1、影响脱水效率的影响因素及提高措施摘要：某油田经过多年的开发建设，采出液特性和工艺技术都发生了很大的变化，目前油田进入高含水后期，开发难度增大，油气集输设备的利用率低，脱水难度越来越大，放水含油超标，电脱水器经常出现“跳闸”现象，如何通过管理方式和技术方式提高脱水系统效率以及提升放水水质是目前亟待解决的问题，也是实现油田“稳四上五”的重要举措。 关键词：脱水系统；运行效率；能耗； 中图分类号： TQ352.67 文献标识码： A 随着油田开发的不断深入，某油田已进入高含水开发期，采收率不断降低，产油量逐渐降低，综合含水率逐步上升，开发效率变差。脱水系统存在的矛盾也日益突出。在油量逐年下降的情况下
2、，如何提高脱水站的脱水效率、降低脱水单耗、保持脱水系统的稳定成了我们工作的中心，也是实现油田长期稳产的重要保障。为此，我们结合 A 联工艺流程特点及设备运行情况，针对影响脱水效率的原因，探讨相应的解决办法。一、影响脱水系统运行效率的原因 1.1 温度对脱水器运行状况的影响 电脱水器温度的高低决定着原油乳化液粘度的大小，其随温度的升高而降低，乳状液的稳定性随温度升高而下降，从而有利于集输和脱水。因此随着脱水温度的升高，油水混合液的粘度降低，流动性增加，有利于油水分离。但是虽然温度高提高脱水效果，但能耗也会相应的增大。另外，脱水温度过高也容易产生汽化、结焦、附件损坏等问题。 1.2 油品质量和来液
3、稳定性 来液性质是影响脱水器效率的重要因素。主要包括，来液含水率、来液温度，来液杂质多以及来液稳定性等等。一段游离水脱除器的游水界面控制和沉降时间是影响一段脱后原油含水率和杂质含量的重要因素。来液杂质多主要有两方面的原因： （1）收油装置所收集的老化油含杂质多，这部分原油含有大量的FeS 等导电性杂质成分，当老化油进入电脱水器后，由于导电性杂质的存在，在电极之前形成“絮状”导体，使电脱水器跳闸。 （2）随着聚合物及三元驱等工业化的推进，原油中杂质的不断复杂化，原油粘度不断增加，杂质不断增加。来液平稳性对脱水器的平稳运行非常重要。当来液量波动大时，容易引起操作压力和脱水器内油水界面的波动，严重时
4、导致油水界面破坏，出现水出口跑油的现象。来液量波动幅度大冲击油水界面还容易导致极板间发生瞬间电击，脱水器跳闸。1.3 脱水界面控制 游离水脱除器的界面控制高度与平稳性关系到一段沉降时间和二段进液的平稳性；电脱水器界面也对原油脱水状况有很大联系，由于水是电的导体，当油水界面升高以后，势必造成电极短路，因此，无论是游离水岗还是电脱水岗，势必要控制好油水界面。 二、解决对策 2.1 调整加热炉温度，设定最佳温度值 由于低温常温集输的影响，目前各个转油站来来油温度都较低。平均为 33，聚驱温度较水驱略高，为 35-38，对脱水系统的影响较大。油、水分子的动能减弱，小分子无法克服分离的阻力，导致游离水脱
5、除器的处理效果变差，油出口含水较高，增加了脱水炉的加热负荷，如果脱水加热炉加热后的含水温度达不到电脱水器脱水的温度要求，就会影响电脱水器的脱水效果和平稳运行。考虑到来液温度和能耗等方面的综合要求，确定合理的脱水温度，将水驱和聚驱加热炉分别设定不同的温度，实践证明，脱水温度水驱确定在 50，聚驱确定在 55，效果较好，2012 年以来，聚驱来液量由原来的 3500m3/d 至现在的 2800m3，含聚浓度由原来的 500mg/L 下降至 300mg/L，为了降低能耗，A 联合站采取了水、聚流程合并，合并后，减少了一台加热炉的使用，将加热炉温度确定在 55，脱水器运行状况良好，电脱水器放水含油在
6、350mg/L 左右。 2.2 保证油品质量及来液稳定性 2.2.1 建立老化油单独处理工艺 针对油质不好这一问题，目前各个联合站相继建立了老化油单独处理工艺，其工艺原理：各沉降罐所收集的老化油先经过加入老化油专用破乳剂破乳再经过相变高效加热炉将其加热到 7075之间，然后进入热化学脱水器，我站的热化学脱水器为原老式脱水器改装而成，里面并无电极板，只是作长时间的物理沉降作用，在保证外输原油含水不超标的前提下，将储罐上部的原油与电脱水器处理后的净化原油以一定比例相混合后外输，但存在问题是外输油含水经常超标。我站目前通过加密化验和及时排放缓冲罐底水解决这一问题。 2.2.2 保证来液质量和平稳程度
7、。 由于来液量的不同，液面随之有所波动，根据观察出口汇管压力和游离水界面两个参数，及时观测游离水脱除器的工作变化，通过调节游离水脱除器的阀门开度，将液面稳定在规定范围内。 2.3 调整油水界面 2.3.1 适当调整游离水脱除器的油水界面 污水系统的绝大部分来水来源于游离水脱除器，游离水脱除器的油水界面影响着全站污水水质和一段脱后油的油中含水。全厂七座脱水站游离水脱除器的油水界面均控制在最高液位的 66%80%处，能在适应中转站的来液量的同时还满足沉降时间的要求，脱水效果比较好。A 联脱水器的液位设定值在 3 米左右，位于脱水器液位的 75%。通过对油出口含水和水出口含油指标进行比较，总结出游离
