油采收率, 常采用表面活性剂驱、聚合物驱、三元复合驱等手段, 采出液中含有一定量的泥砂, 多为O/W/O或W/O/W型乳状液。

3 中间基原油低温脱水技术

采用“改头、交联、复配”思路, 创建了冀中南部中间基原油低温脱水破乳剂及其制备方法, 实现了现场节能减排。

苯酚、四乙烯五胺、甲醛在同一体系中能形成具有“互补性”和“优势性”、以甲苯封口的由“酚醛、胺醛、酚胺树酯”混合而成的高活性破乳剂“头”;打破常规束缚制备的破乳剂干剂以氢氧化钠为催化剂, 让中间体与环氧丙烷、环氧乙烷聚合, 环氧氯丙烷封口, 提高了聚醚的活性;创建了正交试验复配现场破乳剂的生产模式。

中间基原油的黏温数据具有双重性, 既有环烷基原油的黏度随温度下降而直线上升的特点, 又有石蜡基原油黏温曲线存在拐点的特点, 属于高乳化性原油, 在常规脱水中对破乳剂要求很高, 低温脱水十分困难。

冀中南部车城油田属中间基原油, 脱水温度为65~70℃, 每年需要消耗大量自用燃油 (不含水原油) 用于升温, 能耗大。采用“改头、交联、复配”方式研制出了高效的、适合中间基原油的低温脱水破乳剂, 获得中国发明专利:ZL 200710119726.7[3]。

破乳剂的组成特征是:各组分质量分数为:干剂45%~65%, 甲醇5%~10%, 其余为水。干剂的组分质量分数为:中间体PEA 21.5%~40%, 氢氧化钠1.5%~3.5%, 环氧乙烷20%~40%, 环氧丙烷15%~35%, 环氧氯丙烷2%~8%。制备中间体PEA的原料和配比为:苯酚0.8~1.5 mol, 四乙烯五胺2.5~3.5 mol, 甲醛2.0~3.5 mol, 甲苯0.02~0.05 mol。

3.1 中间体PEA的制备

首先在反应釜中加入0.8~1.5 mol的苯酚、2.5~3.5 mol的四乙烯五胺开动搅拌, 加热升温至140℃, 抽空、充氮, 接着缓慢滴加2.0~3.5 mol甲醛, 反应压力0.3~0.45 MPa, 反应温度140℃±5℃;反应2 h后, 温度降至120℃, 再缓慢滴加0.02~0.05 mol甲苯, 反应压力0.2~0.35 MPa, 反应温度120℃±5℃, 平衡反应1 h, 待反应釜内压力回零后降温, 得到中间体PEA。

3.2 干剂的制备

首先在反应釜中加入21.5%~40%的中间体PEA、1.5%~3.5%的氢氧化钠, 开动搅拌, 加热升温至135℃, 抽空、充氮, 接着缓慢滴加15%~35%的环氧丙烷, 反应压力0.2~0.25 MPa, 反应温度130℃±5℃;再缓慢滴加20%~40%环氧乙烷, 反应压力0.2~0.4 MPa, 反应温度135℃±5℃;最后缓慢滴加2%~8%的环氧氯丙烷, 反应压力0.1~0.2 MPa, 反应温度120℃±5℃;平衡反应1 h, 待反应釜内压力回零后, 降温出料得到干剂。

3.3 低温破乳剂的制备

干剂为45%~65%, 置于搪瓷混配釜中, 开动搅拌, 升温至50℃±5℃, 缓慢滴加质量分数为5%~10%的甲醇和水后, 搅拌30~60 min, 降温出料得到低温破乳剂。

根据制定的合成路线, 在室内复配合成了36个低温原油破乳剂样品, 用车城油田中间基原油按SY/T 5281对合成的样品进行了脱水性能评价。对筛选出的10个有较高脱水率和较快脱水速率的单剂, 进行单剂1∶1总加量200 mg/L的二元复配, 试验温度45℃。得到2种复配破乳剂, 脱水率比单剂提高幅度超过8.5个百分点。

