1、集输生产影响因素分析及建议一、原油集输系统生产现状二首站、四净站、临南联合站、盘二联合站 4 座联合站 总计液量处理能力5.34104t/d，实际处理量 3.64104t/d。原油处理能力 1.07104t/d，实际处理量0.45104t/d。二首站、四净站、临南联合站采用三相分离+ 电脱水密闭处理工艺，建有原油稳定系统。原油稳定能力 253104t/a，实际稳定量 108104t/a，年产稳定轻烃2.77104t。原油处理工艺流程：采油队来油三相分离器原油缓冲罐脱水泵脱水加热炉电脱水器原油稳定外输油罐外输泵外输加热炉流量计外输。盘二联为三相分离器+电脱水器半密闭处理工艺，未建设原油稳定装置。
2、原油处理工艺流程：采油队来油三相分离器二次沉降罐脱水泵脱水加热炉电脱水器外输油罐外输泵外输加热炉流量计外输。一首站、长输站、济南末站 3 座原油外输站总外输能力 320104t/a，实际外输量 191104t/a。根据 输油量不同主要采用越站输 送和长输站加压两种模式混合应用。二、问题的提出临盘油田开发于 70 年代，目前已进入开发后期， 为保持油田稳产，措施油井数量增加、投加药剂量增大、油品物性较差的边远井开 发力度加大，造成油品物性变化、油井含水率上升、伴生气量减少，给原油脱水带来了一定困难。为了适应油田后期开发给集输系统原油脱水带来的影响，临盘采油厂集输站库进行了一系列相应的技术改造。2
3、009 年为适应采油四矿开发需要，更新了 4台 3000*14600 高效油气水砂分离器；2010 年对四净站进行改造，更新了 5 台3000*9600 高效油气水砂分离器、密闭缓冲罐 2 座、电脱水器 2 台；2006 年二首站更新三相分离器 2 台，2012 年对二首站进行改造，增加 4000*17600 三相分离器 1 台及加药泵和配套流程；2013 年计划对盘二联进行改造，更新电脱水器 2 台、密闭缓冲罐 1 座。如何进一步优化生产工艺，保证原油脱水工作正常进行；如何调整原油脱水设备工艺参数，应对复杂油品的处理，保 证原油外输 含水达标；如何优化破乳药剂投加量，在保证油、水指标的前提下
4、，降低成本，提高经济效益；是摆在我们集输系统面前的重要工作。三、影响原油脱水的要因分析一般原油脱水的工业生产装置是联合沉降分离、化学破乳、润湿聚结、 电聚结等方法中几种的综台应用，以便形成较完善的工艺过程，使原油脱水生产过程效率高，脱出油质量好、生产成本低、 经济效益高（一）影响原油脱水的因素1、原油比重和粘度的影响。水滴从油中分离出来要靠比重差，水的比重变化不大，而原油的比重范围变 化较大，从 0.8-1.0，原油比重越小、油水比重差越大，分离越容易，相反就越困难 。粘度表示原油的内摩擦力，粘度越高内摩擦力越大，但水滴要从原油中沉降下来必须克服原油的内摩擦力，因此粘度越大，油水分离越困难。就
5、胜利油田来说临盘、纯梁、东辛原油相对比重和粘度较小，脱水比 较容易；孤东、孤 岛、 现 河则相反。 临盘采油厂来说， 临南、商河油田原油相对比重和粘度较小，脱水比较容易；采油四 矿近年来随盘 40 等区块的开发，原油比重和粘度也有所下降。2、原油化学组成的影响。石蜡是电的不良导体，石蜡基原油具有良好的 电气绝缘性能，在电脱水过程中容易建立起高强度的电场，耗电量低，脱水效果好。胶质、沥青质为“油包水”型乳状液的乳化剂，因此胶质沥青质原油的乳化液稳定性高，导电性强，不易维持高的电场，在电脱水 过程中耗电量大。如胜坨、孤岛原油采用的同一脱水装置变压器容量需要比临盘大 2-3 倍。对于环烷基原油,由于
