黃發(fā)龍

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300450)

0 引言

某油田生產(chǎn)處理流程簡(jiǎn)介如下：井口產(chǎn)出的原油經(jīng)一級(jí)換熱器換熱后進(jìn)入一級(jí)分產(chǎn)分離器進(jìn)行初步的油氣水三相分離；隨后經(jīng)二級(jí)換熱器進(jìn)一步換熱，二級(jí)加熱器加熱之后進(jìn)入二級(jí)分離器進(jìn)行再次油氣水三相分離，原油進(jìn)入電脫泵增壓后進(jìn)入電脫加熱器加熱，再經(jīng)電脫水器進(jìn)一步脫水，最終脫水的原油依次通過二級(jí)換熱器和一級(jí)換熱器與較冷的原油進(jìn)行換熱，并進(jìn)入海水冷卻器進(jìn)行冷卻，最終進(jìn)入合格油罐。一級(jí)分離器、二級(jí)分離器分離出的水進(jìn)入含油污水處理系統(tǒng)進(jìn)行處理，分離出的天然氣進(jìn)入燃?xì)馓幚硐到y(tǒng)進(jìn)行處理。在電脫水器中脫出的水回?fù)街烈患?jí)分離器，目的在于提升一級(jí)分離器操作溫度，提高其油水處理效率。

一級(jí)分離器設(shè)計(jì)原油處理能力為119 m3/h，水處理能力為195 m3/h，氣處理能力為4730 m3/h(對(duì)照條件下)；二級(jí)分離器設(shè)計(jì)原油處理能力為119 m3/h，水處理能力為79 m3/h，氣處理能力為555 m3/h(對(duì)照條件下)。在油田投產(chǎn)初期，油田綜合含水較低，水處理量較小，油田生產(chǎn)流程處理平穩(wěn)。但隨著油田大泵提液措施及綜合含水上升，油田產(chǎn)水量逐漸上漲，一、二級(jí)分離器的水處理能力已然不能滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求，經(jīng)常出現(xiàn)二級(jí)分離器油相液位高、電脫水器油水界面高等風(fēng)險(xiǎn)，極大限制了平臺(tái)的安全生產(chǎn)和產(chǎn)量提升。

1 三相分離器介紹

1.1 分離器分類

分離器是把油氣水混合液流分離成氣、液2種或氣、油、水3種相流的設(shè)備。按分離器的作用原理分類，可分為重力式分離器、旋風(fēng)式分離器、過濾式分離器3種[1]。海上采油平臺(tái)以重力式分離器為主，重力式分離器按功能可分為兩相分離器和三相分離器，根據(jù)流體流動(dòng)方向和安裝形式可分為臥式分離器和立式分離器[2]。臥式分離器長(zhǎng)度較長(zhǎng)，油水分離行程較長(zhǎng)，油水分離效率較高，因此海上油田油水分離主要以臥式分離器為主。該油田的一級(jí)分離器、二級(jí)分離器均為臥式三相分離器。

臥室分離器又分帶獨(dú)立水室和無(wú)獨(dú)立水室的分離器。在相同規(guī)格下，無(wú)水室分離器有效容積較大，分離器內(nèi)底部的生產(chǎn)水可直接排至下游，在分離器內(nèi)部停留時(shí)間較短，因此分離器處理能力較大。同時(shí)，由于其內(nèi)部結(jié)構(gòu)相對(duì)簡(jiǎn)單，建造費(fèi)用較低，且底部聚集的泥沙清理較帶水室的分離器更容易清理[3]。但油水分離過程中往往存在一定乳化液，會(huì)在分離器內(nèi)形成一層乳化液層，聚集在水層與油層之間，導(dǎo)致液位計(jì)測(cè)量不準(zhǔn)，而無(wú)水室三相分離器控制油水界面的調(diào)節(jié)閥是根據(jù)此液位計(jì)自動(dòng)調(diào)節(jié)。因此，這種情況可能導(dǎo)致分離器油水界面自動(dòng)調(diào)節(jié)失靈，造成分離器油水界面控制困難，影響油水分離效果[4]。而有水室的三相分離器因其結(jié)構(gòu)原因，油水界面控制相對(duì)簡(jiǎn)單，油水分離效果較好[5]。

