稠油脱水

关键词: 稠油 脱水 辽河油田 蒸汽

稠油脱水(精选五篇)

稠油脱水 篇1

关键词:高效三相分离器,稠油脱水,曙一区

油田开发到了中、后期, 油井出油含水量逐步上升, 所含水中油相当一部分是以游离水状态出现的。油田内部通常采用的是三相分离器。在分离出天然气的同时, 能够分离出游离水。由于三相分离器分离出来的原油, 含有游离水较少, 故大大降低了原油热化学脱水和原油电脱水前的热负荷, 提高经济效益。曙光油田曙一区的稠油分离脱水试验主要采用三相分离器进行脱水处理工艺, 目前辽河油田内部一般采用稠油掺稀油两段脱水工艺这样成熟的技术, 但是这种方法浪费稀油资源, 而且还得利用大罐化学沉降和静态沉降, 效率不高。曙一区针对稠油中含有游离水和乳化水, 以高效三相分离器为脱水设备, 采用了热化学动态脱水技术, 同样也达到较好的脱水效果, 为日后的稠油区块地面工程设计提供一定的参考价值。

1研究内容

辽河油田曙一区超稠油区块目前采用蒸汽吞吐开发方式, SAGD井口产出液温度为140~170℃, 是正常井口出液温度的3~4倍。曙光油田最高年产油为56.1×104吨年, 采用集中换热+常规脱水工艺;最高年产油为156.4×104吨/年, 由于没有足够的换热冷源, 引进、吸收加拿大高温脱水工艺, 提高能量利用率, 提高原油脱水工艺水平。结合辽河油田SAGD建设实际情况, 对曙一区原油脱水技术进行室内研究现场试验, 优化原油脱水工艺流程、确定脱水设计及参数、筛选药剂, 为高温脱水站的设计提供技术支持。

为保证良好脱水效果, 首先要筛选合适的破乳剂, 其次确定经济合理的脱水温度, 优化脱水流程, 选用高效节能的脱水设备。

脱水设备选用高效三相分离器。结合曙一区原油特性, 为保证脱水效果, 也可以在三相分离器后的储油罐中增设了浮动收油装置。

根据曙光油田已建站所取得的油样, 进行了脱水化验分析, 并根据化验结果, 与合作厂家初步确定了加入破乳剂比例、三相分离器的基本结构。

曙一区脱水试验生产工艺流程:

加药

站外来油气→一级换热器→一段三相分离器→稠油泵→二段三相分离器→站内高架罐

(1段分离器脱水原油含水率≤30%, 2段分离脱水原油含水率≤5%)

2高效三相分离器的设计

三相分离器设计以“简单、高效, 把可靠性放在第一位”为总的设计原则, 结合曙术和设备, 在满足技术要求的前提下, 尽可能节省投资和减少现场维护及管理工作量。曙一区采用的2段三相分离器脱水工艺, 保证了脱水后原油品质

原油中含0.8~0.9%的机械杂质, 新型三相分离器不仅需要具备脱水的功能, 还同时需要具备脱砂的功能 (见表1) 。

表1主要技术指标

序号项目单位参数

1 液相设计流量kg/h14200

2 气相设计流量m3/h120

3进口原油含水%40~68.94出口原油含水%≤5

5气中含液量g/Nm3≤0.05

针对原油特性, 以及稠油三相分离器的设计和运行经验、通过工艺计算结果, 选用D3800×10000规格卧式高效三相分离器。

2.1 结构和构造

分离器顶部设置安全阀和气体出口, 内部设有入口旋流预分离件、聚结整流填料和丝网捕雾器, 用于气液预分离、油水破乳、聚结分离和气体除液。内部设有蒸汽加热盘管防止分离器停工期间出现低温凝固, 设有保证设备连续运行的自助冲砂排砂装置, 油水分离室底部设有牺牲阳极用于设备防腐。

2.2 内件设计

2.2.1 入口旋流预分离件

主要作用为:利用进入三相分离器的油气水混合物动能, 依靠离心和重力分离原理实现气液的初分离。分离后的气体进入气相空间, 油水混合物进入水层内的聚结整流填料进行下一步分离。