6、原油中的环烷酸值高。若采出液中钙离子多则原油脱水比较困难，因为钙离子与原油中的环烷酸形成环烷酸钙盐，这是一种良好的“油包水”型乳化液的乳化 剂，能加深原油乳化。若采出液中钠、钾离子多则原油脱水比较容易。3、油田开采过程中乳化程度的影响。对于地层能量高，油气比大，自喷能力强的油田，油、气、水高速通过油嘴，使水滴喷的很细，乳化严重，原油脱水困难。而能量低，采用抽油机开采的原油，相对脱水要容易些。含盐量低的原油，脱出水由于缺乏盐的聚集作用，往往带油严重，需要加表面活性剂来减少污水中的含油量。4、洗井液的影响。洗井为采油队油、水井 维护的常 规措施，具有不定期性、集中排液的特点，洗井液中携带的固体杂质
7、较多，并且对破乳剂的脱水效率有影响，低温时影响较大，容易造成油水界面处悬浮颗粒增多，有利于过渡层产生，影响原油脱水。5、气体的扰动影响。油井来液中原油溶解气的析出量大，易产生内部紊流现象，对油水 产生搅拌作用，不利于脱水。来液中原油溶解气析出量小，在层流状态下，有利于脱水。（二）影响化学破乳的关键因素原油、水、乳化液在管道、阀门、设备中的流动，对乳化液的形成和破乳均有较大影响。添加破乳剂，以流体动力和管道作为搅拌、碰撞聚结的手段和空间，实现破乳脱水，避免乳化，能起到降粘（纯油的 30 50）、 节约破乳剂（约50）的双重功效。临盘采油厂采用的是采油队油井井口添加破乳剂、管道破乳降粘，联 合站来
8、油阀组加药 ，进行电化学脱水的集 输工艺。1、沉降时间的影响。含水原油的沉降分离需要有一个过程，在研究分离 过程时，大都引用斯托克斯定律。V=d2/（p 水 -p 油 ）u 油即水滴的沉降速度与水滴直径平方成正比，与油水密度差成反比，与外相油粘度成反比。在实际生产中，由于各参数是相对变化的，无法用以上公式进行直接确定。沉降分离中沉降时间 与水层高度有十分重要的关系，水层高度低，原油沉降时间长，反之沉降时间 短。2、温度的影响。随着温度的升高，一方面原油粘度降低，水滴沉降速度增大，水滴易于在原油中沉降；另一方面原油体积膨胀系数变大，油水密度差增大，也有利于水滴在原油中下沉。但温度过高，会引起水蒸
9、汽随着原油伴生气逃逸到沉降设备上层空间，增加扰动 的影响，影响水滴沉降。3、油水界面的影响。（1）油水界面过低会影响出油含水及乳化层高度。水 层过低时，分离设备内部由于下部进液压力对油层的搅动和冲击，油水界面处于一片混浊状态，油层原油已有一定程度的破乳，油水微观状态已经分离，但物 质形态还处于无法分离状态。若 长时间油水物质形态得不到分离，加之破乳剂的作用，会重新形成乳化层，造成出油含水、乳化层升高。（2）油水界面过低影响出水水质。油水界面过低会导致污水含油升高，污水排放过程中，部分原油来不及上升到油层中去，随 污 水排出。如果 设备清罐不及时，存在 设备底部的粘土质 、沥青质等成分会在水层
10、波动时，在 搅动的作用下随污水一起排出。（3）油水界面过高的影响。油水界面过高会造成沉降时间严重不足，引起出油含水超标。另外，低于水密度的破乳剂进入沉降设备 后，向上朝油 层高度扩散，降低“水洗”效果，造成破乳剂浪费。4、液量的影响。来液的平稳均衡是影响沉降设备运行的一个重要因素。主要影响有卸油台来油液量过大的波动，污水池提升液量波动的影响，设备本身出水量不平稳， 电脱水器放水液量的波动以及流程切换过程中引起的液量波动。这些都会破坏沉降过程的动态平衡，影响沉降时间，引起过渡层增大， 严重时导致含水波动。四、提高脱水设备运行质量（一）如何提高三相分离器运行效果1、分离器的工作原理。目前我厂采用的