选择这2种复配破乳剂进行正交试验, 脱水率、水质为评价指标, 温度、破乳剂加量、复配比为3个因素, 每个因素取5个水平 (温度:40~44℃, 总加量分别为100、150、200、250、300 mg L, 复配质量比分别为3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3) 。结果表明:3个因素中影响脱水率的极差是不相同的。温度对脱水率极差影响小于2.5个百分点, 复配比对脱水率极差影响最小, 破乳剂的加量从100mg/L增加到300 mg/L时, 脱水率曲线在200 mg/L处存在拐点;复配比1∶2或2∶1时, 复配双剂的效果最好。因此, 对中间基原油脱水应用复配比1∶2或2∶1双剂复配的破乳剂, 现场温度40~44℃, 实际加量为室内试验的⅟~, 能满足生产需要。

2007年5月复配破乳剂开始在冀中南部油田的联合站应用, 原油脱水温度在40~45℃、低温破乳剂的加量在50~80 mg/L时, 脱后原油含水小于0.2%, 污水含油小于150 mg/L, 达到了原油外输标准。脱后污水中含油量达标。

4 结论

1) 中间基原油低温脱水破乳剂采用的是“改头、交联、复配”技术思路。

2) 中间基原油低温脱水破乳剂具有破乳速度快、用量少、污水含油少的特点。

参考文献

[1]范振中, 刘庆旺, 尉小明, 等.LTB低温高效稠油破乳剂的研制与评价[J].油气田地面工程, 2001, 20 (1) :29-30.

[2]宋军, 汪丽.原油低温破乳剂FP330评价[J].化学工程师, 2007, 136 (1) :60-61.

原油脱水新技术 篇6

1范围

该标准规定了联合站用化学品中的预脱水剂或净水剂或采油用化学品与原油破乳剂配伍性的技术要求、方法、评价原则和采油用化学品与预脱水剂配伍性的技术要求、方法、评价原则以及样品采集的基本原则与方法。

该标准适用于油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价。

2标准中的术语与定义

2.1空白样

在原油进站阀组取未加入破乳剂的原油样, 作为空白样。

2.2试样

在空白样中加入一定量的需要与原油脱水药剂配伍的化学品, 作为试样。

2.3拐点

当原油乳液进行破乳脱水沉降时, 随着脱水沉降时间的延长, 脱水量从加速增加转变为逐渐减缓增加时的点, 称为拐点。

2.4拐点浓度

当采油用化学品与原油破乳剂和预脱水剂进行配伍性评价试验时, 在某一浓度点, 确定配伍性为略有影响时, 称这个浓度点为该采油用化学品的拐点浓度。

3技术要求

3.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性评价项目脱水量相对百分差值、拐点处脱水量差值

4技术方法

4.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂或采油用化学品与预脱水剂配伍性的试验方法按SY/T 5281、SY/T 5280规定执行。在规定的时间内, 把空白样与试样脱水量数值进行列表比较, 经计算后判定该评价对象与原油破乳剂或预脱水剂的配伍性。

4.1.1当预脱水剂、净水剂与原油破乳剂进行配伍性评价试验时, 试样中预脱水剂、净水剂的加药浓度应为现场使用该化学品加药浓度的30%。

5评价原则

5.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性评价计算方法

5.1.1脱水量相对百分差值

式中:

A-脱水量相对百分差值, %;

Vk-空白样脱水量, ml;

Vs-试样的脱水量, ml;

5.1.2拐点处脱水量差值

式中:

B-拐点处脱水量差值;

Vk-空白样拐点处的脱水量, ml;

Vs-试样拐点处的脱水量, ml;

5.2评价指标

5.2.1对脱水量影响的评价指标

脱水量相对百分差值≤10%应视为对脱水量无影响;

脱水量相对百分差值在10%-15%应视为对脱水量略有影响;

脱水量相对百分差值>15%应视为对脱水量有影响。

5.2.2 对脱水速度影响的评价指标

拐点处脱水量差值<4ml, 应视为对脱水速度无影响;