2.2.2 一、二级聚结整流填料

内件为波纹板填料, 液体进入该内件后, 由于湿周的增大、雷诺数大幅度降低, 加之液体流向和速度的不断变化, 能显著提高液体中分散相 (如油相中的水滴和砂, 水相中的油滴和砂) 的碰撞聚结效率。对于含砂的油水而言, 还有利于砂与液体的分离。一级聚结整流填料功能为脱除水中粒径大于150μm的油珠, 二级聚结整流填料功能为脱除水中粒径大于75μm的油珠。

2.2.3 蒸汽加热盘管

设备下部液体空间内设有蒸汽加热盘管, 用于防止分离器停运期间出现低温凝固。

2.2.4 丝网捕雾器

主要功能为去除气体中直径大于10μm的液滴。金属丝网采用标准的金属网, 网孔规格为40×100μm, 填料厚度为150μm。

2.2.5 油水出口防涡装置

消除油水出口的涡流, 使油、水平稳流出分离器, 利于稳定操作压力和油水界面。

2.2.6 水力冲砂排砂装置

在分离器的分离腔底部分别设置集砂腔, 集砂腔斜板与罐底呈10°和5°倾角布置, 形成腔体结构, 在集砂腔底部设置Φ400mm集砂斗, 排砂管插入砂斗内, 在集砂斗侧壁设置1套冲洗水管, 在排砂过程中, 先打开冲洗水管, 冲洗水由侧壁进入后, 对砂产生旋流流化作用, 并在排砂管口处产生流化, 打开排砂管阀门后排出罐外。集砂腔斜板的功能为让砂的流动具有方向性, 集中流向集砂斗。

2.2.7 牺牲阳极

设备分离室和水室共设置9组牺牲阳极用于防腐。主要功能:当水室表面防腐涂层被腐蚀或破坏时, 牺牲阳极与设备筒体形成电池, 牺牲阳极优先被腐蚀, 保证设备整体不被腐蚀破坏。

沉降分离室分离出的砂子定期利用冲砂管嘴喷出的水将其流态化, 经排砂口流出分离器。

3取得成果

(1) 采用2段高效三相分离器脱水也可达到大罐热化学沉降后的脱水效果;

(2) 稠油分离器采用下列技术, 实现高效化。

(1) 采用旋流离心预分离技术, 加快相间分离速度, 提高分离效率。

(2) 采用聚结整流分离填料, 改善分离条件, 提高气液分离效率。

(3) 采用内压助排式排泥砂技术, 确保容器内分离出的泥砂及时排出, 为油水有效分离提供更多的有效空间

(4) 三相分离器界面、液位计压力自动控制, 实现操作自动化, 消除了人为因素对分离器运行的影响

(3) 三相分离器结合了稠油携砂的特点, 设置除砂设施

(4) 采用脱水设备实现小型化, 方便运输和安装, 节约资金

4结论与建议

研究结合稠油油水比重差小、含砂、粘度高的特点, 确定了高效三相分离器的结构, 实现油田地面脱水设备的高效小型化。

建议后续的生产中, 根据原油生产的实际情况, 对设备进行调试, 以达到最佳脱水效果。

参考文献

塔河超稠油的脱水脱盐研究 篇2

关键词:塔河,超稠油,脱盐脱水,破乳剂,离心

近年来, 随着世界经济的发展以及能源的日趋紧张, 储量丰富的稠油资源日益受到人们的重视, 如何有效开采并利用稠油资源成为国内外所关注的问题[1,2]。我国沥青质、胶质含量较高的稠油产量约占原油总产量的7%, 这些稠油粘度高、密度大、流动性差, 给其开采集输带来了很大的困难, 因此降低稠油粘度, 改善稠油流动性, 是解决稠油开采集输和利用问题的关键[3,4,5]。

要想对稠油脱盐脱水首先必须对其进行降粘, 如今有加热法、掺稀油法、稠油改质降粘法、电脱盐脱水法等[6,7,8]。但是, 热降粘能耗高, 经济损失大;稠油改质降粘所需反应条件苛刻, 适用范围较窄;电脱盐资金耗费较大, 所以经过对比选择掺稀油降粘。