11、三相分离大多数为 HBP 生产的高效分离器，来液通过进口进入入口旋流预分离件，依靠离心及重力分离原理实现气液初步分离，进入气相空间 的气体首先进入聚结整流填料进行整流，在其下游空间脱除大于 100um 的液滴，再 进入气体出口的丝网捕 雾器脱除大于 10um 的液滴后，通过出口流出设备。分离出的液相下降到沉降室。在沉降室内，原油中的水滴经过填料整流聚结，水滴变大，下降到水相。分离出的原油翻过隔板进入油室，经油出口流出分离器。含油污水进入水层，经过填料整流聚结，在水相内脱除浮油后， 经水出口流出分离器。沉降分离室分离出的泥砂可以通过定期排砂，经排砂口流出分离器2、分离器的技术特性。HBP 分离器
12、具有以下技术特点：采用旋流离心分离技术，加快相间分离速度，提高分离效率；采用聚 结、整流分离填料，改善分离条件，提高油、水分离效率；采用助排式排泥砂技术，确保泥砂及时排出， 为油水有效分离提供更多有效空间；采用高度可调水管，可随时调整油水界面，提高了分离器适应能力；实现了界面、液位、压力自动控制，消除了人为因素对分离器运行的影响。图 2 三相分离器结构图3、合理控制分离器参数，提高运行效果。（1）合理控制油水界面。在目前生产条件下，各采油队来油物性、温度、 压力短期内基本变化不大，油水界面的控制对分离器的运行效果非常重要，直径3000mm 的分离器一般水位控制在 1.5-1.7m，直径 400
13、0mm 的分离器一般水位控制在 2.1-2.3m,分离效果较好。油水界面除了在分离器投运初期进行调整外，每年春秋两季，采油队来液温度 变化时也需进行调整。此外，新井增加 较多和分离效果变化时也要及时进行调整。（2）合理控制分离器压力。分离器压力是影响分离效果的另一个主要困素，一般来说压力控制在 0.22-0.25MPa 左右分离效果较 好。伴生气量越大，压力控制应相对提高，气量越小，可适当降低压力。但目前各矿为降低采油队来液回压，分离器压力控制相对较低，大 约在 0.15-0.18MPa 之 间。建议各站分离器压力控制在 0.18-0.20MPa 左右,这样即可以消除气体扰动影响 ,也为克服卸
14、油、 污水提升、电脱回掺放水的影响提供必要的能量，同时也兼顾了采油队回压。分离器压力自动控制可以很大程度上保障分离器的运行平稳，提高分离效果。分离器控制压力适当增高，可以减少调压阀的调 整次数，更好的提高分离器运行质量。要消除降低分离器 压力增加天然气产量的误区，我厂集输站库都采用了密闭生产工艺，即便分离器中部分溶解气没有分离出来，在下游的缓冲罐中也能分离出来进入气管网，不会消失。（3）合理控制药剂投加量。由于采油队来液量和来液压力的不均衡性，会导致各分离器加药量不均匀，有的分离器来液量大、压 力高反而加药量少，造成分离效果差。目前二首站基本实现了各台分离器单独一条管线加药，流量监测控制。盘二
15、联也自己想办法，在每台分离器加药管线上加流量计进行加药量控制。临南联合站应用了自动加药系统。四净站为一条加药管线，来油阀组加入点前用阀门调节控制。为进一步提高分离器效果，一是要根据各分离器来液量、油品物性找出最佳加药量， 实行按需加药。各站在这方面都做了大量工作，但加 药量并不是固定不变的，随来液变化要经常进 行调整，才能收到良好效果。二是使每台运行分离器压力保持一致，便于加药量的 调节，保 证加药量。三是对加药流程进行改造，增加加药量监测，提高加药效果。2013 年要重点加强这 方面工作。（4）合理控制分离器温度。来液温度主要受采油队来液温度的影响，目前采油二矿各队来液温度相对稳定，基本能达