拐点处脱水量差值=4ml, 应视为对脱水速度略有影响;

拐点处脱水量差值>4ml, 应视为对脱水速度有影响。

5.3判定

5.3.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性影响的判定经过对脱水量、脱水速度两项指标评价后, 若其中一项指标被确定为有影响, 那么就判定该化学品对该型号原油破乳剂配伍性有影响。若其中一项指标被确定为略有影响, 那么就判定该化学品对该型号原油破乳剂配伍性略有影响, 视该浓度为拐点浓度。

该标准在辽河油田全局各联合站进行了应用, 本文摘录了标准中的预脱水剂与原油破乳剂配伍性技术评价方法的部分, 并且对该方法在曙五联配伍性试验的应用进行了论述。

二、配伍性技术评价方法的应用试验

1曙五联原油脱水工艺现状调查

曙五联主要担负着曙光采油厂采油作业三、五、七区原油脱水处理任务, 三个区进站总液量分别为 (包括站内倒、卸油) :三区进液4050m3/d, 油量500 m3/d;五区进液7327m3/d, 油量2300 m3/d;七区进液7364m3/d, 油量2000 m3/d。三个区年原油处理能力在175万吨, 外输能力200万吨。

针对曙五联集输生产工艺流程 (曙五联原油脱水工艺流程见图1) , 对曙五联采用的化学药剂--原油破乳剂、预脱水剂相互间的配伍性进行调查试验, 试验目的主要是通过对曙五联现场所采用的预脱水剂是否对现场原油破乳剂的原油脱水产生影响进行脱水对比试验, 进行配伍性评价。判定方法是通过脱水量相对百分差值和拐点处脱水量差值两个试验参数的对比结果, 依据标准Q/SYLH0164-2004进行计算、判定得出结论。

2曙五联5区和7区的配伍性室内试验

依据《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》分别对A1、A2两种原油破乳剂, B1、B2、B3三种预脱水剂, 针对曙五联5区和曙五联7区两种原油进站液进行室内配伍性评价试验。试验结果见表1与表2。

视场预脱水剂加药浓度:40mg/l

3 室内配伍形试验评价的判定结果

依据《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》中的计算方法进行计算，得出的曙五联5区、曙五联7区配伍性评价结果见し表3与表4

此次预脱水剂与原油破乳剂在曙五联5区配伍试验中, 从脱水量反映的结果得出试验结论为:除了A2/B2略有影响外, 其它大部分无影响。

此次预脱水剂与原油破乳剂在曙五联7区配伍试验中, 从脱水量反映的结果得出试验结论为:除了A2/B1略有影响外, 其它均无影响。

三、结论

油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法分别在辽河油田二十多座联合站进行了推广应用, 得出的配伍性试验结论对油田生产的稳定性起到了指导性的作用, 避免了由于集输生产过程中所采用的化学品之间的相互影响而造成的原油含水超标, 以致不能正常生产的现象的发生。无论是从技术方法还是现场应用方面, 该标准都对油田生产起到了重要的作用。

摘要：本文介绍了《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》, 摘录了其中的预脱水剂与原油破乳剂配伍性技术评价方法的部分, 并对其在辽河油田曙五联的应用进行了论述。通过配伍性评价试验结果, 得出了该方法在油田生产中能够起到比较重要作用的结论。

关键词：预脱水剂,原油破乳剂,配伍性

参考文献

原油脱水浅析 篇7

关键词：原油,脱水

引言

所有的油田都要经历含水开发期的, 特别是采油速度大和采取注水强化开发的油田, 无水采油期一般都较短, 油井见水早, 原油含水率增长快。原油含水不仅增加了储存、输送、炼制过程中设备的负荷。而且增加了升温时的燃料消耗, 甚至因为水中含盐等而引起设备和管道的结垢或腐蚀。因此, 原油含水有百害无一利。但水在油田开发过程中, 几乎是原油的“永远伴生者”, 尤其是在油田开发的中后期, 油井不采水, 也就没有了油。所以原油脱水就成为油田开发过程中一个不可缺少的环节, 一直受到人们的重视。