该文用了几种稀油对塔河石油进行降粘, 通过效果对比选出最佳稀油及比例, 然后加入适宜破乳剂进行脱盐脱水。

1 实验部分

1.1 原料与试剂

超稠油:塔河某油田原油

稀油:蜡油、洗油、200#溶剂油、蒽油。

破乳剂:盛四2号、盛四3号、TE-301、TE-302、河北鹏羽破乳剂、异戊醇、铁铵矾指示剂、硝酸银标准溶液及蒸馏水。

1.2 实验仪器

三口烧瓶、磁力搅拌机、乌氏粘度计、密度计、烧杯、量筒、分液漏斗、高速离心机。

1.3 试验方法

取40 g原油于三口瓶中, 向其中加入20 g蒸馏水及一定量的破乳剂, 然后在75 ℃进行加热搅拌40 min, 然后将烧瓶内的混合液倒入离心管中进行离心, 离心完成后观察是否油水分层, 分层进行分液取出下部水分。用福尔哈德法测出其盐含量。

2 结果与讨论

2.1 稀油的评价

由表1可以看出200#溶剂油, 洗油的效果比较好。

2.2 破乳剂的评价

由表2可以看出盛四8号、河北鹏羽破乳剂效果较好而且用量为50 ppm最佳。

2.3 离心机转速的评价

由表3可以看出河北鹏羽破乳剂比盛四8号破乳剂效果要好, 200#溶剂油和洗油降粘效果差不多, 但是由于洗油比200#溶剂油便宜, 所以选择洗油降粘更好。

最后选取最佳稀油 (洗油) 及用量 (10%) , 破乳剂 (河北鹏羽) 及用量 (50 ppm) 进行试验 (表4) 。

3 结语

(1) 由于塔河稠油自身油性特点, 直接加入破乳剂进行脱盐脱水非常困难, 所以第一步要先对其降粘。降粘后可以增加原油流动性, 有利于破乳剂进一步脱水。该实验用物理掺稀油法对其降粘, 不同种类的稀油降粘效果是不一样的, 所以, 稀油选择是非常重要的。

(2) 对原油降粘后, 由于其乳化程度特别大, 所以必须加入破乳剂对其进行破乳使油水分离。

(3) 加入破乳剂使油水分离, 但是由于油水密度相近, 自然沉降油水在分液漏斗中不会分层, 所必须对其离心。经过离心后油水分层非常明显。

参考文献

[1]C.Dalmazzone, C.Noi k, P.Glénat, etal.Development of a Methodology for the Optimization of Dehydration of Extra-Heavy Oil Emulsions[J].SPE Journal, 2010, 15 (3) .

[2]Scott Golden, Joe Brewster, Tony Barletta, etal.Challenges When Processing Heavy Crude Oils[J].Texas:NPRA, 2004.

[3]陈明燕, 刘政, 聂崇斌, 等.重质原油电脱盐影响因素分析操作条件优化研究[J].石油与天然气化工, 2011, 10 (6) :578-580, 584.

[4]陈明燕, 邓艳, 刘宇程.炼油厂电脱盐用破乳剂的研究进展[J].精细石油化工进展, 2011, 12 (5) :51-54.

[5]李彬, 杨森.原油性质变化与电脱盐装置操作条件优化[J].炼油技术与工程, 2008, 38 (7) :16-18.

[6]王建成, 傅绍斌.稠油集输降粘方法概述[J].安徽化工, 2005, 16 (2) :15-18.

[7]宁甲清, 郭鹏宇, 宋迎来.超稠油掺稀释剂脱水实验研究[J].特种油气藏, 1998, 5 (3) :60-63.

