油田采出水处理工艺技术

长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术油田脱水及采出水处理工艺技术讲课人:郭发荣中国石油长庆油田分公司二○○九年六月采油工艺专业技术人员培训教材长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术目录一、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分公司油田脱水及采出水处理工艺技术长庆油田经过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2009年3月底，全油田现有脱水站点85座，原油脱水能力达到8.72×104t/d。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术一、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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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，原油的脱水能力达到8.72×104m3/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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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＋站内脱水小站（井口）加药管道破乳大罐溢流沉降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、接转站加药长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术脱水温度较低（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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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。破乳原理长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术近年来一个新方向：复配型的破乳剂，即利用破乳剂之间的协同效应，将两种破乳剂进行复配以获得既油净水清，又脱水速度理想的结果。Bansbach认为：理想的破乳剂必须具备：较强的表面活性；良好的润湿性能；足够的絮凝能力；较好的聚结效果。近年来国外文献报道：聚酯胺破乳剂及其复配物、聚合物系列破乳剂因使用浓度小（10—20mg/l）、净化油含水iji较低而受到普遍的欢迎。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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：长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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：华池原油粘温曲线长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术由图可见，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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术①油水界面4.55.5m；②沉降温度3045℃(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：长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（6）沉降罐乳化层处理沉降罐运行中，根据乳化层的厚度，定期利用抽中间层管线将含油乳化层抽取到沉降罐外专门处理，降低乳化层对脱水效果的影响。为防止污油、落地油等老化油对沉降脱水系统产生不利影响，对站内回收的污油不允许返回沉降罐，应单独进行处理。其次，沉降罐要根据罐底污泥厚度，及时进行清罐，一般2-3年清罐一次，逐步推广大罐排泥装置排泥。清罐中要对罐内壁涂层、加热盘管、集水槽、十字喷淋管等进行检查维修，确保原油脱水系统正常运行。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术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。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术处理气量5000-20000m3/d结构示意图长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术油气水混合物由入口进入旋流预分离装置，首先将大部分的气体分离出来通过顶部气相空间经过脱水填料、消泡装置后，再进入迷宫式捕雾器,经过处理的气体由排气口排出；预分离后的液体则通过落液管流入流型分布与调整装置，在流型整理的过程中，作为分散相的油滴在此进行破乳，聚结，实现水洗破乳。而后随油水混合物进入分离流场，在分离流场中设置有稳流和聚结装置，为油水液滴提供稳定的流场条件，实现油水的高效聚结分离，随后进入二次填料分离装置，主要是脱除水中原油。分离后的原油通过隔板流入油腔，而分离后的污水，通过导管进入水腔，从而完成油水分离过程。工艺过程如下：长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（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、设备特点长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术（3）采用强化聚结材料，增加油、水两相液滴碰撞聚结机率，可稳定流动状态，提高分离效率。（4）采用污水抑制装置，即将分离后的含油污水进行二次处理、聚结，提高了分离后的污水质量。（5）采用变油水界面控制为油、水液面控制技术，实现了油水界面的平衡控制。（6）采用迷宫式捕雾装置，有效地控制了气中带液率。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术3、主要技术指标与运行参数工作温度：依据处理介质特性确定，一般30-60℃；工作压力：根据现场运行工艺定，一般0.18-0.3MPa；出口原油含水率：＜0.5%（平均值）；出口原油含气率：＜0.005g/m3；出口污水含油率：＜500mg/l。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术浮球液面调节阀磁翻柱液位计自力式压力调节阀（1）基地式控制：采用浮球液面调节阀、自力式压力调节阀、磁翻柱液位计等，控制油水界面、系统运行压力，显示油水室液位。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术电动调节阀导波雷达液位计（2）远程显示和自动控制：采用电动调节阀、导波雷达液位计、导波雷达油水界面仪等，以及辅助显示和控制设备，实现自动控制和远程人工控制。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术4、日常操作说明三相分离器的正常运行必须控制好以下生产参数：压力、油水室液位、进液温度、油水界面、破乳剂加入浓度、进液量。长庆油田分公司油田脱水及采出水处理工艺技术三相分离器压力操作范围：0.18-0.3MPa，压力由来液中溶解气的多少和气系统压力决定，压力大小通过出气自力式压力调节阀和补气自力式压力