梁煜奇，侯嘉民，吕 涛

（中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津 300450）

渤海地区某油田以重质油为主，原油密度较大，稠度中～高，同时具有伴生水和伴生气的产出，原油生产处理过程中需要对油、气、水进行三相分离。该油田由1个FPSO和数个井口平台组成。FPSO原油生产流程由两级三相分离器和一级电脱水器构成，共有两个系列，共同处理这些井口平台来液。FPSO三相分离器如何保证油、气、水分离过程的稳定和高效是日常工作中的一个重点，三相分离器中水堰管具有合适的高度是保证生产稳定、高效的一个重要环节。长期以来FPSO上三相分离器水堰管的最佳拔高并没有确定，经常调整水堰管拔高致使分离室油水界面过高或过低[1]，油相或水相没有足够的停留时间，导致原油处理流程时有波动甚至出现处理过后油品、水质不合格的现象。

1 FPSO原油处理流程及三相分离器水堰管原理简介

FPSO上共有两套完全一样的原油处理流程，原油流程可以简述为：井口平台未处理的原油汇集到FPSO单点，首先进入一级自由水分离器（图1A），原油脱去大部分伴生水和伴生气；然后进入二级热化学分离器（图1B），经加热和化学药剂作用再脱去部分伴生水和伴生气；最后经增压和加热进入电脱水分离器脱去剩余的水，合格原油进入货油舱，脱去的伴生水进入生产水处理系统，伴生气进入天然气处理系统。其中，一级自由水分离器和二级热化学分离器均为油、气、水三相分离器，水室都具有一个可手动调节高度的水堰管。

1.1 一级自由水分离器

一级自由水分离器内部结构（图1A）包括旋风分液包、一级二级填料函、板槽式布液器、捕雾器、油堰板、水堰管、防涡器及防浪板，油堰板高度固定，水堰管调节高度范围为0～200 mm。一级自由水分离器实际操作为190～330 kPa/60 ℃。

一级自由水分离器的处理原理包括重力沉降法和化学破乳脱水法。重力沉降法是利用油、水密度差进行重力沉降脱水。化学破乳脱水法是通过加入化学药剂，破坏原油乳化液的强度，促进油、水分离。通过以上两种方法，将原油含水率从百分之七十几降到百分之三十几。

图 1 FPSO三相分离器示意图Fig. 1 The pictorial view of FPSD three phase separator

1.2 二级热化学分离器

二级热化学分离器内部结构（图1B）包括旋风分液包、一级二级填料函、板槽式布液器、捕雾器、油堰板、水堰管、防涡器及防浪板，油堰板高度固定，水堰管调节高度范围为0～250 mm，与自由水分离器不同的是热化学分离器内部装有两个加热盘管，高度分别为2 100 mm和2 600 mm。二级热化学分离器实际操作为50 kPa/（60～90） ℃，由于存在加热盘管，上部油相温度为90 ℃，下部水相温度为60 ℃。

二级热化学分离器的处理原理包括重力沉降法和加热化学破乳法。重力沉降法是利用油、水密度差进行重力沉降脱水。加热化学破乳法是通过提高温度使加入的化学药剂起到最佳的分离效果。通过以上两种方法，V-102将原油含水由进口的百分之三十几降到百分之二十以下。

1.3 水堰管原理

根据“U”型连通器压力平衡原理[2]，在“U”型连通器的两侧，油水混合区的压强应与进入水室的压强保持一致。原油与水具有不同的密度，一般是油在上水在下，当油堰板或撇油槽高度一定时，只需调节连通管线水室部分的高度就可调节分离室的油水界面高度并使之保持[3]。

可以理解为在三相分离器中，通过调节水堰管高度保证油相和水相具有足够的停留时间来达到预期油、水分离效果的油水界面调节器。通过油、水之间的密度差，也就是重力作用，再辅之以化学药剂等作用完成油、水分离。通过水堰管调控油水界面来控制油相和水相在分离器分配到的有效容积和停留时间从而控制油、水分离器效果。