稠油脱水 篇3

1 稠油特性简介

稠油是一种富含胶质和沥青质的多烃类复杂混合物, 其由于沥青等胶质物品过多造成其质量较大同时流动性不足, 这就对稠油油田的开采造成和极大的困难, 现今采用的稠油开采技术主要有:“热采”和“冷采”两大类, 其中“热采”中的注蒸汽方式是其主要开采方式, 但是采用这种方式进行开采也带来了一些不足之处, 其一就是, 开采出的稠油其中含有相当多的水以及水与稠油所形成的乳状液, 乳状液是一种吸附在油水界面所形成的粘稠的厚膜, 乳状液是一种非常难以处理的物质, 其对整个稠油的开采、运输以及存储起着重要的影响

2 稠油脱水工艺

2.1 乳状液特性

稠油脱水主要是针对开采出来的乳状液处理, 其成分较为复杂, 这就造成乳状液的流动性以及变化能力较强欠缺。经常长期的试验总结, 可以使用温度、剪切速率、含水率等变量的函数进行标示。稠油脱水主要是指通过破坏乳状液的稳定性, 而后通过相应的工序将水脱出。通过试验得出, 对于乳状液稳定性有重要影响的因素有: (1) 原油分子量大的极性组分, (2) 固体颗粒, (3) 温度, (4) 粒径, (5) p H值等一些因素。现今广泛采用内的乳状液的脱水方法主要有:化学、重力、离心法和电学等方法进行乳状液的破乳加工, 其中化学破乳法是使用的较多的方法, 而近些年来随着乳状液处理越来越困难, 通常采用内的是将以上几种方法结合使用的方法来提高破乳效果。

2.2 稠油脱水工艺

现今广泛采用的稠油脱水工艺主要有: (1) 热化学脱水, (2) 电化学脱水工艺等。

2.2.1 热化学脱水工艺研究

为了降低成本, 世界各石油生产商针对带到地面的含水油气, 采用了高效活性剂、静水剂、破乳剂等化学药剂、以及旋流分离器、聚结分离器、低温电脱水器、气浮选脱水等高效分离设备提高设备脱水能力, 同时简化脱水工艺、调整脱水设施布置, 使产出水就地脱出、处理及回注。

(1) 加热破乳法。此种方法顾名思义是通过采用加热的方法从而提高乳状液中油和水之间稳定性的破坏速度, 加速乳状液的分解, 通过提高乳状液的温度, 一是可以提高分子之间的活跃性, 从而提高稠油中天然乳化剂的溶解度, 使其表面的对于水分子的吸附力减弱, 使水分更容易析出, 同时提高温度还可以使稠油的粘度降低, 使油水界面张力降低, 水滴受热膨胀, 破坏了界面膜之间的稳定性, 有利于液滴聚并。提高温度在带来以上这些优点的同时也带来了一些不好的效果, 例如, 使生产成本大为增加, 同时温度的提高也会破坏稠油的稳定性, 使稠油中的一些轻质烃挥发, 从而造成了损失, 同时温度的提高增加了稠油中水垢的沉积和腐蚀性。

(2) 化学破乳法。化学破乳法是现今国内外广为采用内的一种方法, 其主要是通过采用添加剂来使稠油乳状物发生一些反应从而将油水界面性质进行改变或者是降低了界面膜的强度。使乳状液的液滴絮凝聚并, 从而达到效果。经过大量的试验表明:乳状液的稳定性主要是由其油水界面性质和界面膜的强度所决定的, 通过添加化学试剂的方法能够很好的破坏其乳状液的稳定性, 从而达到破乳的效果。

(3) 热化学脱水工艺。采用热化学脱水的工艺是在前期进行良好的破乳效果的基础上对其进行加热, 在加热均匀后使将其导入到沉降罐中进行沉降, 从而达到脱水的效果。

2.2.2 电化学脱水工艺研究

(1) 电学破乳法。电学破乳法是在上世纪九十年代发展起来的一种方法, 其主要原理是通过使用电流所产生的产生高频振荡的电磁场中所产生的位移效应、电效应和电中和作用, 来使乳状液中的分子发生运动, 从而改变其性质, 使油滴和水达到分离的效果。

(2) 电化学脱水法。电化学脱水技术是将电学破乳法和化学添加剂两种方法相结合起来的方法, 在使用电学破乳法进行破乳作业的同时添加一定的添加剂加快破乳的速度, 使两者相结合加速稠油中的油水分离。

