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联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策

2019-06-01肖龙

智富时代 2019年4期
关键词:处理对策原油

肖龙

【摘 要】造成联合站原油外输含水超标有诸多原因。随着油井增产措施的不断增多,油井来液性质不断变化,造成联合站的原油脱水越来越困难,致使外输原油含水经常超标。本文分析了联合站原油外输含水超标的原因,阐述了原油外输含水偏高的原因分析与处理对策

【关键词】原油;外输含水;原因分析;处理对策

随着油井增产措施的不断增多,油井来液性质不断变化,造成联合站的原油脱水越来越困难,致使外输原油含水偏高,外输原油含水超标。针对这种情况,在原有沉降脱水工艺的基础上优化调整,可有效解决外输原油含水超标的问题,保证联合站生产的平稳运行。

一、联合站原油外输含水超标的原因

1.部分设施老化,设备带病运行,实际处理能力下降

目前油田开发进人特高含水期,正是由于原油含水高,导致设备腐蚀越来越严成,而集物系统的主要设备如分离器、油水幼、脱水设备等需常年运行,目.基本无备用设备,同时由于成本控制越来越严格,致使集抽系统改造资金缺口很大,导致实际处理能力相对滞后。

2.原油集输工艺不适应油水性质的变化

随着三次采油技术的推广,在原油总量中,三采原油所占比重越来越大,但现在的脱水及污水处理工艺不适应下采产出液的处理。另外,2018年油田稠油产量将达到350万吨,有12座原油处理站涉及到稠油问题,只有2座处理站涉及到稠油设计,大部分站都是利用处理稀油的工艺技术、装备处理调油,不适应性日益突出。

3.外输排量小,罐存下降

浮顶罐的橡胶密封刮板老化,与罐壁之间会出现一定程度的间隙,夏季过量的雨水通过这些间隙流入罐内并逐渐沉降,引起外输原油含水率超标。三级拱顶沉降罐或来自电脱水器的原油含水率超标,致使大量不合格的原油进入正在输油的储罐内。浮顶罐内的采暖管线发生泄漏,致使部分采暖水直接进入罐内,造成外输含水超标。

4.外输排量大,罐存上升

浮顶罐出入口阀门开关不科学。大开或大关,会导致原油的层流状态被破坏,罐底水层被扰动后出现了短时间的外输含水率超标的现象;或大开大关后,罐位差造成平罐,扰动了罐底水。电脱水器长时间未建立起电场,无脱水效果,大量不合格原油直接进入罐内,引起外输含水率超标;或电场建立后脱水量突然加大,扰动了罐底水层,致使部分不合格原油搅动起来,未及沉降就直接外输,从而引起含水率超标。在长时间的沉降过程中,罐内原油因油水的密度差不同,密度大的水滴會逐渐沉降至罐底部,当罐底水超过一定高度时,含水率必然会超高。

5.部分乳化油的处理及集中配翰,增加了原油脱水难度

个别采油厂在一段时间内集中处理及配翰部分乳化油,使得油品性质发生变化.影响脱水效果,导致原油外输含水超标。如果采油厂原油外抽直接进外销系统,这种情况的影响只是暂时的、小最的,如果与其他采油厂相关联,则会对原油外输含水产生较大影响。

6.硫化物对原油生产系统的影响

富集在电脱水器油水界面层区域的硫化亚铁颗粒吸附在油水界面上阻止水滴间的聚并,容易造成油水夹层,在油水界面层区域内形成含水率很高的油水过渡层,导致脱水电流升高或波动,电脱水器处理能力下降,导致外输油含水超标。但随着硫化物的不断产生,硫化物原油也随着的不断增多,对脱水电场的影响也越来越明显。硫化物原油进入电脱水器后给生产管理带来了很大的压力,造成脱水能力下降,脱水效果降低,频繁造成外输含水超标。

