沉降罐在非正常工况下的调节

2013-09-22曾凤凰彭冲胥瀚文长庆油田超低渗第一项目部庆阳745100

化工管理 2013年18期

曾凤凰彭冲胥瀚文（长庆油田超低渗第一项目部庆阳745100）

伴随油田开发与开采，原油采出液往往伴随水的采出,油田常用的脱水方法包括三相分离器脱水、电脱水、以及沉降罐脱水处理等。其中沉降罐脱水应用广泛，管理相对简单，能耗小，且脱水效果良好。

1.沉降罐脱水工艺原理

油水混合物由进口管线经配液管中心汇管和辐射状配液管流入沉降罐底部的水层内。当油水混合物向上通过水层时，由于水的表面张力较大，使原油中的游离水、破乳后粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂质等并入水层，这一过程称为水洗。依靠油水密度的差异，当原油上升到沉降罐上部液面时，其含水率大为减少。经沉降分离后的原油由顶部集油槽和原油排出管（即溢流管线）流出沉降罐。原油中排出的污水经虹吸管，由排水管排出。

2.沉降罐在非正常工况下的调节措施

2.1 沉降罐的非正常工况

沉降罐的非正常工况是指沉降罐的运行参数超出其工艺规定的范围，突出表现在溢流口含水持续超标（＞0.5%），乳化层持续上涨，采出水含油率、机械杂质含量上涨等现象。西一联合站沉降罐在生产运行中乳化层逐年增厚，形成了稳定的乳化油阻滞层，影响脱水效果。

2.2 沉降罐产生非正常工况的原因分析及应对措施

沉降罐产生非正常工况的原因比较复杂，需要从影响沉降罐运行的主要因素和控制参数进行综合分析。

2.2.1 判断原油物性是否改变

西一联合站集输半径内开发区块在2012年进行了大面积开发，西一联沉降罐在8月份沉降罐日均进液量较2011年同期上涨40%，沉降罐乳化层和溢流口含水持续上升，采取多种措施后均无效果，分析造成问题的主要原因是由于油田大面积开发，原油物性发生了大的变化，破乳剂厂家2012年8月中旬研究、更换西一联了破乳剂，沉降罐运行情况在短期内恢复（见表1）。

当沉降罐运行工况变差时，对于新井大面积投产、油田措施频繁的情况，应当重点判断原油物性对沉降罐运行工况的影响，及时取样化验原油物性，判断破乳剂的配伍性，配伍性较差的及时更换。

2.2.2 判断加药量（加药浓度）是否足够

破乳剂投加浓度是影响沉降罐运行的重要因素，当沉降罐工况变差时，应考虑加药浓度的影响，并适当加大加药量，并观察随后的沉降罐运行情况，特别是对于采用端点加药的沉降罐来说，技术部门应当定期、不定期的对转油站、增压站的加药情况进行检查调研，对其加药浓度进行核实，发现问题及时纠正。

2.2.3 判断沉降罐运行的主要控制参数是否在工艺允许的范围内

沉降罐的水层高度、进液量、温度是影响沉降罐运行的最直观参数，通过联合站的运行报表等资料可以方便判断这些参数是够在工艺要求的范围内运行。

表1 投加新型破乳剂后西一联沉降罐运行参数表

表2 西一联合站1＃罐乳化液处理前后运行工况对比表

进液量是油田生产能力的体现，在不影响全油田生产的情况下，尽量保持进液的平稳性。水层高度受到联合站注水能力和进液量的双重影响，通过适当的生产调节让其维持在一个合理的范围内。温度可以通过联合站加热系统进行调节，当沉降罐工况变差时，可以适当提高运行温度，有利于沉降罐工况的恢复。

2.2.4 极端情况下的原因分析及处理措施

当分析以上三个方面的原因并采取相应措施后，沉降罐的运行工况仍无法恢复时，说明沉降罐原油乳化液的性质已经非常稳定，该乳化液绝大部分已经老化，分不出游离水,已经不能通过重力沉降方法让其破乳。

当这种情况出现时，应当通过乳化油抽吸汇管将老化的乳化油抽出，集中到一起处理，可以考虑加入高效的表面活性剂。西一联合站2012年11月20日对全站3500m3老化乳化油投加了CQ-CL01乳化油处理剂18吨、YT-100破乳剂1吨。经过7天的静置沉降，10.68m的乳化层分离出3.08m的净化油层、5.1m的明水层、及2.5m的乳化油残液，处理效果较好处理后的乳化油残液含油大量的机械杂质、胶质等，用离心法分离后分四层，这些残液具有强烈的乳化性，必须清理出集输系统。

没有条件处理的可以直接将老化的乳化液清理出集输系统，沉降罐运行工况将明显好转（见表2）。