油田稠油脱水工艺研究（共3篇）
油田稠油脱水工艺研究 篇1
1 油田稠油脱水的简述
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)
[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, 2008 (4)
油田稠油脱水工艺研究 篇2
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.
油田稠油脱水工艺研究 篇3
1 集输系统工艺流程简介
胜科集输系统主要由五座接转站 (草4-1#站、草4-2#站、草4-3#站、草104站、草128站) 、一座卸油台、一座联合站组成, 各接转站收集附近各单井、平台的来液, 经过初步的油气分离、增温加压, 外输给草南联;没有进站的油井或平台, 通过罐车拉油的方式 (原油进高架罐) , 将油放到卸油台, 再由卸油台打入主干线, 外输给草南联。草南联承担着胜科原油的集中、脱水、上交等生产任务[1]。
通过现场试验以及本单位实际情况进行对比优选, 胜科集输系统将近点加药、掺稀油、热化学重力沉降等方法有效地结合起来, 形成了一套较为完善的稠油脱水工艺[2]。
2 影响稠油脱水的因素及其参数优化
2.1 温度
稠油的性质与温度息息相关, 温度在整个集输过程中主要起到两个方面的作用。首先是管输的流畅, 如图1所示, 不同含水的草桥混合油温度越高黏度越低, 其流动性也就越好。其次根据《草桥混合油流动性及脱水方案优化评价报告》所说当温度在达到70℃以上时, 站外来液与破乳剂的混合及破乳脱水才能达到最佳效果[3]。
当草桥混合油中按2:1的比例 (稠油/稀油) 掺入稀油, 按100mg/L加入破乳剂时, 当温度达到7 0℃, 在5个小时后就基本达到脱水效果, 如图2。
2.2 油水界面
沉降罐内主要依靠水洗段的水洗作用和沉降段的重力沉降作用使油水分离。
接转站来液首先进入7#罐, 根据表1可分析当7#罐的油水界面在6.5到7.5米时, 来液脱水后的综合含水率最理想[4]。
2.3 破乳剂
根据对草南联混合油的实验分析, 在罐容和热力条件都能满足的情况下, 草桥混合油集输掺水可到75%, 根据破乳剂的性质和破乳时间, 在距草南联850m处 (卸油台) 按200mg/L加破乳剂, 并按2:1掺入乐安稀油, 在进入草南联前的时间里充分混合破乳, 进草南联后升温到≥70℃, 进5000m3的7#沉降罐, 沉降2 4小时, 沉降分水后乳化油含水可≤2%, 可达到稠油外输标准。
加入破乳剂量的多少主要根据7#罐溢流原油含水的高低, 含水较高, 则适当多加, 含水较低则少加。系统温度提高时, 可以使水滴界面膜的机械强度降低, 在其他管路条件类似的情况下, 加入少量破乳剂就有较好的破乳效果。故当管线内温度变化时, 对破乳剂的用量应作出相应的调节[5]。
2.4 稀油
稀油影响着原油在沉降段的沉降脱水时间, 稠油的沉降时间非常长, 掺入稀油后, 黏度降低, 沉降时间会缩短, 混合油还能够更好地与破乳剂混合, 达到最佳的破乳效果。同样条件下, 稀油的掺入能加快稠油脱水, 并缩短沉降时间, 但对最终含水不起决定作用, 超过1:1效果已不明显。
根据图2、图3对比分析, 相同温度 (70℃) 和相同加药量的条件下, 混合液掺入稀油的量在1:1和2:1 (稠油/稀油) 时都能达到较好的脱水效果, 区别在于稀油掺的越多, 混合液脱水的时间就越短, 根据原油在7#沉降罐的沉降时间, 由每天的来液以及草南联大罐的罐容计算, 大约30小时左右。再考虑整套此工艺的经济性, 目前掺稀油比在0.5~0.8之间。
2.5 混合液组成
日常生产中, 由于作业洗井等原因, 生产原油中会含有降粘剂、清洗剂和薄膜扩展剂等药剂。当井口来液中含有较多的降粘剂时, 这部分原油和与这部分原油前后相连的原油的破乳都会受到很大影响, 会造成泡沫油、水夹层、高含水和过渡层加厚等现象。解决该问题的最根本的办法是集中管理, 统一安排, 做好预
3 结论
(1) 原油管输过程中, 温度必须保持在7 0℃以上, 以保证系统的稳定运行。
(2) 当7#罐的油水界面在6.5~7.5m时, 来液脱水后的综合含水率最理想。
(3) 加入破乳剂的量主要根据7#罐溢流原油含水高低和系统温度来调节。
(4) 稀油掺的越多, 混合液脱水的时间就越短, 掺稀油比在0.5~0.8之间。
(5) 避免混合液影响的根本方法是集中管理, 统一安排, 做好预防工作。
通过对系统中影响原油脱水各个因素的分析, 并对部分运行参数进行了优化, 胜科原油含水一直保持在1.8%以下, 符合上交原油含水标准。
摘要：胜科管理区所生产的原油大部分属特超稠油。在稠油高稠油的输送和处理中, 原油高含水对生产有着非常大的负面影响。胜科集输系统将近点加药、掺稀油、热化学重力沉降等方法有效地结合起来, 形成了一套较为完善的稠油脱水工艺。针对温度低、破乳效果差、沉降时间不足以及油井生产中各类化学药剂的影响等情况和因素进行分析, 通过对整个系统的优选和各项指标的调整, 保证原油脱水的正常进行, 将生产原油的含水率降至考核标准以下。
关键词：稠油,脱水,破乳,温度,沉降,含水率
参考文献
[1]冯叔初, 郭揆常.油气集输与矿场加工[M].中国石油大学出版社.2006
[2]宁甲清, 孟祎, 李泽勤.超稠油脱水工艺试验研究[J].特种油气藏.2000, (01)
[3]刘学.稠油室内热化学脱水试验[J].油气田地面工程.2010;29 (12) :17-8
[4]赵福麟.油田化学[M].石油大学出版社.2000