1 原油脱水工艺

多年的反复实践, 现在研究成功的多种原油脱水工艺技术有:沉降分离脱水;化学破乳脱水;电破乳脱水;离心脱水等。

1.1 沉降分离脱水

这是利用水重油轻的原理, 在原油通过一个特定的装置时, 使水下沉, 油、水分开。这也是所有原油脱水的基本过程。

由按斯托克斯公式可以得出:沉降速度与原油中水珠半径的平方成正比, 与水油的密度差成正比, 与原油的粘度成反比。通过增大水珠密度、扩大油水密度差、减小原油粘度可以提高沉降分离速度, 从而可以提高分离效率。

1.2 化学破乳脱水

即利用化学药剂, 使乳化状态的油水实行分离。化学破乳是原油脱水中普遍采用的一种破乳手段。

很多学者对原油乳状液的稳定和破乳问题进行了大量的研究, 但主要集中在界面张力、界面粘度的影响, 对油膜寿命、油膜薄化速率以及界面弹性的研究则相对较少。大庆石油学院康万利等通过研究在破乳剂存在下, 模型原油乳状液的脱水效果与油水界面张力、界面粘度、界面弹性以及油膜寿命、油膜薄化速率的关系, 从微观和宏观两方面, 就破乳剂对油水界面膜作用机理进行了研究, 得出以下结论:

(1) 同种破乳剂降低油水界面张力、界面粘度、界面弹性的能力与其破乳效果有对应关系;不同破乳剂降低油水界面张力和界面粘度的幅度与其破乳效果间无对应关系。评价破乳效果的重要参数。

(3) 无破乳剂时, 油膜稳定一段时间后瞬间破裂;有破乳剂时, 油膜厚度逐渐变薄后破裂。

(4) 破乳剂使油膜寿命降低得越短, 油膜的薄化速率越快, 其对模型乳状液脱水率就越好。

(5) 破乳剂作用机理是破乳剂分子吸附到界面上, 使界面膜粘弹性降低, 导致了油水界面强度减弱, 使界面膜寿命变短, 界面膜厚度变薄, 当膜厚度变薄到一极限值时, 膜破裂, 导致破乳脱水。

同时, 有研究表明, 破乳剂用量在C M C浓度 (临界胶束浓度) 左右, 破乳脱水最佳。这是因为, 在较低浓度时 (小于C M C) , 破乳剂分子是以单体形式吸附在油水界面, 吸附量与浓度成正比, 此时油水界面张力随破乳剂浓度的增加而迅速下降, 脱水率也逐渐增大, 当破乳剂浓度接近CMC时, 界面吸附也趋于平衡, 此时界面张力不再下降, 脱水率也达到最大, 若再增加破乳剂浓度, 破乳剂分子开始聚集成团形成胶束, 反而使界面张力有所上升, 脱水率反而下降。因此对每种特定原油, 破乳剂用量均有最佳值, 即接近或等于其CMC浓度。

1.3 电破乳脱水

电脱水作为油水处理的最终手段, 在油田及炼厂得到广泛应用。其原理是乳状液置于高压的交流或直流电场中, 由于电场对水滴的作用, 削弱了乳状液的界面膜强度, 促进水滴的碰撞、合并, 聚结成粒径较大的水滴, 从原油中分离出来。由于用电脱水处理含水率较高的原油乳状液时, 会产生电击穿而无法建立极间必要的电场强度, 所以电脱法不能独立使用, 只能作为其它的原油处理方法的后序过程。

1.4 离心脱水

利用油水密度的不同, 使高速旋转的油水混合液产生不同的离心力, 从而将油与水分开。由于离心设备可以达到非常高的转速, 产生高达几百倍重力加速度的离心力, 因此离心设备可以较为彻底地将油水分离开, 并且只需很短的停留时间和较小的设备体积。