8、水脱除器油水界面设定在中水位，大约控制在最高液位的 65%时，能在适应中转站的来液量的同时还满足沉降时间的要求，脱水效果比较好，出口含水在 8%左右。 2.3.2 电脱水器界面的控制 电脱水器界面控制水平的高低，直接影响到外输油含水状况。界面控制的过高，容易造成高含水，且电脱水器含水过高，容易导致电脱水器跳闸；控制过低，则污水含油超标，容易造成原油的损失，即发生“跑油”事故，因此根据现场生产实际对电脱水器界面合理的设定并控制是非常有必要的。A 联合站从游离水岗脱除油中含水量较低，仅为 6%-10%，因此所需放水量也小，考虑到电极板高度及电场稳定的影响，界面设定在中部偏下为宜。经过现场试验最终确
9、定电脱水器界面高度为 1.75-2.0 米。 表 1 油水界面高度与指标对比表 采取措施后，一方面，降低一段脱后原油含水率，减少了二段电脱水器的处理液量；另一方面，由于一段脱后原油含水率的降低，减少了二段加热炉的处理量，节约天然气消耗。而且有效的保证了二次脱水进液的质量和平稳度。 2.4 合理制定加药比 破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。目前在油田得到广泛运用，原油破乳是指利用破乳剂的化学作用降低界面薄膜的机械强度，改变乳化液的类型，破坏乳化液的稳定性化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。在破乳剂
10、不是加得越多越好，同种破乳剂，随着其浓度的增加，界面薄膜强度降低，当浓度超过某一值时，界面强度值基本不变。不仅没有取得效果，还会造成浪费，因此，合理制定加药比，对于平衡脱水成本和脱水效果关系有着重要意义。除此之外，破乳剂的型号、投放量和乳化液的匹配，也是保证脱水原油的水含量标准和污水中油含量的重要因素。目前 A 联来液包括水驱、聚驱、三元驱来液，水驱为 DVE4Z048，加药浓度为 5ppm，实际加药质量为 100kg。聚驱破乳剂为 EC2058B，加药浓度为 30ppm， 实际加药质量为70kg，破乳效果好。 三、效果分析 3.1 提升了原油处理效率 通过以上措施的实施，提升了集输系统的处理
11、效率，游离水岗水驱放水含油由原来的水驱平均 320mg/L 下降到 270mg/L，聚驱放水含油由原来的 430mg/L 下降到 350mg/L。 累计增加原油量=（320-270）+(430-350)=130mg/L=130g/m3 A 联游离水岗处理水量 17000m3 17000*130=2210000g=2210kg=2.21t 根据计算，A 联日节约油量 2.21t，年累计节约油量 806t。 3.1 降低一段脱后原油含水率，减少了二段电脱水器的处理液量 以前游离水脱除器的脱后原油含水率在 10%左右，每天实际处理液量在 18000m3 左右，纯油量在 1500 吨左右，到电脱水器的
12、日处理液量计算如下： G 液=G 油/（1-B） 式中：G 油纯油量 t/d；G 液电脱水器处理液量 t/d；B原油含水率% 所以 G 液=1500/（1-10%）=1667t/d 即电脱水器日处理含水为 10%的含水原油 1667t。 游离水脱除器出口原油含水率降到 6%以后，电脱水器的日处理量为：G 液= G 油/（1-B） =1500/（1-6%） =1595t 即电脱水器日处理含水为 8%的含水原油 1595t，每天少处理游离水106t。 3.3 提高了老化油回收量 采取热化学脱水器单独处理老化油工艺，减少了老化油对电脱水器的损害并且能提高老化油的利用率，年累计回收老化油 5000m3
13、 四、结论 4.1 加强脱水参数控制 参数控制有着维护脱水系统平稳、增强电脱水器脱水效果且方便管理等优点，加强参数控制在 A 联合站脱水系统中起到了一定的作用。自调整参数控制以来，A 联脱水系统平稳性增强；电脱水器电流减小、电压提高，运行效率有所提高；脱水器“跳闸”次数明显减少，设备使用寿命延长。 4.2 提高脱水系统配套技术的应用2 要想从根本上脱水系统的运行效率，仅仅根据自身参数的优化运行是远远不够的，应根据油田开发的阶段适时的调整脱水处理工艺，积极引进新技术、新工艺，推广应用新型设备和材料，从而保证脱水系统的高效运行。 4.3 加强老化油的回收 老化油不仅对水质会产生恶劣的影响，而且长期存在沉降罐顶部，难以回收，也会造成能源的损失和浪费，热化学单独处理老化油工艺具有能够满足水驱、聚驱老化油的回收，处理工艺简单，适应性较强。 参考文献： 1 王树丰等，强脱水技术研究提高设备设计水平J.油气田地面工程，2005.