2 水堰管拔高影响因素分析

影响三相分离器油水界面的因素主要有化学药剂、油田生产情况、船体倾斜、内部积砂、油和水密度等。

2.1 化学药剂影响

在FPSO原油处理流程中，共加入三种化学药剂，分别是消泡剂、破乳剂和清水剂。其中破乳剂和清水剂的作用至关重要，这两种药剂在分离器中的处理效果直接影响着原油分离效果。一般来说，油和水在相应化学药剂的作用下时间越长其分离效果越好，但是两者的停留时间则是因油水界面高度变化而此消彼长。如何保证油相、水相达到化学药剂处理效果是重点问题。

根据FPSO化验员的《油田药剂最佳浓度总结报告》，可知在模拟实际生产情况下，在注入合适浓度破乳剂的原油样品中，停留15～20 min时间内药剂效果最好，20～25 min后则无效果。报告还显示清水剂在加入合适浓度情况下，停留35 min时效果优于15 min，停留4 h之后水很清澈，说明时间越长效果越好，但是时间越长药剂的处理效率也越低。为保证化学药剂处理效果，油相在各级分离器中的停留时间最好在20～25 min之间，至少多于15 min，水相停留时间越长越好，但是不要少于15 min。

2.2 油田生产情况

每天的生产数据并不是固定的，包括启、停油井以及油井提频、降频等缘故，总会有一些波动。根据油田三个月的实际生产情况，目前FPSO原油日处理量约为5 300 m3/d，伴生水日处理量约为16 700 m3/d，含水率为75.9%。

一级自由水分离器处理后比较理想的效果是油相出口油中含水率不超过50%，实际多在30%～40%之间，水相出口水中含油则在100～900 ppm之间；对于二级热化学分离器来说，其进液量主要受一级自由水分离器油相出口原油的含水情况所限，处理后比较理想的效果是油相出口油中含水率不超过20%，实际多在5%～15%之间，水相出口水中含油在100 ppm以下，一般在30～40 ppm之间。

2.3 船体倾斜影响

FPSO是海上浮式生产储卸油船，甲板可以看作一个与海面近似平行的面，但是由于各种各样的原因，船体总会有一定的倾斜度，包括船体艏倾和左、右倾，三相分离器也会出现相应的倾斜情况。

船体艏倾一般不超过1.5 m，最大时不超过2 m，最小时不小于0.5 m，根据船体长度可计算出艏倾角度。一级自由水分离器的油、水室是在船艉侧，二级热化学分离器的油、水室是在船艏侧，故艏倾会使一级自由水分离器的分离室有效容积略有增加，而二级热化学分离器的分离室有效容积略有下降。

同样，左、右倾对一、二级分离器有一定影响。两级分离器内油室、水室是并列排布的，一级自由水分离器的油室在左侧，水室在右侧；二级热化学分离器正好相反，水室在左侧，油室在右侧，不论左、右倾都会导致油堰板实际高度下降，使分离室有效容积变小。根据观察，FPSO左、右倾都出现过，倾斜角度最大不超过1°。

计算得出：一级自由水分离器在艏倾最大无左、右倾时分离室有效容积最大为152.36 m3，艏倾最小左倾1°时有效容积最小为149.59 m3；二级热化学分离器在艏倾最小无左、右倾时分离室有效容积最大约为210.66 m3，艏倾最大右倾1°时有效容积最小为208.01 m3；船体倾斜也会降低分离器水堰管实际高度，但是高度最多降低1.4 mm。

2.4 内部积砂影响

油井产出原油时总会携带出一些地层泥砂，其中一部分就会沉积到三相分离器底部，这些泥砂占据一定空间不仅会减小分离室有效容积还会造成水相水质变差，故需要定期清理底部泥砂。

一级自由水分离器每两周清理一次泥砂，每次最多不超过50 L。二级热化学分离器由于底部泥砂积攒比较缓慢而长期没有清理过，估算底部积攒泥砂厚约500 mm，目前只能缓慢排出，短期内无法排净。故可知一级自由水分离器底部泥砂影响极小可以忽略，二级热化学分离器受底部泥砂影响较大，估算单台分离器底部泥砂体积约占5.26 m3。

