井楼联合站稠油低温预脱水工艺

中国石化河南石油工程设计有限公司

井楼联合站稠油低温预脱水工艺

陈 浩 李 凯 丁 伟

中国石化河南石油工程设计有限公司

井楼稠油联合站脱水系统现存在加药量大、脱水温度高、系统运行不平稳、外输原油含水超标等问题。低温预脱水+动态沉降罐两段脱水工艺相较于传统的二段热化学重力沉降脱水工艺，可在四相分离器脱水环节降低脱水温度10～16℃，减少加药量40～70mg/L，净化原油含水率小于1%，达到外输指标。相较于静态沉降大罐，动态沉降罐的出油口在大罐顶部，可有效控制外输原油含水率≤1%，且动态沉降罐可以通过调节油水界面高度控制油水停留时间，既保障了外输原油含水指标合格，又可控制原油脱出污水水质。

稠油联合站；低温稠油预脱水；试验；原油含水；四相分离器

1 存在的问题

河南油田井楼稠油联合站承担着井楼、古城、新庄、杨楼、王集油田的含水原油处理任务。目前的脱水系统主要存在以下几方面问题：一是加药量较大，脱水温度较高；二是系统运行不平稳；三是外输原油含水超标。稠油联合站中的四相分离器由于其良好的油水分离效果，承担了联合站内最重要的脱水任务[1]，在多次改造设计中均要求分离器出口原油含水率＜10%。在稠油脱水工艺中，这种将承担预脱水任务的四相分离器当作主要脱水设备的思路是否一定合理，有待进一步研究。

2 稠油低温预脱水工艺

针对该稠油联合站存在的问题，提出并开展了低温稠油预脱水+动态沉降罐两段脱水工艺流程的研究。该工艺是将四相分离器当作预脱水设备，预脱水后的原油经大罐动态沉降以进一步脱水，输出合格的原油。试验研究表明，对于大罐沉降脱水，在原油含水率为10%～30%的范围内，随着含水量的增大，脱水速率也大大加快，最终脱水率也有较大幅度的提高[2]。综合能耗因素确定低温预脱水指标（脱水后原油含水率10%～20%）后，使用优选过的高效破乳剂对稠油采出液进行了预脱水温度及加药量的试验，并根据试验结果进行了现场应用。

（1）低温预脱水试验。某稠油区块产液经集油站加热输送进站温度54℃，原工艺流程中在四相分离器升温至65℃进行脱水，站内、站外合计加药约200mg/L。对该区块产液（进四相分离器前）分别进行了55、49和45℃的低温预脱水试验，试验结果见表1、表2、表3。脱水试验采用瓶试法，试验药剂为现场在用破乳剂，以30min脱水时间模拟四相分离器内原油停留时间，并以脱出水含油及脱水后原油含水来检验脱水效果。经脱水试验可知，该区块产液站内预脱水温度49℃（比原65℃降低16℃），加药量20mg/L（比原站内加药90mg/ L降低70mg/L）的情况下即可达到脱水后原油含水率为10%～20%的指标，且脱出水含油仅为500mg/ L左右，水质良好，有利于下一步的污水处理。

表1 55℃低温预脱水试验结果

表2 49℃低温预脱水试验结果

表3 45℃低温预脱水试验结果

（2）二段原油脱水试验。取该区块的四相分离器出口油样进行二段脱水试验，乳化水含量为21%。脱水试验采用瓶试法，脱水温度65℃，试验药剂为现场在用破乳剂。试验结果见表4。从表4可以看出，在加药量150 mg/L、脱水温度65℃、沉降时间180min的条件下，该区块原油含水率达到0.6%，可满足外输要求。

表4 四相分离器出口原油脱水试验结果

3 结论及建议

（1）低温预脱水+动态沉降罐两段脱水工艺相较于传统的二段热化学重力沉降脱水工艺，可在四相分离器脱水环节降低脱水温度10～16℃，减少加药量40～70mg/L，净化原油含水率小于1%，达到外输指标。

（2）该稠油联合站在不改变该区块原油站外掺稀油量以及加药量的情况下，低温预脱水+沉降罐加热脱水的工艺试验采出液从进站到四相分离器预脱水环节均不加热，在沉降罐脱水环节采用65℃加热脱水。试验中分离器出口油含水平均为12.5%，与原工艺相比上升9.3%；水中含油量由853mg/L上升到899mg/L，水质变化不大。建议预脱水后原油进大罐至罐满（液位9.21m）后，沉降20 h取样，2.7m处含水率1.5%，5.7m处含水率1.0%，7.7m处含水率为1.0%。可以得出液位5.7m以上的原油可满足外输要求。相较于静态沉降大罐，动态沉降罐的出油口在大罐顶部，可有效控制外输原油含水率≤1%，且动态沉降罐可以通过调节油水界面高度控制油水停留时间，既保障了外输原油含水指标合格，又可控制原油脱出污水水质。

[1]王瑞军．改造后的稠联脱水系统主要设备运行评价[J]．油气田地面工程，2013，32（7）：56-57.

[2]宋新红．河南油田稠油联合站原油脱水系统运行分析[J]．油气田地面工程，2013，32（9）：34-35.

（栏目主持 杨 军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.9.021

基金论文：河南省科技厅项目（142102310200）。