大庆油田老化油处理工艺刘学

油气田地面工程（)第33卷第12期（2014.12）〈集输处理〉大庆油田老化油处理工艺刘学大庆油田设计院摘要：针对目前大庆油田已有的老化油处理工艺无法满足系统内老化油处理需求现状，应对现有老化油处理工艺进行总结、分析、梳理，借鉴成熟技术，改进存在的不足，确定适合大庆油田老化油处理工艺及设备，制定老化油处理现场试验方案并开展现场试验。通过现场试验对处理设备及运行参数进行优化，最终确定适合大庆油田的老化油处理方法及生产运行参数。关键词：大庆油田；老化油处理；工艺；现状doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2014.12.027老化油是指积存时间久，轻组分大部分挥发、乳化强度高、界面张力大、稳定性增强，比常规原油处理难度大的原油。通常老化油来源主要有以下几个方面：①从脱水转油站内污水沉降罐上部回收的污油；②从污水处理站除油罐回收的污油；③从污水处理站过滤罐反冲洗后进回收水池内回收的污油；④聚合物等三次采油采出液难以处理的造成的系统老化油；⑤钻井、作业井及新井投产初期产生的乳化液；⑥回收的落地原油。由于老化油具有成分复杂、杂质较多、乳化严重、导电性强等特点，因此老化油的产生和存在给生产管理带来了严重危害，降低了采出液处理设备的处理量，造成了脱水电场运行不平稳，加大了采出液处理难度，提高了处理成本，严重地影响了联合站正常生产。目前，大庆油田年产老化油42×104t，现有老化油处理设备和工艺已无法满足系统内老化油处理需求，因此对大庆油田采油一至十厂的老化油处理工艺现状进行了调查，了解各采油厂老化油处理工艺及存离，分出的游离水进入储水罐，储水罐出口连接水套加热炉，80℃左右的热水由管道泵增压掺入井口集油管道。管道泵出口安装有掺入水温度、流量控制器，由进站液体温度对控制器进行调节。投产正常后，掺入水循环使用。掺水集输工艺适用于低产超稠油区块。（4）热源伴热集输工艺。对于采用蒸汽吞吐采油方式的稠油区块，宜采用热源伴热集输工艺。一般情况下集油计量站与注汽站合建。采用集油管道与注汽管道同保温壳同沟敷设，注汽作业时注汽管道工作，采油作业时注汽管道作为集油管道伴热线使用。在集油管道起点、注汽管道上设置疏水阀。3稠油集中脱水处理工艺（1）两段热化学沉降脱水工艺。各计量站来液进入一段热化学沉降脱水罐脱出游离水，使原油含水率降到30%以下，低含水油溢流至缓冲罐，经脱水泵加压、加热后，温度达到80~90℃。然后进入二段热化学沉降罐进行二段沉降脱水，合格油溢流至净化油罐经外输泵加压后外输。该流程的关键是沉降时间、脱水温度和化学药剂的选择。该流程的特点是操作简单、可靠性高。（2）热化学沉降与电化学两段脱水工艺。热化学沉降与电化学两段脱水工艺流程的关键是一段脱水位置和二段电脱水器能否建立起稳定的电场。该流程的特点是脱水精度高。（3）一段热化学静止沉降脱水工艺。一段热化学静止沉降脱水工艺流程适用于原油密度大、黏度高、沥青质含量高的稠油处理。应用的要点在于确定超稠油热化学沉降的合理工艺参数，如脱水温度、沉降时间、高效破乳剂和适宜的加药量。采用多座储罐分别交替静止沉降，浮动出油。完成沉降脱水的储罐作为合格油储罐使用。各种罐中采用蒸汽加热盘管维温加热。一般脱水后原油含水率低于2%，污水含油率低于1000mg/L。4结论超稠油集输处理工艺技术在国内各油田经过多年的研究实践，取得了较大发展。但是由于超稠油物性的多样性、复杂性，仍存在较多的技术难题，如合理确定工艺参数（脱水温度、沉降时间、高效破乳剂）等需要深化研究。对于内蒙古探区而言，更需要加大研发力度，针对不同区块的稠油物性及地面条件，选择适宜的集输工艺和脱水处理工艺。（栏目主持张秀丽）--47第33卷第12期（2014.12）〈集输处理〉油气田地面工程（)在问题，为大庆油田处理老化油的工艺技术评价提供依据。1现有处理工艺目前大庆油田老化油处理工艺主要有热化学沉降工艺、电脱水器处理工艺、离心分离处理工艺以及回掺工艺。