1.2 三相分離器工作原理

油氣混合流體進(jìn)入分離器，在分離器前端分離區(qū)經(jīng)重力分離，由于氣液密度差異，氣體逸出，上升到分離器上部，通過整流和重力沉降，進(jìn)一步分離出液滴。液體在分離器下部持續(xù)分離出氣體，同時(shí)在重力作用下，油向上浮，水向下沉，實(shí)現(xiàn)油水分離。氣體在分離器上部經(jīng)分離元件除去小液滴，含水達(dá)標(biāo)后從氣相出口流出，分離器下部液體最終實(shí)現(xiàn)油水分層，油在上部經(jīng)過溢流隔板進(jìn)入油室并從油相出口流出，水在下部經(jīng)底部聯(lián)通口后經(jīng)過溢流板進(jìn)入水室并從水相出口流出[6]，具體過程如圖1所示。

圖1 帶獨(dú)立水室臥室分離器油水分離原理簡(jiǎn)圖

1.3 分離器內(nèi)部構(gòu)件

分離器內(nèi)部構(gòu)件主要有：入口擋板、整流元件、聚結(jié)元件、油室、水室擋板、捕霧器、破渦器及沖砂管等。

入口擋板：入口擋板位于分離器進(jìn)液口，正對(duì)油氣混合流體沖擊方向。由于液相和氣相速度相同，而密度不同，液相具有較高的能量，在發(fā)生碰撞后氣相容易發(fā)生動(dòng)量方向的改變，從而達(dá)到氣液分離的效果。

整流元件：一般位于油水沉降區(qū)域，與液流方向垂直放置，用以減少高速流體對(duì)分離器內(nèi)液面的擾動(dòng)，穩(wěn)定流場(chǎng)，提升分離效率。

聚結(jié)元件：位于重力沉降區(qū)，利用多孔彎曲的流道增加液滴聚結(jié)的概率，使小液滴聚結(jié)成大液滴，提升油水分離效率，減少分離時(shí)間。

油室、水室擋板：起到油水分隔、收集的作用。

捕霧器：位于氣相出口處，通過改變氣道，降低氣體的排出速度，捕集氣體內(nèi)液滴，降低氣體內(nèi)液體含量。

破渦器：位于液相出口處，通過改變液體流道，避免出現(xiàn)渦流，防止泵抽入空氣或帶出容器底部雜質(zhì)。

沖砂管：位于分離器底部，采用多個(gè)噴砂嘴，將高壓流體運(yùn)送至噴嘴，擾動(dòng)底部固體顆粒，達(dá)到使分離器底部雜物疏松的作用。

2 影響分離器原油脫水的原因

隨著油田日產(chǎn)水量逐漸上漲，超出一級(jí)分離器的原設(shè)計(jì)水處理能力，原油脫水受限，所以一級(jí)分離器油相液位經(jīng)常處于較高狀態(tài)，導(dǎo)致進(jìn)入二級(jí)分離器的原油含水較高，二級(jí)分離器水相液位長(zhǎng)期處于滿量程狀態(tài)，油室液位波動(dòng)較大，電脫水器油水界面長(zhǎng)期處于較高狀態(tài)，影響原油系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，三相分離器原油出口含水不合格的原因主要有：(1)進(jìn)液組分變化，完井液、修井液影響脫水效果；(2)破乳劑下藥量或藥劑性質(zhì)有問題，原油破乳效果差；(3)分離器操作溫度較低，影響原油脫水效率；(4)分離器內(nèi)部構(gòu)件損壞，或泥沙淤積，影響油水分離效率；(5)分離器油水界面控制不合理，油水界面較高。通過現(xiàn)場(chǎng)排查，基本可確定分離器原油出口含水較高的原因是分離器水處理能力達(dá)到瓶頸。在生產(chǎn)過程中一級(jí)分離器水相液位較為正常，通過對(duì)一級(jí)分離器混合室取樣口取樣發(fā)現(xiàn)，一級(jí)分離器混合室內(nèi)油水界面較高，而二級(jí)分離器水相液位長(zhǎng)期處于較高狀態(tài)，兩分離器水處理受限的原因有所不同。

根據(jù)分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)分析：經(jīng)過整流元件后，分離器內(nèi)部流場(chǎng)較為穩(wěn)定，理想狀態(tài)下油全部集中在上層，水集中在下層，假設(shè)水層厚度為h2，油層厚度為h1，水室液位為h3(圖2)，根據(jù)連通器原理可知，混合室底部與水室底部壓力平衡，得到式(1)：

