井樓聯合站稠油低溫預脫水工藝

中國石化河南石油工程設計有限公司

井樓聯合站稠油低溫預脫水工藝

陳 浩 李 凱 丁 偉

中國石化河南石油工程設計有限公司

井樓稠油聯合站脫水系統現存在加藥量大、脫水溫度高、系統運行不平穩、外輸原油含水超標等問題。低溫預脫水+動態沉降罐兩段脫水工藝相較于傳統的二段熱化學重力沉降脫水工藝，可在四相分離器脫水環節降低脫水溫度10～16℃，減少加藥量40～70mg/L，凈化原油含水率小于1%，達到外輸指標。相較于靜態沉降大罐，動態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%，且動態沉降罐可以通過調節油水界面高度控制油水停留時間，既保障了外輸原油含水指標合格，又可控制原油脫出污水水質。

稠油聯合站；低溫稠油預脫水；試驗；原油含水；四相分離器

1 存在的問題

河南油田井樓稠油聯合站承擔著井樓、古城、新莊、楊樓、王集油田的含水原油處理任務。目前的脫水系統主要存在以下幾方面問題：一是加藥量較大，脫水溫度較高；二是系統運行不平穩；三是外輸原油含水超標。稠油聯合站中的四相分離器由于其良好的油水分離效果，承擔了聯合站內最重要的脫水任務[1]，在多次改造設計中均要求分離器出口原油含水率＜10%。在稠油脫水工藝中，這種將承擔預脫水任務的四相分離器當作主要脫水設備的思路是否一定合理，有待進一步研究。

2 稠油低溫預脫水工藝

針對該稠油聯合站存在的問題，提出并開展了低溫稠油預脫水+動態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作預脫水設備，預脫水后的原油經大罐動態沉降以進一步脫水，輸出合格的原油。試驗研究表明，對于大罐沉降脫水，在原油含水率為10%～30%的范圍內，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脫水指標（脫水后原油含水率10%～20%）后，使用優選過的高效破乳劑對稠油采出液進行了預脫水溫度及加藥量的試驗，并根據試驗結果進行了現場應用。

（1）低溫預脫水試驗。某稠油區塊產液經集油站加熱輸送進站溫度54℃，原工藝流程中在四相分離器升溫至65℃進行脫水，站內、站外合計加藥約200mg/L。對該區塊產液（進四相分離器前）分別進行了55、49和45℃的低溫預脫水試驗，試驗結果見表1、表2、表3。脫水試驗采用瓶試法，試驗藥劑為現場在用破乳劑，以30min脫水時間模擬四相分離器內原油停留時間，并以脫出水含油及脫水后原油含水來檢驗脫水效果。經脫水試驗可知，該區塊產液站內預脫水溫度49℃（比原65℃降低16℃），加藥量20mg/L（比原站內加藥90mg/ L降低70mg/L）的情況下即可達到脫水后原油含水率為10%～20%的指標，且脫出水含油僅為500mg/ L左右，水質良好，有利于下一步的污水處理。

表1 55℃低溫預脫水試驗結果

表2 49℃低溫預脫水試驗結果

表3 45℃低溫預脫水試驗結果

（2）二段原油脫水試驗。取該區塊的四相分離器出口油樣進行二段脫水試驗，乳化水含量為21%。脫水試驗采用瓶試法，脫水溫度65℃，試驗藥劑為現場在用破乳劑。試驗結果見表4。從表4可以看出，在加藥量150 mg/L、脫水溫度65℃、沉降時間180min的條件下，該區塊原油含水率達到0.6%，可滿足外輸要求。

表4 四相分離器出口原油脫水試驗結果

3 結論及建議

（1）低溫預脫水+動態沉降罐兩段脫水工藝相較于傳統的二段熱化學重力沉降脫水工藝，可在四相分離器脫水環節降低脫水溫度10～16℃，減少加藥量40～70mg/L，凈化原油含水率小于1%，達到外輸指標。

（2）該稠油聯合站在不改變該區塊原油站外摻稀油量以及加藥量的情況下，低溫預脫水+沉降罐加熱脫水的工藝試驗采出液從進站到四相分離器預脫水環節均不加熱，在沉降罐脫水環節采用65℃加熱脫水。試驗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，水質變化不大。建議預脫水后原油進大罐至罐滿（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。相較于靜態沉降大罐，動態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%，且動態沉降罐可以通過調節油水界面高度控制油水停留時間，既保障了外輸原油含水指標合格，又可控制原油脫出污水水質。

[1]王瑞軍．改造后的稠聯脫水系統主要設備運行評價[J]．油氣田地面工程，2013，32（7）：56-57.

[2]宋新紅．河南油田稠油聯合站原油脫水系統運行分析[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：河南省科技廳項目（142102310200）。