2.5 油、水密度影响

液体在压力较低的情况下的密度主要受温度的影响，前述一级自由水分离器操作温度为60 ℃，二级热化学分离器由于分离室内存在加热盘管，导致上部油相和下部水相温度不同，目前只能观察到水室温度60 ℃，油室温度为90 ℃。为了保证计算的准确性，必须考虑温度对密度的影响。这里取分离室上部油相及其含水温度为90 ℃，下部水相为60 ℃。

该油田原油为重质油，20 ℃测定密度为0.930 3 g/mL，根据《石油温度密度系数表》和原油密度计算公式[4]，可推算出60 ℃原油密度为0.907 1 g/mL，90 ℃原油密度为0.889 7 g/mL；水的密度通过查询《水的密度温度表》[5]，可知60 ℃水密度为983.191 kg/m3，90 ℃水密度为965.304 kg/m3。该油田伴生水矿化度较低，对水密度影响极小，故不考虑水矿化度对水密度的影响。

2.6 影响三相分离器处理效果的其它因素

首先是段塞流影响，生产过程中海管经常会出现段塞流，表现为一级自由水分离器压力在190～330 kPa之间波动，瞬时处理量也随之变化，二级热化学分离器压力非常稳定，瞬时处理量受段塞流影响很小。

其次是恶劣天气影响，渤海地区有时出现大风大浪天气，目前许多海上平台都装有消除风浪影响的装置[6]，但是该FPSO并没有这类装置。故在恶劣天气下FPSO会出现明显摇摆，导致三相分离器处理效果变差，甚至出现分离器油相出口含水率和水相出口含油率不达标的情况。

3 水堰管最佳拔高计算

根据“U”型连通器原理，通过水堰管不同拔高可以计算出分离室内的油水界面，计算出分离室内油相和水相的有效容积，再根据实际生产情况计算出油相和水相在分离室内的停留时间，从而反推出最佳拔高。这里的油水界面并不是指油相和水相之间的乳化层[7]，而是一个理想化便于计算的纯油与纯水的油水界面。

根据前文影响因素分析，一级自由水分离器在有效容积最小的情况下，原油平均停留时间为19 min 34 sec，水堰管拔高在175～200 mm时满足化学药剂不少于15 min的处理要求。二级热化学分离器处理量主要受一级自由水分离器油相含水率控制，含水率越高二级分离器的处理量越大。假设一级自由水分离器处理后油相含水达到70%，原油在二级分离器分离室内平均停留时间也能达到33 min，一般情况下含水率不超过50%，原油平均停留时间不少于55 min。为满足化学药剂处理要求，油相、水相停留时间均不低于15 min，可以推算出水堰管拔高范围在100～220 mm之间可满足要求。

考虑到油田实际生产情况及段塞流等影响，一级自由水分离器水堰管拔高最好在190 mm，这样油相、水相平均停留时间一样均为19 min 34 sec，段塞流对分离器油相、水相瞬时处理量影响最小。二级热化学分离器水堰管拔高最好在175～180 mm之间，保证极端工况下油相、水相都有足够的停留时间，保证化学药剂处理效果，后期二级分离器底部泥砂排净之后还可以下调2～3 mm。得出结论后FPSO操作人员将一级、二级分离器水堰管拔高调整到最佳高度并保持不动，观察生产流程可长期保持稳定，只要化学药剂系统正常运行，在极端工况、恶劣天气下分离器油、水处理也能达标。

4 结论

本文根据油田实际生产情况并结合化学药剂等影响因素，通过水堰管的“U”型连通器原理计算得出一级自由水分离器和二级热化学分离器水堰管的最佳拔高并实际验证。在各个影响因素中，油田实际生产情况和化学药剂是最主要的影响因素，油、水密度随温度的变化是比较关键的因素，船体倾斜和底部积砂影响很小。当分离器水堰管在最佳拔高时可将段塞流影响降到最小，恶劣天气下处理效果可以达标。由此可知，在油田生产情况及含水率基本稳定时，将分离器水堰管拔高调整到最佳高度并保持就是最有利于原油处理流程稳定的。同时，本文还为未来油田产量变化、含水率变化以及相关化学药剂换型，重新确定分离器水堰管最佳拔高提供了方法和依据。