油田脱水及采出水处理工艺技术 讲课人：李成龙 中国石油长庆油田分公司 采油工艺专业技术人员培训教材 目录 一、长庆油田脱水工艺的现状 二、长庆油田水处理工艺流程发展历程 三、采出水过滤设备的工作原理 四、采出水工艺管理要求 五、面临的困难及存在的问题 六、下一步的发展方向 长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设，长庆油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善，保证了油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、研究，形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术，确保了油田持续有效快速发展。 截止2007年10月底，全油田现有脱水站点53座，原油脱水能力达到6.14×104t/d。日产水35777m3，建有采出水处理站点101座，其中配套精细过滤设备有40座，实际处理量2.67×104m3/d；小区块简易处理站点61座，实际处理1.03×104m3/d。全油田采出水处理及回注率达到100%，有效回注率53.4%。 一、长庆油田脱水工艺的现状及特点 原油脱水及污水处理过程中，原油的脱水脱气是非常重要的环节，常规工艺先采用气液分离器进行气液两相分离，分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离，或采用电热化学脱水。长庆油田目前主要采用大罐沉降脱水和三相分离器脱水两种工艺。 长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工艺技术，可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、大罐溢流沉降脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（集中处理站），原油的脱水能力达到6.14×104t/d。多年的实践证明，这项技术适合长庆油田的原油脱水。 2003年以来，为解决大罐沉降脱水存在的流程未密闭、占地面积较大、投资过高的问题，引进了油气水三相分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台。 （一）大罐沉降脱水工艺技术 1、工艺流程及特点 工艺流程：站外加药＋站内脱水 站外加药 站内脱水 站外加药 早期采用井口加药 后期改到增压点、接转站加药 站内脱水 站外加药特点： 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 实现乳化液提前破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。 进油口 出油口 出水口 集水管 喷油管 集油槽 平衡管 溢流沉降罐结构示意图 脱水温度较低（30-45℃）、流程简单、操作方便、 效果显著。 流程优点： 净化油含水小于0.5％，污水含油小于200mg/l。 2、影响原油脱水效果的主要因素 （1）破乳剂的筛选 原油的破乳原理，尽管有多种解释，但通常认为油水乳化液珠的表面含有胶质、沥青质等天然乳化剂，破乳剂分子渗入并吸附到乳化液滴的界面膜上抵消天然乳化剂，这样乳化液滴表面膜破裂并使水滴释放出来，小水滴相互聚结成大水滴，最终油、水两相发生分离。 破乳原理 破乳剂筛选方法 室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样，综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、污水含油等各项指标。 长庆油田使用的破乳剂： 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ-5等型，均属聚醚类型，是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80—100mg/l之间。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。 （2）破乳剂投加点的确定 九十年代后，大部分加药点移到接转站内。 早期采用井口加药。 投加要求： ①对于以小站加药的区块，要根据集输流程的布局及含水的高低，合理确定加药站数量，保证系统总的加药量处于合适的比例范围。接转站加药应从输油泵的进口加入；联合站应从总机关汇管中加入；严禁在沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，造成局部浓度过高，形成反向乳化，反而脱不下水。 含水大于50-60%的区块可在联合站或集中处理站加药。 ②加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量加入。加药浓度应根据室内评价确定，一般保持在商品浓度80-150ppm范围之内。对于用量超过200ppm的药剂应淘汰。 ③输油上要求联合站外上游系统站点输油要尽量保证连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化；冬季运行中，输油温度控制在40-45℃左右，以保证原油的破乳脱水效果。 （3）沉降时间 根据Stokes沉降公式： Vt=d2（ρ水—ρ油）g/18μ油 式中：Vt ——水滴在油中沉降速度，m/s； d——水滴直径，m； ρ水、ρ油——水和油的密度，kg/m3； μ油 ——原油粘度，Pa.s； g ——重力加速度，9.8m/s2； 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比，与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低，则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点，实际沉降时间确定在12—20小时范围内即可满足要求。在保证脱水效果的前提下，应尽量缩短污水在沉降罐内的停留时间，既减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖，又可减小沉降罐的容积。 长庆油田情况： （4）合理确定脱水温度 根据Stokes沉降公式，水滴沉降速度与原油粘度成反比。因此，提高温度可加快水滴沉降速度，提高脱水效果。但并不是温度越高越好，且过高的温度势必消耗过多的燃料。以华池油田情况进行说明： 华池原油粘温曲线 由图可见，原油温度达到25℃后，粘度急剧下降，粘温性能变好。粘温曲线在25-28℃附近出现拐点，此点所对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间，粘度大幅度增加。同时该曲线在30℃后随着温度的增加，粘度的降低并不显著，根据Stokes沉降公式，对原油脱水速度的影响甚微。 因此，华池原油的脱水温度应为30—35℃左右，可以认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言，要根据各地原油的粘温曲线确定脱水温度，保证在一个经济合理的温度范围之内进行原油脱水。 （5）合理确定沉降罐的运行参数 沉降罐的运行参数主要受油水层高度、来液量的多少等因素控制，保证油相和水相停留时间处于合理的范围。油水界面的高低，实际是一个油相沉距和水相沉距的问题。油水界面的控制高度不同，对脱水效果有一定影响，油水层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。 ①油水界面4.55.5m； ②沉降温度3045℃(视区块不同)； ③沉降时间12-20小时以上； ④净化油层厚度：保持在2.0米以上； ⑤乳化层厚度：控制在2.0米以下。 沉降罐油水指标：溢流口的净化油含水0.5%以下；沉降罐污水出口含油指标200mg/l以下。 运行参数控制指标： （7）关于“末端加药、大罐沉降”脱水工艺技术 所谓末端加药脱水工艺就是将站外加药移到站内加药，管理上比较方便。 建议：一是原油含水超过60%后，油水乳化液由油包水变为水包油状态，此时脱水相对容易，可以通过试验将站外加药移到站内集中加药。同时，要考虑沉降罐的容量、温度能不能保证脱水效果。二是对原油含水不超过30—40%，应继续坚持小站加药的原则,充分利用管道破乳，提高沉降罐的脱水效果。 （二）油气水三相分离工艺技术 油气水三相分离可以将含水油一次处理合格，也作为预脱气脱水设备进行预处理。同大罐脱水工艺相比，具有脱水速度较快、流程密闭、占地面积较小、投资低，并可回收一定量的伴生气的特点。 1、油气水三相分离结构及工作原理 工作原理：油气水三相分离器是通过将旋流分离、水洗破乳、填料聚集脱水、热化学沉降脱水多种方式，在不同的阶段采用合理的结构进行综合高效脱水的一种设备。主要优点脱水效率高，沉降时间短。 （1）采用来液旋流预分离技术，实现对油、气初步分离，增加设备内流场的液体有效处理容积，提高了设备处理效率。 （2）采用静态搅拌器活性水水洗破乳技术，强化了药液混合和乳状液破乳，改善分离的水力条件，加快油水分离速度，提高了设备的分离质量。 水洗破乳的机理：预脱气后的油水混合液通过导液管导入设备水相中，经过液体流型调整装置调整后上浮，在含有破乳剂的水相中翻滚、搅拌、摩擦、上升，使乳状液滴的界面膜强度降低，产生油水分离且使油滴迅速进入油水界面层中，达到油水分离的目的。 2、设备特点