16、到 40以上。其它各站都存在部分采油队冬季来油温度较低的影响， 盘二联合站分离器带有加热装置，可通过增加油相温度提高分离效果，但热源温度应控制在 95以内，避免温度过高使油相中水滴汽化造成的扰动影响，影响分离效果，造成换热器腐 蚀加快， 缩短使用年限。二首站和临南联合站可采用高温水回掺或采油队来液混合分离的办法，提高分离温度，达到提高分离效果的目的。另外，为降低来液量变化对分离器油水稳定层带来的冲击和扰动，应合理控制卸油泵排量、污水提升量、电脱压力放水量，做到尽量平稳，提高分离器运行质量，保 证分队计量的正常运行。（二）电脱水器的影响因素及参数控制1、电脱水器的工作原理电脱水是在电场的作用下靠
17、电场力的作用将乳化原油中水颗粒的界面膜破坏或削弱，强迫水颗粒合并的 过程。水 颗粒是极性分子，在电场的作用下，正负电荷向两端聚集而形成一端带正电荷，一端带负电荷的偶极子。这样一方面两端都要被吸引到与之所带电荷相反的电极上去，使水颗粒被拉伸成长椭圆形；另一方面对邻近带不同电荷的两个水颗粒增加了吸引力，所以削弱和破坏了油水界面膜，加速了水颗粒的合并。图 3 电脱水器结构图2、电脱水器运行不稳定的影响因素（1）操作不平稳的影响。操作规程中“三勤五平稳”讲的就是保证脱水器的运行参数平稳，保持温度、压力、流量、含水、油水界面平 稳，达到良好的脱水效果。一旦电脱水系统的平衡被破坏，就需要花很长时间去建立，
18、影响脱水质量。 2010年在四净站原油处理系统改造过程中，电脱水系统采用了自动控制脱水。一是采用了油水界面仪测量电脱水器水位，与原来的看窗放水观察相比，具有可靠性高、时效性高，可随时监测电脱水器水位。二是运行更加平稳，采用了出油、出水自动控制，系统根据电脱水器水位和压力变化自动调节出水、出油阀开度，避免了人工操作带来的参数波动，达到设备平稳运行。三是实现了自动调节运行， 电脱水流量采用缓冲罐液位与脱水泵变频连锁，根据缓冲罐的液位变化，脱水泵自动调节排量。在二首站、盘二联的改造中也将推广应用。（2）采出液的影响。在新井钻探，措施油井 压裂、酸化过程中大量药剂的投加，油井维护过程中的药剂投加，水井
19、洗井中产生的杂质，这些都对原油的物性产生影响。地层表面活性剂、聚合物中间含有导电性介质 ，乳化液 稳定剂，都会增加电脱水的难度。（3）温度的影响。如前面所讲，温度的升高会降低原油粘度，增大油水密度差，有利于油水分离，提高电脱水效果。但温度的升高，同时也会使原油的饱和蒸汽压升高， 给电脱水带来安全 隐患，只有增加脱水器操作压力，才能保 证脱水器的安全运行。（4）油水界面的影响。合理的油水界面能提高电脱水器的处理效果，当建立一定的水位时，原油进入电 脱水器后首先进行“水洗 ”，脱除原油中的游离水，增加脱水效果。当水位过低时 ，进入脱水器的原油会增加 对油水界面本质分离层的搅动，形成新的乳化液，降低脱水效果。水位过高，一是减少了底部电极与电脱水器底部之间形成的弱电场的空间，使预脱水时间减少；二是水位过高极易引起脱水器内部电场短路，造成 电场波动现象，甚至于引起控制柜跳闸。3、电脱水器参数的确定。合理确定 电脱水器参数是保证电脱水器运行质量和安全的关键。（1）脱水温度的确定。电脱水器的操作温度是根据原油的粘温特性来确定的，原油粘度在低于 50mPa.S 时，温度 对粘度的影响力减弱，粘度的 变化对油水分离的影响也减小。因此，一般确定原油粘度 50mPa.S 时对应温度为电脱水操作温度，条件允许的情况下可以适当提高操作温度。