利用离心分离原理工作的一种主要设备是水力旋流器, 它是用来将作为连续相的液体与作为分散相的固粒、液滴或气泡进行物理分离的设备。液体混合物从入口沿切向流面附近浓集, 在旋转过程中, 逐渐向底流出口运动, 最终排出旋流器。与此同时, 轻组分将向旋流器中心轴处运动, 形成中心核, 并向入口方向流动, 从溢流出口排出, 这样就实现了轻重组分的分离。分散相与连续相之间的密度差越大, 两相就越容易分离, 否则就越难于分离。

2 联合脱水

本文提到的沉降分离脱水、化学破乳脱水、电破乳脱水、离心脱水等原油脱水工艺及其他脱水工艺都是单一的原油脱水工艺。在沉降分离脱水工艺中有自然沉降脱水、热沉降脱水、聚结沉降脱水。但在实际安排原油脱水工艺时, 单一的原油脱水工艺单独使用比较少, 大多是几种脱水工艺的有机组合, 目的是以最少的投入获得合格的商品原油。为什么必须要联合脱水才能达到这一目的呢?

(1) 原油脱水包括两个工艺过程, 一是原油乳状液的破乳, 这是基础, 不破乳就无法脱水;二是细小水珠聚结沉降后油水分离。只有完全破乳后水珠迅速聚结才可能获得很好的脱水效果, 而完全破乳和水珠的迅速聚结是两种不同的工艺过程。

(2) 原油乳化液的破乳以化学破乳效果最好, 可做到高速、高效, 而且化学破乳可治本, 因为生成原油乳状液的原因主要是原油中含有天然油包水型乳化剂。加入破乳剂后, 可简单理解为抵消了天然乳化剂的乳化作用, 因此化学破乳可做到一劳永逸, 但破乳剂扩散到油水乳化膜中去的速度与温度密切相关, 适当提高破乳温度可起到事半功倍的作用。这样, 化学脱水就与温度紧密结合在一起, 组成热化学联合脱水, 特别是低含水期, 升温还可大幅度降低原油粘度, 一箭双雕, 收到很好的脱水效果。

(3) 对高含水原油而言, 只有进行分级脱水才能保证获得合格的产品。即第一段将高含水原油脱为低含水原油;第二段将低含水原油脱为商品原油。各种脱水工艺的适用对象不一, 因此高含水原油的一般脱水和低含水原油的深度脱水就必然是两种不同脱水工艺, 这就构成了联合脱水。

综上所述, 将脱水工艺进行适当组合, 即能充分的利用能源, 又能取得较好的脱水效果。在实际生产中, 来液的性质并不稳定, 有时甚至变化较大, 需要我们根据情况做出不同的处理, 力争取得最佳的成效。

参考文献

高含水油田原油脱水节能对策 篇8

国内多数油田已进入开发中后期, 采出液含水高。联合站原油脱水处理过程中, 多数采用加热工艺, 加热原油含水量高, 稠油、特稠油比例越来越大, 原油脱水温度要求高, 加热系统能耗大。降低原油处理站热力能的消耗, 可有效地降低成本, 从而提高油田开发整体的经济效益。胜利油田发现至今已有50年历史, 目前油田年产油量约2700×104t, 采出液综合含水约90%。胜利油田现有原油联合站 (处理站) 50座, 建成原油脱水能力约4800×104t/a, 联合站投产运行已达18年以上。随着油田的不断开发, 稠油、特稠油 (原油相对密度0.92以上) 比例越来越大。由于处于油田开发中后期, 所有处理站进站来液含水高达90%以上, 最高达到96%。联合站脱水过程中, 多数采用加热工艺, 含水量高, 加热系统能耗大。

原油联合站站内能耗主要包括燃料的热能消耗、电能消耗和化学能消耗三个方面, 主要是热力能的消耗, 并且所涉及的方面较多, 系统复杂。通过现场调研, 只对加热系统热能消耗进行研究, 分析节能潜力, 旨在降低生产成本。