(3) 电化学脱水工艺。在稠油中含水率较高的情况下, 无法使用电脱水装置, 因此在实际的稠油脱水生产环节需要先对开采出的原油进行热化学沉降脱水, 在进行一段时间后, 待到析出一定的水分, 使稠油中的含水率降低的一定的指标后, 在使用泵加压、升温后再对稠油进行电化学脱水作业。以下对作业环节中需要主要的一些问题进行介绍: (1) 加热温度, 对开采出来的稠油进行加热主要是为了降低原油的豁度, 在一定的温度范围内由于温度提高对于原油的稠度和水的密度影响不同, 因此是有利于油、水分离的, 但是如果超出这一范围将会造成稠油中的原油轻质组分受热挥发增多, 从而降低了油质。因此需要注意控制加热温度。 (2) 加热时间, 对于加热脱水的时间是由一定的要求的, 虽然时间长会提高脱水率但是也会带来稠油性质的改变, 因此, 需要根据稠油中成分的测定来决定相应的加热时间。 (3) 对于一次脱水稠油量需要控制在可加工的范围内, 避免出现过多影响加工质量。 (4) 对于脱水后稠油性质的测定需要在稠油放置在室温48h后才能进行测定分析

结语

开采出的稠油进行脱水处理是一项重要的课题, 具有非常高的经济意义, 本文通过对稠油开采过程中所形成的乳状液的形成以及其特性进行分析, 并对现今使用较为广泛的稠油脱水工艺进行了介绍。

摘要:我国是一个富煤、缺油、少气的国家, 在已发现的油田中, 稠油油田所占的比例较大, 稠油中含有胶质、沥青质较多, 且粘度较高, 流动性较差, 目前大多数采用注蒸汽开采, 在进行开采的过中, 由于沥青质和胶质是一种天然的乳化剂, 造成开采出来的油中含有油包水乳状液, 造成脱水较为困难。本文通过对现今广泛采用的脱水工艺进行分析介绍, 找出其中的优缺点。

关键词:稠油,乳状液,脱水工艺

参考文献

[1]马文辉, 刘宪红, 梁梦兰, 袁红, 杨承志.耐低温稠油乳化剂及其O/W型乳状液流变性研究[J].齐齐哈尔大学学报, 2002 (15) .

[2]陆耀军, 等.油水重力分离技术及其进展[J].油田地面工程, 1999 (04) .

稠油脱水 篇4

关键词:掺柴油,降粘,原油脱水,除砂效率,污水净化

特稠油联合处理站于2 0 0 8年底在重3 2井区建成, 处理规模原油处理能力1 0 0×1 04t/a, 污水处理能力2 0 0 0 0 m3/d, 2010年累计处理油量67×104t, 2011年稠油新建产能50×104t, 为满足2 0 11年的生产需要, 将对特稠油处理站进行扩建, 原油处理系统扩建至180×104t/a, 且具备掺柴油工艺, 为确定超稠油掺柴油脱水的可行性, 现场动态试验对特稠油联合处理站内除砂、破乳、原油脱水、污水净化等系列原始状态与掺柴油后油品的各项指标进行对比, 研究柴油对缩短油水分离时间、降低破乳剂用量、降低污水含油及采出液除砂的影响

1 流体物性

1.1 原油

特稠油联合处理站来液主要由重32、重18井区吞吐区采出液组成, 同时还有重43、重检3、重32SAGD、重37SAGD实验区的采出液。

稠油的开采难度在于其独特的流体性质, 主要是粘度指标。在油层温度条件下, 原油粘度大于5×104m P a·s的被称为超稠油。而风城超稠油原油在温度50℃时, 达到了1×104~10×104m Pa·s, 由于风城超稠油油藏埋藏浅, 只有150~600米, 油层温度只有14~22℃, 地层条件下原油粘度远远大于5×104m P a·s, 在20℃下粘度达5×104~50×104m Pa·s, 密度在0.96~0.98g/m3, 在国际上也被称为沥青和油砂。

1.2 混合油物性

风城超稠油具有密度高、粘度高、胶质沥青质含量高等特点, 导致原油脱水处理温度高、脱水时间长、加药浓度大。而原油粘度、密度对温度非常敏感, 50℃时粘度达到13780m Pa·s, 随着温度的升高, 粘度、密度大幅度下降, 当温度>7 5℃时, 净化原油粘度约为1270m Pa·s, 密度为0.91g/cm3, 具有较好的流动性。