1.1热化学沉降工艺采油一至七厂、九厂共有18个联合站采用以上处理工艺。由于各厂处理工艺的不同，又分为两种处理模式：（1）独立建设的工艺模式。该工艺模式是将含油污泥站处理产生的油水混合液输至老化油处理站进行处理（污泥收集池收油进入卸油点落地油池），以及落地油及其他联合站产生的老化油输至老化油处理站进行处理。老化油处理站通过热化学沉降的处理方式对来油进行处理，处理产生的油若能达标（含油量≤0.3%）则直接外输，若不满足外输要求则回到脱水站进行处理，产生的污水进入污水站进行处理或回到污泥收集池。（2）随脱水站建设的工艺模式。来液首先进入加热炉升温至70~80℃，加入破乳剂后进入老化油沉降罐或缓冲罐（沉降6h以上）进行热化学脱水。1.2电脱水处理工艺对回收的老化油，有针对性地投加相应的化学药剂，进入加热炉加热到脱水温度，进入电脱水设备，完成老化油的脱水。脱水设备出口原油含水率如满足指标要求，则输至净化油储罐；若不能满足指标要求，则回流到污水沉降罐，继续进行处理。1.3离心分离处理工艺离心分离处理工艺主要由老化油处理装置完成。老化油处理装置由卧螺式离心分离系统、碟片式离心分离系统和加药系统三部分组成，基本流程为：污油、污泥首先进入卧螺式离心分离机，在絮凝剂的作用下，实现固、液分离，分离出来的含水油进入碟片式离心机，在破乳剂的作用下实现进一步脱水。该处理工艺的创新点是在较低的转速下实现固、液分离，在较高的转速下实现油、水分离。1.4回掺法处理工艺大庆油田在没有老化油单独处理系统的联合站，对于老化油处理方法主要采取回掺的方法。老化油回收至油系统与大量新鲜原油混掺后泵入电脱水装置。在装置中，受电场作用，小水滴聚结成较大水滴，然后借重力从油中分离。此种工艺简单，不需单独的处理系统，较为常用，处理后的混掺油含水率可在0.5%以下。其缺点是污油混掺量一旦过高就会导致回收污油时电脱水器电场不稳甚至垮电场，电脱放水质量变差等问题。随着油田开发的延续，回收油产生速率不断增加，因此这种办法的可行性越来越差。2存在的问题（1）老化油处理效果差，不适应生产需求。主要体现在：①老化油处理效果逐渐变差，增大原油脱水成本，已不适应生产的需求；②过渡层的量越来越多，为系统的平稳生产带来隐患；③目前老化油处理工艺对于污水沉降罐中的污油、污水中间层处理效果并不理想；④老化油沉降时间长、脱水温度高，能耗较高，提高了生产运行成本。（2）老化油处理工艺不完善。主要体现在：老化油放水水质差、杂质多、看窗易堵塞，无法监控放水水质；老化油系统无收油伴热管线时，导致冬季管线凝堵、收油困难；部分脱水站无老化油混掺外输流量计，无法计量老化油混掺量。由于老化油使脱水难度增大，目前的处理工艺处理后的原油含水上升、脱水温度和加药量都迅速增大，增大了原油脱水成本。现有工艺处理规模偏小，无法适应老化油量增大对系统的影响。虽然各采油厂利用站内现有的工艺已经采取针对老化油的单独处理措施，但是，由于老化油成因、组分各不相同，目前采出液处理系统运行稳定性变差，老化油处理工艺不完善，严重影响了联合站正常生产。（3）主要处理设备运行不正常。主要体现在：回收油泵故障率高，影响老化油回收；电脱水器无法正常运行，影响老化油处理；加热时老化原油中含有的聚合物、硫化物等杂质极易在火筒炉烟火管上聚结，造成局部过热穿孔，影响正常运行；真空加热炉加热过程中存在结垢严重、升温困难的问题。3建议针对目前大庆油田已有的老化油处理工艺无法满足系统内老化油处理需求现状，应对现有老化油处理工艺进行总结、分析、梳理，借鉴成熟技术，改进存在的不足。并通过室内对老化油组分构成进行分析，确定影响老化油脱水的主要因素，结合国内老化油处理工艺技术成功案例，确定适合大庆油田老化油处理工艺及设备，制定老化油处理现场试验方案并开展现场试验。通过现场试验对处理设备及运行参数进行优化，最终确定适合大庆油田的老化油处理方法及生产运行参数。（栏目主持张秀丽）--48