某油田三相分離器水處理能力提升現(xiàn)場實踐

黃發(fā)龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300450)

0 引言

某油田生產(chǎn)處理流程簡介如下：井口產(chǎn)出的原油經(jīng)一級換熱器換熱后進入一級分產(chǎn)分離器進行初步的油氣水三相分離；隨后經(jīng)二級換熱器進一步換熱，二級加熱器加熱之后進入二級分離器進行再次油氣水三相分離，原油進入電脫泵增壓后進入電脫加熱器加熱，再經(jīng)電脫水器進一步脫水，最終脫水的原油依次通過二級換熱器和一級換熱器與較冷的原油進行換熱，并進入海水冷卻器進行冷卻，最終進入合格油罐。一級分離器、二級分離器分離出的水進入含油污水處理系統(tǒng)進行處理，分離出的天然氣進入燃氣處理系統(tǒng)進行處理。在電脫水器中脫出的水回摻至一級分離器，目的在于提升一級分離器操作溫度，提高其油水處理效率。

一級分離器設計原油處理能力為119 m3/h，水處理能力為195 m3/h，氣處理能力為4730 m3/h(對照條件下)；二級分離器設計原油處理能力為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、二級分離器的水處理能力已然不能滿足現(xiàn)場實際需求，經(jīng)常出現(xiàn)二級分離器油相液位高、電脫水器油水界面高等風險，極大限制了平臺的安全生產(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種相流的設備。按分離器的作用原理分類，可分為重力式分離器、旋風式分離器、過濾式分離器3種[1]。海上采油平臺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]。臥式分離器長度較長，油水分離行程較長，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。該油田的一級分離器、二級分離器均為臥式三相分離器。

臥室分離器又分帶獨立水室和無獨立水室的分離器。在相同規(guī)格下，無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)部停留時間較短，因此分離器處理能力較大。同時，由于其內(nèi)部結構相對簡單，建造費用較低，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，導致液位計測量不準，而無水室三相分離器控制油水界面的調(diào)節(jié)閥是根據(jù)此液位計自動調(diào)節(jié)。因此，這種情況可能導致分離器油水界面自動調(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構原因，油水界面控制相對簡單，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，同時在重力作用下，油向上浮，水向下沉，實現(xiàn)油水分離。氣體在分離器上部經(jīng)分離元件除去小液滴，含水達標后從氣相出口流出，分離器下部液體最終實現(xiàn)油水分層，油在上部經(jīng)過溢流隔板進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 帶獨立水室臥室分離器油水分離原理簡圖

1.3 分離器內(nèi)部構件

分離器內(nèi)部構件主要有：入口擋板、整流元件、聚結元件、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液口，正對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)生動量方向的改變，從而達到氣液分離的效果。

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分離器內(nèi)液面的擾動，穩(wěn)定流場，提升分離效率。

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

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，采用多個噴砂嘴，將高壓流體運送至噴嘴，擾動底部固體顆粒，達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，超出一級分離器的原設計水處理能力，原油脫水受限，所以一級分離器油相液位經(jīng)常處于較高狀態(tài)，導致進入二級分離器的原油含水較高，二級分離器水相液位長期處于滿量程狀態(tài)，油室液位波動較大，電脫水器油水界面長期處于較高狀態(tài)，影響原油系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。根據(jù)經(jīng)驗，三相分離器原油出口含水不合格的原因主要有：(1)進液組分變化，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到瓶頸。在生產(chǎn)過程中一級分離器水相液位較為正常，通過對一級分離器混合室取樣口取樣發(fā)現(xiàn)，一級分離器混合室內(nèi)油水界面較高，而二級分離器水相液位長期處于較高狀態(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)部結構分析：經(jīng)過整流元件后，分離器內(nèi)部流場較為穩(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間越長，即處理量越小；擋板高度越低，液體在分離器停留的時間越短，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，油相出口含水越小；高度差越小，油層厚度越小，油相出口含水越大。高度差過小可能導致混合室油水界面逐漸上漲，大量水進入油室；也可能存在水室出口排量較小，導致水室液位高于水室擋板高度，從而壓高混合室油水界面，大量水進入油室。