2 降粘剂的选择

目前国内外稠油降粘常用的稀释剂主要包括稀原油、石脑油、柴油、汽油及液化气等, 降粘效果都非常显著, 但各自拥有不同的特点和潜在问题, 其中, 汽油和柴油都符合上述稀释剂的选用原则, 但汽油挥发性大, 对输油系统密闭性要求较高;而柴油可以通过克拉玛依石化公司现有装置获得, 并可实现回收循环利用, 因此, 以柴油作为风城超稠油稀释剂更具安全经济优势。

3 柴油的选型及室内评价

3.1 粘度对比

表1数据表明, 两种柴油混合原油粘度基本一致。

3.2 热化学沉降脱水对比

表2实验结果表明, 在室内相同实验条件下, 两种混合原油的脱水深度基本相当, 掺10%0#柴油混合原油比掺10%焦化柴油混合原油脱水速率略快但差别不大, 最终选用克石化所提供的焦化柴油进行试验。

3.3 掺柴对污水含油影响试验

柴油与油田采出液按不同比例混合后测定污水含油量变化, 试验结果如表3:

污水处理系统入口, 污水含油量主要是采出液中o/w型乳液含油量较高造成的, 与w/o型乳液脱水效果的关系不大, 表3中数据表明, 不同比例柴油对油田采出液游离水中含油、悬浮物含量基本没有影响, 因此现场柴油对采出液游离水中污水含油量的改善效果不大。

3.4 掺柴对原油中泥砂的脱除能力试验

原油中分别加入0%、0.2%、0.5%、0.7%、1.0%的粘土, 再掺入10%柴油, 测定温度分别为90℃、95℃, 加400mg/L破乳剂下的脱水率, 同时观察脱出水中泥砂含量变化。

从图1和图2看出, 掺柴后试管底部沙量有所增加, 说明掺柴能够提高原油中泥砂的脱除能力。

4 现场应用效果评价

2011年4月7日开始实施掺柴, 通过系统掺柴前后, 对沉降罐顶样含水、粘度、出水含油、加药量及原油沉降时间等情况进行分析评价, 试验过程掺柴比控制在产液量的4-6%, 均值5.09%。

从图3可看出, 掺柴前罐顶含水的波动幅度较大2%~18%之间, 掺入5%柴油基本稳定在2~5%。

来液掺入5%柴油后, 沉降罐表面含水下降, 正相破乳剂随之下调, 由200mg/L下降至100mg/L (见图4) 。

从图5可看出, 沉降罐顶油掺柴前粘度均值为503.7m Pa·S (90℃) , 掺柴后粘度为280.0m Pa·S。

从表4看, 掺柴后净化油的沉降时间有所缩短, 相比节省沉降时间约50%。

表5为砂粒粒径分布数据显示, 掺柴后, 小粒径的砂所占比例增多, 但由于目前除砂装置的洗砂流程会将一部分细砂洗回系统中, 导致实际除砂量的效果不明显, 与掺柴前相比基本都在1.2m3左右。

沉降罐出水经过2#调储罐和1#调储罐的两级除油后进入反应罐。从图6可看出, 沉降罐出水、调储罐进水含油波动较大, 掺柴后没有明显变化趋势, 原因是采出水中绝大部分为水包油型乳液, 掺柴油不能对他产生作用, 因此这部分油珠的数量不会减少, 出水含油无明显变化。

从图7可看出, 掺柴后沉降罐出水和2#调储罐进口悬浮物基本没有变化。而2#调储罐出水、1#调储罐出水悬浮物有上升趋势, 分析原因可能是:由于掺柴后, 油的粘度降低, 从而油珠携带悬浮物的能力也下降, 使以前随油层上浮的一部分悬浮物留在水中。

5 结论

原油处理方面:根据掺柴数据分析, 掺柴5%、加药量由原来的200mg/L降低为150mg/L后, 原油处理系统运行较为平稳, 沉降时间较之前略有缩短, 系统可正常运行。加药量降为100mg/L后, 原油处理系统会有一定的波动, 系统稳定性相对较低。