二、联合站原油外输含水偏高的处理对策

1.优化处理工艺

两个万方储罐同时运行的工况下,电脱水器的脱出量应逐步增减5方/每次以内,每次间隔时间根据脱出量适量增加。调控罐温时,罐出入口阀门要缓开,缓关,开关幅度切忌过大,以保证原油的稳定状态。在产能下降的后期,储罐最好采用单进单输的方式进行交替输油,这样不但有利于判断事故罐,还能有针对性的处理事故罐。及时更换老化的刮板。在罐存天天上升时要及时倒罐底水。当罐底样含水率小于1.0%时,就可以停止倒液。在最短时间内建立电场。根据电脱水器出口和入口的原油化验含水率的结果合理调控,平稳控制脱出量。脱水温度过高虽然降低了原油粘度,但不利于水滴的沉降。如果关闭采暖后原油外输含水率立即发生变化,即可判断为采暖系统原因。在储罐罐存增加时,定期倒罐底水,日倒水量应为日脱出量的0.5%。当外输含水率超标时,由于油水的比热不同,外输温度在相同的生产条件下,外输温度是会突然下降的。外输取样一般要根据不同的排量,合理计算时间取样。不能刚采取处理措施后,管线中的原油还没有替换出去,就去取滞留在管线中的原油进行化验,以避免不准确的含水率造成运行上的误判。

2.探索最佳的原油脱水处理工艺

现有的原油脱水工艺不能满足携有泥浆、堵剂、压裂、酸化液等油井采出液的处理要求,需要相关业务部门和科研部门结合,探索最佳的工艺处理方式。⑦改进脱水原油加热系统。该站原油加热系统为蒸汽代油加热装置。原采用直掺式换热装置加热原油,即用蒸汽直接掺入原油中加热原油。

3.消除硫化物影响的措施

(1)控制好原油外输质量的关键因素。压力(游离水压力、沉降段压力、脱水器压力);含水(沉降含水、脱后含水、外输含水);温度(一段温度、二段温度);加药量(小站加药量、站内加药量)。在生产过程中脱水器必须控制好压力、水位、温度等各项参数,才能保证脱水系统平稳、高效运行。

(2)容器内油水界面的控制。我们采取半自动化的控制方式,每天2次对游离水脱除器、压力沉降罐的低、中水位进行人工放水,判断容器界面的位置,用手动控制旁通阀门控制容器界面,进行监控,保证容器内油水界面的平稳。目前游离水脱除器油水界面控制在65%,压力沉降罐控制在50%左右。同时保证沉降罐出口含水低于8%,才能保证电脱水器运行平稳。脱水器油水界面控制20%。

(3)容器压力的控制。游离水压力(即转油站来油压力)控制在0.28 MPa,控制得过低,下一段得不到足够的驱动压力,易造成放水不及时,脱水器进口含水超高,电场波动,引起外输含水升高。容器压力控制得高,能使放水及时,但易造成油水界面过低,引起频繁泄压,使原油外输量减少,同时气动调节阀动作比较缓慢,容易造成跑油事故。

4.定期倒罐底水

在储罐罐存增加时,定期倒罐底水,日倒水量应为日脱出量的0.5%。根据计算,一个季度倒一次底水即可。罐存减少时不用倒底水。但在雨后,特别在雨后的第二天,要比对近几日的原油外输含水率,如果其值高于晴天时的实测值,就要倒罐底水。另外,当外输含水率超标时,由于油水的比热不同,外输温度在相同的生产条件下(入炉原油温度相同,排量相同,燃烧相同),外输温度是会突然下降的。外输取样一般要根据不同的排量,合理计算时间取样。不能刚采取处理措施后,管线中的原油还没有替换出去,就去取滞留在管线中的原油进行化验,以避免不准确的含水率造成运行上的误判。

三、结语

随着油田开发步入特高含水期,各种不同的工艺在开发生产中的应用,进站原油物性日趋复杂,给联合站原油脱水处理带来了很大困难。外输原油含水率超标,最直接的原因是罐内原油含水率超标,而罐内含水率超标的原因主要为入罐的净化原油含水率超标和外来水直接进入罐内。经过不断探索,采取对原油处理流程改造、原油加热设备改进及密切跟踪监督采油队特殊井等措施,将外输原油含水率控制在计划指标以内。

【参考文献】

[1]陈健,郑海军.油田污水处理回注技术研究[J].北方环境,2014,6(3):19.

[2]王兴,荣艳.石油开采含油废水处理技术的探讨[J].中国环境管理干部学院学报,2012,(3):78.

[3]马文臣,易绍生.石油开发中污水的环境危害[J].石油与天然气化工,2011,6(2):125-127.

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