中國石化河南石油工程設(shè)計(jì)有限公司

井樓聯(lián)合站稠油低溫預(yù)脫水工藝

陳 浩 李 凱 丁 偉

中國石化河南石油工程設(shè)計(jì)有限公司

井樓稠油聯(lián)合站脫水系統(tǒng)現(xiàn)存在加藥量大、脫水溫度高、系統(tǒng)運(yùn)行不平穩(wěn)、外輸原油含水超標(biāo)等問題。低溫預(yù)脫水+動(dòng)態(tài)沉降罐兩段脫水工藝相較于傳統(tǒng)的二段熱化學(xué)重力沉降脫水工藝，可在四相分離器脫水環(huán)節(jié)降低脫水溫度10～16℃，減少加藥量40～70mg/L，凈化原油含水率小于1%，達(dá)到外輸指標(biāo)。相較于靜態(tài)沉降大罐，動(dòng)態(tài)沉降罐的出油口在大罐頂部，可有效控制外輸原油含水率≤1%，且動(dòng)態(tài)沉降罐可以通過調(diào)節(jié)油水界面高度控制油水停留時(shí)間，既保障了外輸原油含水指標(biāo)合格，又可控制原油脫出污水水質(zhì)。

稠油聯(lián)合站；低溫稠油預(yù)脫水；試驗(yàn)；原油含水；四相分離器

1 存在的問題

河南油田井樓稠油聯(lián)合站承擔(dān)著井樓、古城、新莊、楊樓、王集油田的含水原油處理任務(wù)。目前的脫水系統(tǒng)主要存在以下幾方面問題：一是加藥量較大，脫水溫度較高；二是系統(tǒng)運(yùn)行不平穩(wěn)；三是外輸原油含水超標(biāo)。稠油聯(lián)合站中的四相分離器由于其良好的油水分離效果，承擔(dān)了聯(lián)合站內(nèi)最重要的脫水任務(wù)[1]，在多次改造設(shè)計(jì)中均要求分離器出口原油含水率＜10%。在稠油脫水工藝中，這種將承擔(dān)預(yù)脫水任務(wù)的四相分離器當(dāng)作主要脫水設(shè)備的思路是否一定合理，有待進(jìn)一步研究。

2 稠油低溫預(yù)脫水工藝

針對(duì)該稠油聯(lián)合站存在的問題，提出并開展了低溫稠油預(yù)脫水+動(dòng)態(tài)沉降罐兩段脫水工藝流程的研究。該工藝是將四相分離器當(dāng)作預(yù)脫水設(shè)備，預(yù)脫水后的原油經(jīng)大罐動(dòng)態(tài)沉降以進(jìn)一步脫水，輸出合格的原油。試驗(yàn)研究表明，對(duì)于大罐沉降脫水，在原油含水率為10%～30%的范圍內(nèi)，隨著含水量的增大，脫水速率也大大加快，最終脫水率也有較大幅度的提高[2]。綜合能耗因素確定低溫預(yù)脫水指標(biāo)（脫水后原油含水率10%～20%）后，使用優(yōu)選過的高效破乳劑對(duì)稠油采出液進(jìn)行了預(yù)脫水溫度及加藥量的試驗(yàn)，并根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

（1）低溫預(yù)脫水試驗(yàn)。某稠油區(qū)塊產(chǎn)液經(jīng)集油站加熱輸送進(jìn)站溫度54℃，原工藝流程中在四相分離器升溫至65℃進(jìn)行脫水，站內(nèi)、站外合計(jì)加藥約200mg/L。對(duì)該區(qū)塊產(chǎn)液（進(jìn)四相分離器前）分別進(jìn)行了55、49和45℃的低溫預(yù)脫水試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果見表1、表2、表3。脫水試驗(yàn)采用瓶試法，試驗(yàn)藥劑為現(xiàn)場(chǎng)在用破乳劑，以30min脫水時(shí)間模擬四相分離器內(nèi)原油停留時(shí)間，并以脫出水含油及脫水后原油含水來檢驗(yàn)脫水效果。經(jīng)脫水試驗(yàn)可知，該區(qū)塊產(chǎn)液站內(nèi)預(yù)脫水溫度49℃（比原65℃降低16℃），加藥量20mg/L（比原站內(nèi)加藥90mg/ L降低70mg/L）的情況下即可達(dá)到脫水后原油含水率為10%～20%的指標(biāo)，且脫出水含油僅為500mg/ L左右，水質(zhì)良好，有利于下一步的污水處理。

表1 55℃低溫預(yù)脫水試驗(yàn)結(jié)果

表2 49℃低溫預(yù)脫水試驗(yàn)結(jié)果

表3 45℃低溫預(yù)脫水試驗(yàn)結(jié)果

（2）二段原油脫水試驗(yàn)。取該區(qū)塊的四相分離器出口油樣進(jìn)行二段脫水試驗(yàn)，乳化水含量為21%。脫水試驗(yàn)采用瓶試法，脫水溫度65℃，試驗(yàn)藥劑為現(xiàn)場(chǎng)在用破乳劑。試驗(yàn)結(jié)果見表4。從表4可以看出，在加藥量150 mg/L、脫水溫度65℃、沉降時(shí)間180min的條件下，該區(qū)塊原油含水率達(dá)到0.6%，可滿足外輸要求。

表4 四相分離器出口原油脫水試驗(yàn)結(jié)果

3 結(jié)論及建議

（1）低溫預(yù)脫水+動(dòng)態(tài)沉降罐兩段脫水工藝相較于傳統(tǒng)的二段熱化學(xué)重力沉降脫水工藝，可在四相分離器脫水環(huán)節(jié)降低脫水溫度10～16℃，減少加藥量40～70mg/L，凈化原油含水率小于1%，達(dá)到外輸指標(biāo)。

（2）該稠油聯(lián)合站在不改變?cè)搮^(qū)塊原油站外摻稀油量以及加藥量的情況下，低溫預(yù)脫水+沉降罐加熱脫水的工藝試驗(yàn)采出液從進(jìn)站到四相分離器預(yù)脫水環(huán)節(jié)均不加熱，在沉降罐脫水環(huán)節(jié)采用65℃加熱脫水。試驗(yàn)中分離器出口油含水平均為12.5%，與原工藝相比上升9.3%；水中含油量由853mg/L上升到899mg/L，水質(zhì)變化不大。建議預(yù)脫水后原油進(jìn)大罐至罐滿（液位9.21m）后，沉降20 h取樣，2.7m處含水率1.5%，5.7m處含水率1.0%，7.7m處含水率為1.0%。可以得出液位5.7m以上的原油可滿足外輸要求。相較于靜態(tài)沉降大罐，動(dòng)態(tài)沉降罐的出油口在大罐頂部，可有效控制外輸原油含水率≤1%，且動(dòng)態(tài)沉降罐可以通過調(diào)節(jié)油水界面高度控制油水停留時(shí)間，既保障了外輸原油含水指標(biāo)合格，又可控制原油脫出污水水質(zhì)。

[1]王瑞軍．改造后的稠聯(lián)脫水系統(tǒng)主要設(shè)備運(yùn)行評(píng)價(jià)[J]．油氣田地面工程，2013，32（7）：56-57.

[2]宋新紅．河南油田稠油聯(lián)合站原油脫水系統(tǒng)運(yùn)行分析[J]．油氣田地面工程，2013，32（9）：34-35.

（欄目主持 楊 軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.9.021

基金論文：河南省科技廳項(xiàng)目（142102310200）。