污水处理方面:在掺柴过程中, 反相破乳剂、水处理药剂的加药量没有进行调整, 净化水持续达标, 从效果来看, 掺柴对采出水水质几乎没有影响

综上所述, 风城稠油掺入5%焦化柴油后, 对原油降粘具有明显效果, 同时可以增大除砂效率, 缩短原油脱水时间。

参考文献

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[2]杨莉, 王从乐, 姚玉萍, 熊小琴.风城超稠油掺柴油长距离输送方法[J].油气储运, 2011, (10)

稠油脱水 篇5

根据采油五厂百重七稠油处理站,2016年3月21日沉降罐开始持续出现过渡带,同时沉降罐含水率数据逐渐升高的问题,通过现场生产运行数据分析,结合室内试验论证工作,排查问题原因,提出解决问题的措施建议,确保现场破乳脱水运行平稳。

2 现场生产运行数据及分析

2016.3.1-31日,详细了解来液量、破乳剂加药量、沉降罐和净化罐脱水等现场相关生产数据,具体分析如下:

(1)来液量:日来液总量比较平稳。

(2)破乳剂加药量:日加药量比较平稳。

(3)沉降罐温度:4#沉降罐罐温波动较大,罐温平均值为37.25℃;11#沉降罐罐温较平稳,罐温平均值为52.83℃。

(4)沉降罐脱水数据:2016.3.1-15日期间,4#、11#沉降罐表层含水率数据平稳,维持在0.5%~1%之间;2016.3.16-23日期间,4#、11#沉降罐表层含水率数据平稳,维持在0.5%~1%之间;2016.3.24-31日期间,4#、11#沉降罐表层含水率整体升高,维持在2%~6%之间,同时,3.21日沉降罐开始出现过渡带,并持续增厚,截止3.27日过渡带维持在40~60 cm。

(5)净化罐脱水数据:2016.3.1-15日期间,净化罐脱水梯度较为明显,脱水效果比较显著;2016.3.28日监测数据显示,5#、8#净化罐脱水梯度较为明显,脱水效果比较显著;6#、7#净化罐脱水梯度不明显,脱水效果不理想。

3 破乳剂破乳性能评价试验数据及分析

3.1 试验油样

2016年3月29日取管汇间混合油样、4#沉降罐过渡带样,离心分离图如图1所示。

根据图1所示,现场油样出现大量过渡带,呈深褐色乳状泥砂絮体,大量黑色粉尘状微细小颗粒悬浮其中。

3.2 试验方法

模拟大罐沉降法(热化学沉降脱水):取400 ml原油置于500 ml的容器中,在恒温水浴恒定温度条件下加药,用蒸馏法测量原油在不同时间的中上层含水率。

3.3 试验数据及分析

(1)管汇间混合油样(含水率60%)。

在温度80℃,加药浓度80 mg/L、100 mg/L、150 mg/L、200 mg/L条件下,测不同时间段含水率数据如表1所示。

根据管汇间混合样在不同浓度放大样试验数据显示,加药浓度维持在150 mg/L以上,72 h中上层含水率可以达到1%以内。

(2)4#沉降罐过渡带油样(含水率42.5%)

在温度80℃,加药浓度200 mg/L、300 mg/L、400mg/L、500 mg/L条件下,测不同时间段含水率数据如表2所示。

根据4#沉降罐过渡带油样在不同浓度放大样试验数据显示,加药浓度维持在300 mg/L以上,96 h中上层含水率可以达到1%以内。

4 结论与建议

(1)通过现场生产数据分析,结合室内试验论证,可以得出,现场油性发生变化(管汇间混合油样离心出现大量过渡带)是造成此次沉降罐过渡带增厚,含水率升高的主要原因

(2)针对现场问题,具体措施建议如下。

方案一:在维持现场总加药浓度不变的条件下,实施分段加药。

具体如下:(1)4#、11#沉降罐温度维持在55℃以上;5#、6#、7#、8#净化罐温度维持在85℃以上;(2)现场总加药浓度维持在150 mg/L以上,并实施分段加药,加药量分配比例为:一段70%,二段30%;(3)6#、7#净化罐脱水梯度不明显,在二段补加破乳剂,观察脱水效果;(4)待沉降罐过渡带明显减薄,含水率数据恢复平稳后,再逐渐降低加药浓度,但一、二段分配比例不变

方案二:一段加药,过渡带油样实行单独处理。

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