據(jù)一、二級分離器的實際運行情況可知，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，這是由于進入一級分離器的液量太大，混合室內(nèi)水進入水室的速度不及進液速度，導致混合室內(nèi)水液位較高；二級分離器水相液位長期處于較高狀態(tài)，這是由于二級分離器水室排水速度較慢，導致水室液位高于水室擋板高度，壓高混合室油水界面，大量水進入油室。根據(jù)上述分析總結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，適當降低水室擋板高度，可以達到降低混合室油水界面高度，增加油層厚度的效果，使進入油室的油含水降低。同時，適當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，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導致分離器有效空間減小，使得分離器處理量變小。同時，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。當流量小于分離器進口流量時，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)時其過水量能滿足要求。但當分離器進液量逐漸增大，并超過聯(lián)通口處的過流量時，混合室內(nèi)油水界面逐漸上漲，導致油室內(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，導致混合室油水界面升高，油室內(nèi)原油含水增加。平臺二級分離器設計水處理能力為79 m3/h，而其水相出口兩臺生產(chǎn)水泵的額定排量為50 m3/h，隨著二級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，導致二級分離器排水不暢。

3 現(xiàn)場針對性措施

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 一級分離器內(nèi)部改造

根據(jù)設計資料，一級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，可通過適當降低油室和水室擋板高度，提高分離器水處理能力。但平臺分離器擋板均為固定式擋板，無法在線調(diào)整，需要停用一級分離器，停產(chǎn)時間較長，且需設計單位對一級分離器的內(nèi)部結構進行評估和設計，不能及時解決現(xiàn)場問題。

3.2 分離器底部清污

利用底部沖砂管線對分離器底部淤泥進行沖擊，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期進行，持續(xù)保持分離器實際處理能力。

3.3 提升底部聯(lián)通流量

由于無法在線對一級分離器進行內(nèi)部改造，平臺通過聯(lián)通一級分離器混合室和水室底部排放管線，模擬提升一級分離器底部聯(lián)通流量的試驗。通過試驗得知，通過底部聯(lián)通可增加一級分離器水處理量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

針對二級分離器水相液位長期較高的特點，結合平臺設備參數(shù)資料，生產(chǎn)水泵的額定排量小于分離器水處理量，限制了二級分離器的水處理能力。通過對二級分離器水室排放，模擬提高水室出口排量的試驗。通過試驗得知，當水室出口排放量增大到二級分離器水相設計處理量以上時，二級分離器油室液位高的情況得以緩解。此方法需新增兩臺大排量生產(chǎn)水泵，可不停產(chǎn)實施。

4 現(xiàn)場改造方案

針對上述措施分析，結合平臺實際情況，提出如下改造方案。

4.1 新增一級分離器混合室排放至斜板除油器改造

將一級分離器混合室、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連接至一級分離器水相出口管線LV-2001后端三通處，實現(xiàn)一級分離器混合室水直接排放至斜板除油器的功能。原一級分離器油室、水室底部排放管線與分離器水相收油管線連接，不改變一級分離器正常的底部排液功能，實現(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，一級分離器混合室向斜板除油器排液，可增加一級分離器水處理量，如圖3所示。

圖3 一級分離器混合室排放改造示意圖

4.2 新增生產(chǎn)水泵改造

新增兩臺額定排量為60 m3/h的生產(chǎn)水泵，將原有二級分離器水室出口4″管線更換為6″管線，新增生產(chǎn)水泵入口，原有二級分離器水室出口3″預留管線連接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 改造效果評價

兩項改造施工完成后，平臺進行了流程提液試驗。利用油井服務管匯，導通油井流程，將回注污水經(jīng)油井倒入計量分離器計量后進入生產(chǎn)流程，以此模擬平臺油井產(chǎn)液上漲情形。在試驗過程中，通過對流程波動情況進行觀察及分離器含水化驗判斷流程處理情況，并根據(jù)實際情況調(diào)整回注污水量，逐步摸索出分離器最大水處理能力。

實驗證明：新增一級分離器混合室排放至斜板除油器流程后，一級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，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 結語

分離器水處理能力是油田開采到高含水時期制約油田產(chǎn)量提升的關鍵因素。針對油田生產(chǎn)流程出現(xiàn)的瓶頸，平臺分析了限制分離器水處理的因素，提出了針對性的建議并得以實施。在不停產(chǎn)、不進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)，同時為油田后期提液上產(chǎn)提供了硬件基礎，改造項目具有一定的參考價值。