2 原油脱水流程节能潜力分析

联合站原油脱水处理系统能耗大小与被加热原油含水率高低有关。通常采用三相分离器游离水预脱除技术来降低站内热能能耗。根据进站原油油品性质及其加热工艺不同, 结合胜利油田原油进站脱水处理实际, 将原油脱水处理流程分为四类并分别进行能耗分析。

2.1 流程I类:一级加热+大罐多级沉降化学脱水

普通稠油 (原油相对密度0.92~0.95) 、特超稠油 (原油相对密度大于0.95) 开发比例逐步增加。对于该类进站高含水稠油、特稠油, 可采用一级加热+大罐沉降化学脱水流程进行处理 (图1) 。

胜利油田采用该流程的联合站有乐安、义和、埕东、飞雁滩、东三、东四等共27座。尽管各站流程各异, 但共同的特点是原油脱水进行一级加热。从表1可以看出, 脱水处理原油相对密度大, 加热水负荷占系统热负荷的比例较高, 高达60%~85%。其中, 乐安联合站站内能耗最大, 吨油处理耗能折算成消耗燃料油约12.27 kg, 则每天消耗的燃料油高达18.4 t。

2.2 流程II类:二级加热+大罐多级沉降化学脱水 (或加电脱水)

采用三次采油或聚合物驱开发的油田稠油, 这类原油共同特点是原油黏度高, 油水密度差缩小, 原油脱水难度比较大, 脱水流程长, 原油脱水温度高。通常采用二级加热+大罐多级沉降化学脱水流程 (图2) , 或采用二级分离+二级加热+大罐多级沉降化学脱水流程。

胜利油田采用这类流程的站有滨南稠油首站、盘二联、陈庄联、东一联 (有稳定) 、东二联 (有稳定) 5座。这类站的共同特点是原油黏度高, 油水密度差缩小, 原油脱水难度比较大, 脱水流程长, 脱水温度高。从表2可以看出, 除盘二联合站外, 其他4站均有较大潜力, 加热水负荷占系统热负荷比例达到50%~84%。其中, 东二联站内能耗最大, 吨油处理耗能折算成消耗燃料油高达14.17 kg。

2.3 流程III类:三相分离器预分水+电脱水+原油稳定

这类流程主要适应于油品密度 (原油相对密度低于0.9) 较低中质油。进站原油经过三相分离器、大罐沉降预分水后, 加热炉仅仅对电脱水器处理后的低含水原油进行加热, 加热系统能耗相对较低 (图3) 。

胜利油田辛一联、辛三联、102联、临盘二首站、渤三联共5座站采用该流程。从表3可以看出, 除盘二联合站外, 其他4站均有较大潜力, 被加热油含水率10%~40%, 加热水负荷占系统热负荷比例8%~28%。除辛一联、渤三联外, 其余3座联合站吨油处理耗能折算成消耗燃料油仅为2 kg左右, 加热系统能耗较低。

2.4 流程IV类 (脱水站) :一次加热+大罐沉降化学脱水

进站原油油品相对密度较小, 站内将含水油进行加热沉降后, 输送到联合站处理, 不直接外输合格原油 (图4) 。

胜利油田这类站较少, 代表性的是永一联。从表4可以看出, 永一联被加热油含水率为5%~20%, 吨油处理耗能折算成消耗燃料油仅为1.49 kg, 加热系统能耗较低。

综合来看, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 普通稠油、超稠原油相对密度大、黏度高, 站内原油脱水温度要求高, 加热水负荷 (超过60%以上) 比例大, 原油脱水系统能耗大。根据对胜利、中原、河南等油田现场调研, 吨油处理耗能折算耗油平均高达8~14 kg, 有很大的节能潜力 (第I、II类流程) 。

对于相对密度较小、黏度略低的原油, 直接采用三相分离器预分水后, 进行加热脱水处理, 系统能耗较低 (第III类流程) , 吨油处理耗能折算耗油平均为2~4 kg, 节能潜力不大。对于处理原油相对密度低的脱水站 (第IV类流程) , 站内吨油处理耗能折算耗油平均为1 kg左右, 系统能耗低, 基本没有节能潜力。

