李梅霞

摘 要：发泡原油对三相分离器的运行和原油计量及整个原油脱水系统造成很大影响，本文对发泡原油的产生机理及处理对策进行探讨，并结合生产实际，提出了切实可行的解决措施，不仅提高了分离器的运行质量，而且降低了生产处理成本。

关键词：发泡原油；分离器；措施

一、引言

盘二联合站的四台三相分离器承担着对采油管理七区、八区的油井来液的预分离任务，是该站原油处理生产的龙头设备，分离器的运行质量，决定着整个原油处理生产的好坏。同时该分离器实现了分队计量，在“生产指挥、原油盘库、综合治理”等方面，发挥出了重要作用。

二、发泡原油产生

在运行中，发现采油管理区注采七站（原采油5队）、注采四站（原采油6队）对应的两台分离器运行质量差，分队计量误差大的现象。经过分析研究，发现注采七站、注采四站原油胶质、沥青质含量高，原油粘度大，溶解气多，造成油气分离时原油中的气泡上升至油气界面后并不立即破裂，聚集在油面形成泡沫层，也就是发泡原油。原油发泡对三相分离器的运行和原油计量及整个原油脱水系统造成很大影响。

由于注采七站、注采四站原油胶质、沥青质含量高，原油粘度大的物性，形成的发泡原油对分离器运行质量和分队计量造成了很大影响。 因此，消除发泡原油的影响，是我站亟待解决的问题。

三、对发泡原油的应对措施

为解决以上问题，我站提出三项措施：

措施一：更换分离器油腔浮球。

由于原油发泡使原油的密度降低，在分离器运行的过程中造成油腔的浮子连杆机构中的浮球无法正确反映油腔内的实际位置，凡尔在液位高的时候不能正常打开，使原油中的泡沫积聚难以及时消除，造成气相、水相混入原油。为了解决这个问题，我们通过增大出油凡尔浮球体积，增大浮球浮力，提高油相连杆转动力矩。

我们首先对5#分离器进行更换浮球实验。对5#油相出油取样，称重法测量密度，多次跟踪实验，取准发泡原油密度。第二步根据发泡相原油密度，计算出浮球浮浮起，打开出油凡尔，所需的最小浮力。最后对出油机构浮球的改造。我们利用两个灭火器，经过封口改制处理，与原浮球捆绑在一起。根据浮力公式P=pgh ，以增大浮球体积，提高浮力，达到浮球浮起需求值。

确定浮球浮起所需最低密度计算过程如下：

根据油相原油密度，计算出浮球浮起，打开出油凡尔，所需的最小浮力。从而确定所需增大浮球的体积数。

已知：圆柱形浮筒长l1=0.42m，直径D1=0.35m，质量M1=18.3㎏，所加空灭火器长l2=0.47m，直径D2=0.15m，质量M2=2㎏。

浮筒体积：

灭火器体积：

改造后浮筒所受重力：

假设浮筒漂浮在油面，且恰好全部没入液面，为极限情况，此时：G=F浮， 故改造后浮筒正常运行所要求油品的最低密度为： 。

5#分离器浮球进行改造后，分离器对发泡原油的适应性效果并不明显，尤其在冬季油温低时，泡沫不易消除，出油凡尔仍然不能正常运行，原油流量只能靠人工定期开启凡尔控制，或者靠旁通管线上的截止阀的开度控制，不仅大大增加了职工工作量，而且水中含油，气中含油指标都仍超标，影响了原油的准确计量。

因此更换分离器油腔浮球的方案，仍不能从根本上解决发泡原油对分离器处理的影响。此方案没有继续在3#分離器（注采四站原油）进行实施。

措施二：更换油相流量计

由于注采四站、注采七站原油中含胶质、沥青质较多，且凝固点高，在运行的过程中析出胶质、沥青质造成原来的双转子流量计的过滤器频繁堵塞，原油计量误差增大。后来，经上级协助将双转子流量计更换为科里奥利质量流量计，虽然解决了堵塞的问题，但是质量流量计的计量准确度受计量流体密度的影响比较大，由于是发泡原油，原油中的泡沫长时间无法消除，因此质量流量计测量出的流体混合密度仅在0.5g/cm3～0.65 g/cm3之间，远远小于原油的实际密度，因此造成原油质量流量计误差增大。

措施三、对分离器内投加消泡剂

我站于3月1日开始对3#分离器（处理注采四站来油）的进口处投加消泡剂。质量流量计测量的原油密度就有原来的0.5g/cm3提高到0.85g/cm3，且出油凡尔自动启闭灵活，在线综合含水趋于稳定。

经过三天的试运行，原油密度基本稳定在0.8-0.85g/cm3，取得了比较好的消泡效果。

四、投加消泡剂的实施情况

1、 分离器进口流程改造。我站在注采七站、注采四站来液进分离器前端增加一台药剂泵和一个药剂罐，将加药管线分别碰到来液管线上。

2、 确立经济合理的消泡剂投加量。通过一周的药剂投加摸索，每天投加17L，比较经济合理，不仅能够使分离器正常运行，同时还能将流量计的计量误差控制在一个合理范围内。

3、 配套保障措施。在解决了发泡原油对分离器造成的影响后，为提高三相分离效果，使各项生产技术指标在最佳范围内，保证分队计量监控数据的准确，我站制定了建立了《分离器运行管理制度》、《在线监控仪表管理制度》、《分队计量监控管理规定》等行之有效的管理制度。于此同时，与采油管理区调度做好沟通协调工作，保证采油管理区来油温度不低于35摄氏度，为分离器原油脱水提供温度保障。

五、经济效益分析

此措施从3月1日—6月1日实施应用后，分离效果明显提高，为后端原油脱水生产，提供了低含水原油，大大降低了原油脱水生产负担。各项生产成本明显降低。

分离器出油综合平均含水有之前的28%，下降到18.5%。减少了加热炉燃料消耗，节约燃料291m3/d。脱水器、缓冲罐、好油罐沉降底水量减少，从而减少了放水回掺量，提升泵启动时间相应减少，每天可节约电量20kwh/d。另外根据各队来液量多少和物性的不同，合理调加药剂，杜绝了以往的盲目加药，每天可节约药剂15kg/d。分队计量监控数据准确，异常信息反馈及时，能够较好地反映出采油管理区的许多突发事件，包括停电、管线穿孔、开井、停井、洗井等事件，前三个月减少产量损失10吨。

前三个月的经济效益计算：节约药剂费14835元，电量费用1191元，燃料费用45512元，减少原油损失18700元，（吨油按1870元计算）。合计产生的效益：14835+1191+45512+18700=80238元

消泡剂投入，每天投加17L，三个月的投入消泡剂量为17*92=1564升，一升9.892元钱，三个月投入1564*9.892=15471.088元。

净效益=产出—投入=80238-15471=64767（元）

六、下步建议

由于3#、5#分离器进油压力不同，使用一台加药泵同时给这两台分离器加药，会造成压力偏高的加不上药。因此，建议再加一台加药泵，进行单台分别加药，确保能加上药。