圖2 三相分離器內(nèi)部油水界面情況

式中：ρ水為水的密度；ρ油為原油密度；h1+h2的和為油室前擋板高度；h3為水室擋板高度。

油室前擋板高度決定了分離器混合室液位高度，在油室出口排量不限的情況下，擋板高度越高，液體在分離器停留的時(shí)間越長(zhǎng)，即處理量越小；擋板高度越低，液體在分離器停留的時(shí)間越短，即處理量越大。根據(jù)式(1)推演得知，Δh=h1+h2-h3=h1(1-ρ油/ρ水)，所以在忽略油水密度變化情況下，油室前擋板與水室擋板高度差決定了混合室油層厚度，高度差越大，油層厚度越厚，油相出口含水越?。桓叨炔钤叫?，油層厚度越小，油相出口含水越大。高度差過小可能導(dǎo)致混合室油水界面逐漸上漲，大量水進(jìn)入油室；也可能存在水室出口排量較小，導(dǎo)致水室液位高于水室擋板高度，從而壓高混合室油水界面，大量水進(jìn)入油室。

據(jù)一、二級(jí)分離器的實(shí)際運(yùn)行情況可知，兩分離器水處理能力受限的原因有所不同：一級(jí)分離器水相液位較為正常，混合室油水界面較高，這是由于進(jìn)入一級(jí)分離器的液量太大，混合室內(nèi)水進(jìn)入水室的速度不及進(jìn)液速度，導(dǎo)致混合室內(nèi)水液位較高；二級(jí)分離器水相液位長(zhǎng)期處于較高狀態(tài)，這是由于二級(jí)分離器水室排水速度較慢，導(dǎo)致水室液位高于水室擋板高度，壓高混合室油水界面，大量水進(jìn)入油室。根據(jù)上述分析總結(jié)影響分離器水處理能力的可能因素有以下方面。

2.1 油室與水室擋板高度差不合理

根據(jù)上述分析，油室前擋板與水室擋板高度差決定了混合室油層厚度，適當(dāng)降低水室擋板高度，可以達(dá)到降低混合室油水界面高度，增加油層厚度的效果，使進(jìn)入油室的油含水降低。同時(shí)，適當(dāng)降低水室擋板高度可以更快使水室液位與混合室油水界面液位產(chǎn)生聯(lián)動(dòng)，即水室液位降低能更快降低油水界面，讓分離器內(nèi)底部的水在分離器內(nèi)停留的時(shí)間減少，間接提高分離器水處理量。

2.2 底部淤泥沉積

分離器底部淤泥沉積會(huì)導(dǎo)致分離器有效空間減小，使得分離器處理量變小。同時(shí)，底部淤泥沉積在混合室與水室聯(lián)通處，使混合室底部水流向水室的流量變小。當(dāng)流量小于分離器進(jìn)口流量時(shí)，混合室油水界面逐漸上漲，分離器油室含水上升。

2.3 混合室與水室底部聯(lián)通口較小

分離器混合室與水室聯(lián)通口是由油室底部與分離器底部分隔形成，油室底部距分離器底部高度約200 mm，正常生產(chǎn)時(shí)其過水量能滿足要求。但當(dāng)分離器進(jìn)液量逐漸增大，并超過聯(lián)通口處的過流量時(shí)，混合室內(nèi)油水界面逐漸上漲，導(dǎo)致油室內(nèi)原油含水增加。

2.4 水室出口排液量不足

水室出口排水速度慢，水相液位高于水室擋板高度，導(dǎo)致混合室油水界面升高，油室內(nèi)原油含水增加。平臺(tái)二級(jí)分離器設(shè)計(jì)水處理能力為79 m3/h，而其水相出口兩臺(tái)生產(chǎn)水泵的額定排量為50 m3/h，隨著二級(jí)分離器處理水量不斷增加，生產(chǎn)水泵排量已超過額定排量，導(dǎo)致二級(jí)分離器排水不暢。

3 現(xiàn)場(chǎng)針對(duì)性措施

根據(jù)上述分析，為提升分離器水處理能力可以采取以下措施。

3.1 一級(jí)分離器內(nèi)部改造

根據(jù)設(shè)計(jì)資料，一級(jí)分離器油室前擋板高度為2470 mm，水室擋板高度為2410 mm，高度差60 mm。根據(jù)前期分析，可通過適當(dāng)降低油室和水室擋板高度，提高分離器水處理能力。但平臺(tái)分離器擋板均為固定式擋板，無(wú)法在線調(diào)整，需要停用一級(jí)分離器，停產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，且需設(shè)計(jì)單位對(duì)一級(jí)分離器的內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行評(píng)估和設(shè)計(jì)，不能及時(shí)解決現(xiàn)場(chǎng)問題。

3.2 分離器底部清污

利用底部沖砂管線對(duì)分離器底部淤泥進(jìn)行沖擊，然后將淤泥排出分離器，減少分離器底部淤積，提升分離器內(nèi)部容積。此措施可作為日常工作長(zhǎng)期進(jìn)行，持續(xù)保持分離器實(shí)際處理能力。