3 设备不保温热能能耗分析

设备、管道的散热是热力系统中热量损失的重要组成部分, 选择性价比较为合理的保温材料对降低热能损失, 提高效益非常重要。通常, 站内油气处理系统的管线及处理设备多数进行了保温。现场调研发现, 部分油田储油罐没有进行保温。每个罐由于原油的停留时间不同, 温降是不同的, 最高温降达12℃, 存在一定的热能损耗。

对于站内油罐具体保温工程, 须根据不同的气候及站内工艺流程及参数进行大罐传热计算、节能分析、合理选择保温材料及厚度, 进行经济效益分析比较。当其他条件相同时, 沉降罐的罐容越大, 则每经过一次沉降过程, 节约的原油就愈多, 节能效果越明显;而当其他条件相同时, 气候条件越恶劣, 则保温的效益就越好。通常, 在计算其经济效益时, 影响因素较多, 如罐的外型尺寸、罐的充满程度、进罐温度、停留时间、保温形式等。

经过测算, 对胜利油田采油厂联合站等大罐及脱水器进行保温措施, 预计可以减少散热损耗折算原油0.6 t/d。

4 站内原油脱水系统节能对策

低油价条件下, 中国石化紧紧围绕经济效益这个中心, 地面工程节能减排、降本增效任重道远。中国石化老油田开发进入中后期, 随着稠油油田开采及三次采油、注聚合物等影响, 稠油或超稠原油相对密度 (0.90以上) 大、黏度高, 脱水温度要求高, 站内加热能耗大。因此, 这类站 (I类、II类流程) 原油脱水处理能耗节能潜力很大, 是油田联合站脱水系统节能改造的重点。

4.1 积极推广预分水技术

中国石化勘探开发研究院地面所目前已经成功研制出国内首套一体化预分水装置 (图5) , 预分水的分水比达到50%, 大大降低加热负荷。在原油处理站采用先脱水后加热流程, 降低加热原油的含水率, 实施节能改造。

4.2 优化控制加热炉运行

近些年, 最新的传热、换热和燃烧技术在加热炉制造中得以应用, 新产品主要有真空加热炉、常压高效节能水套加热炉、分体相变加热炉等, 设计效率最高可达到90%。胜利油田孤四联合站应用了2台分体式相变炉, 用于含水油的加热升温, 在实际使用过程中取得了较好的效果。通过测试, 热效率达到约89%, 高于此前在用水套炉13个百分点。

4.3 加强站内流程换热改造, 提升热能利用效率

在联合站原油稳定后净化油直接外输。通常, 原油稳定塔出口原油稳定高达90℃以上, 在原油外输之前使其与进加热炉的含水原油进行换热, 又能提高加热炉的进油温度, 减少了燃油量。例如, 胜利油田辛一联合站将稳定塔出口热油 (90~95℃) 经换热器换热后外输, 站内能耗明显下降, 节能效果显著。

4.4 加强稠油、特稠油脱水专项技术研究

胜利孤东等许多老油田的原油综合含水高达90%以上, 注聚合物开发使液体性质变差, 油水分离效果差, 原料油进加热炉含水高, 消耗掉大量燃料。

稠油、高含水含聚合物原油和含盐原油等所占的比例越来越大, 需要地面工程进一步创新原油处理技术。如何提高稠油、特稠油处理站的分水率还应开展一系列破乳、分水专项技术研究工作, 节能潜力巨大。

摘要：在今后一段时间, 低油价可能成为新常态。中国石油化工股份有限公司 (以下简称中国石化) 油田地面工程工作将更加突出以效益为中心, 加强节能减排、提质增效。目前, 中国石化东部油田开发已进入中后期, 采出液含水高, 稠油、特稠油比例大, 原油脱水温度要求高, 联合站加热系统能耗大。针对联合站高含水原油脱水处理4类典型流程的加热系统节能潜力、设备保温降低能耗等方面进行了分析, 提出针对高含水原油脱水处理过程5项节能对策, 旨在为低油价下中国石化老油田开发降低生产成本和节能减排起到借鉴作用。