3.3 提升底部聯(lián)通流量

由于無(wú)法在線對(duì)一級(jí)分離器進(jìn)行內(nèi)部改造，平臺(tái)通過聯(lián)通一級(jí)分離器混合室和水室底部排放管線，模擬提升一級(jí)分離器底部聯(lián)通流量的試驗(yàn)。通過試驗(yàn)得知，通過底部聯(lián)通可增加一級(jí)分離器水處理量600～680 m3/d左右，且分離器水箱出口水質(zhì)變化不大。

3.4 提高水室出口排液量

針對(duì)二級(jí)分離器水相液位長(zhǎng)期較高的特點(diǎn)，結(jié)合平臺(tái)設(shè)備參數(shù)資料，生產(chǎn)水泵的額定排量小于分離器水處理量，限制了二級(jí)分離器的水處理能力。通過對(duì)二級(jí)分離器水室排放，模擬提高水室出口排量的試驗(yàn)。通過試驗(yàn)得知，當(dāng)水室出口排放量增大到二級(jí)分離器水相設(shè)計(jì)處理量以上時(shí)，二級(jí)分離器油室液位高的情況得以緩解。此方法需新增兩臺(tái)大排量生產(chǎn)水泵，可不停產(chǎn)實(shí)施。

4 現(xiàn)場(chǎng)改造方案

針對(duì)上述措施分析，結(jié)合平臺(tái)實(shí)際情況，提出如下改造方案。

4.1 新增一級(jí)分離器混合室排放至斜板除油器改造

將一級(jí)分離器混合室、水室、油室底部排液匯總管線切開，將混合室底部排液管線單獨(dú)連接至一級(jí)分離器水相出口管線LV-2001后端三通處，實(shí)現(xiàn)一級(jí)分離器混合室水直接排放至斜板除油器的功能。原一級(jí)分離器油室、水室底部排放管線與分離器水相收油管線連接，不改變一級(jí)分離器正常的底部排液功能，實(shí)現(xiàn)將混合室底部生產(chǎn)水直接排放至下游斜板除油器。新增管線后，一級(jí)分離器混合室向斜板除油器排液，可增加一級(jí)分離器水處理量，如圖3所示。

圖3 一級(jí)分離器混合室排放改造示意圖

4.2 新增生產(chǎn)水泵改造

新增兩臺(tái)額定排量為60 m3/h的生產(chǎn)水泵，將原有二級(jí)分離器水室出口4″管線更換為6″管線，新增生產(chǎn)水泵入口，原有二級(jí)分離器水室出口3″預(yù)留管線連接3″管線至原有的生產(chǎn)水泵，兩路水室出口管線間增加3″聯(lián)通閥，實(shí)現(xiàn)提升生產(chǎn)水泵額定排量的目的，如圖4所示。

圖4 新增生產(chǎn)水泵改造示意圖

5 改造效果評(píng)價(jià)

兩項(xiàng)改造施工完成后，平臺(tái)進(jìn)行了流程提液試驗(yàn)。利用油井服務(wù)管匯，導(dǎo)通油井流程，將回注污水經(jīng)油井倒入計(jì)量分離器計(jì)量后進(jìn)入生產(chǎn)流程，以此模擬平臺(tái)油井產(chǎn)液上漲情形。在試驗(yàn)過程中，通過對(duì)流程波動(dòng)情況進(jìn)行觀察及分離器含水化驗(yàn)判斷流程處理情況，并根據(jù)實(shí)際情況調(diào)整回注污水量，逐步摸索出分離器最大水處理能力。

實(shí)驗(yàn)證明：新增一級(jí)分離器混合室排放至斜板除油器流程后，一級(jí)分離器水處理能力提升近600～700 m3/d；新增大排量生產(chǎn)水泵后，流程處理水量提升600～800 m3/d。水量提升1200 m3/d左右時(shí)，流程仍能正常處理，且分離器原油出口含水及水質(zhì)較為穩(wěn)定。

6 結(jié)語(yǔ)

分離器水處理能力是油田開采到高含水時(shí)期制約油田產(chǎn)量提升的關(guān)鍵因素。針對(duì)油田生產(chǎn)流程出現(xiàn)的瓶頸，平臺(tái)分析了限制分離器水處理的因素，提出了針對(duì)性的建議并得以實(shí)施。在不停產(chǎn)、不進(jìn)行較大改造的前提下，提升流程水處理能力約1200～1500 m3/d，保障了生產(chǎn)流程平穩(wěn)、安全生產(chǎn)，同時(shí)為油田后期提液上產(chǎn)提供了硬件基礎(chǔ)，改造項(xiàng)目具有一定的參考價(jià)值。