员工培训教材(油田采出水处理工艺技术).pptx

油田脱水及采出水处理工艺技术 讲课人：李成龙;目 录; 长庆油田经过30多年的发展，成功开发了马岭、安塞、靖安及西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设，长庆油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善，保证了油田不同发展阶段的开发需要。几年来，通过不断攻关、研究，形成了具有低渗油田特征的脱水及采出水处理工艺技术，确保了油田持续有效快速发展。 截止2007年10月底，全油田现有脱水站点53座，原油脱水能力达到6.14×104t/d。日产水35777m3，建有采出水处理站点101座，其中配套精细过滤设备有40座，实际处理量2.67×104m3/d；小区块简易处理站点61座，实际处理1.03×104m3/d。全油田采出水处理及回注率达到100%，有效回注率53.4%。;一、长庆油田脱水工艺的现状及特点; 长庆油田原油脱水主要采用热化学沉降脱水工艺技术，可概括为“小站（井口）加药、管道破乳、大罐溢流沉降脱水”工艺流程。已推广到全油田53座联合站（集中处理站），原油的脱水能力达到6.14×104t/d。多年的实践证明，这项技术适合长庆油田的原油脱水。 2003年以来，为解决大罐沉降脱水存在的流程未密闭、占地面积较大、投资过高的问题，引进了油气水三相分离技术，并成功在油田得到推广应用，累计推广25台。 ;（一）大罐沉降脱水工艺技术;站内脱水;脱水温度较低（30-45℃）、流程简单、操作方便、 效果显著。 ; 2、影响原油脱水效果的主要因素 （1）破乳剂的筛选 ;破乳剂筛选方法; （2）破乳剂投加点的确定 ; ②加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量加入。加药浓度应根据室内评价确定，一般保持在商品浓度80-150ppm范围之内。对于用量超过200ppm的药剂应淘汰。 ③输油上要求联合站外上游系统站点输油要尽量保证连续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化；冬季运行中，输油温度控制在40-45℃左右，以保证原油的破乳脱水效果。 ;（3）沉降时间; 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点，实际沉降时间确定在12—20小时范围内即可满足要求。在保证脱水效果的前提下，应尽量缩短污水在沉降罐内的停留时间，既减少硫酸盐还原菌在罐内的??殖，又可减小沉降罐的容积。 ;（4）合理确定脱水温度; 由图可见，原油温度达到25℃后，粘度急剧下降，粘温性能变好。粘温曲线在25-28℃附近出现拐点，此点所对应的温度即为理想的脱水温度。低于此温度区间，粘度大幅度增加。同时该曲线在30℃后随着温度的增加，粘度的降低并不显著，根据Stokes沉降公式，对原油脱水速度的影响甚微。 因此，华池原油的脱水温度应为30—35℃左右，可以认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程而言，要根据各地原油的粘温曲线确定脱水温度，保证在一个经济合理的温度范围之内进行原油脱水。 ;（5）合理确定沉降罐的运行参数; ①油水界面4.5?5.5m； ②沉降温度30?45℃(视区块不同)； ③沉降时间12-20小时以上； ④净化油层厚度：保持在2.0米以上； ⑤乳化层厚度：控制在2.0米以下。 沉降罐油水指标：溢流口的净化油含水0.5%以下；沉降罐污水出口含油指标200mg/l以下。 ;（7）关于“末端加药、大罐沉降”脱水工艺技术;（二）油气水三相分离工艺技术;1、油气水三相分离结构及工作原理; （1）采用来液旋流预分离技术，实现对油、气初步分离，增加设备内流场的液体有效处理容积，提高了设备处理效率。 （2）采用静态搅拌器活性水水洗破乳技术，强化了药液混合和乳状液破乳，改善分离的水力条件，加快油水分离速度，提高了设备的分离质量。 水洗破乳的机理：预脱气后的油水混合液通过导液管导入设备水相中，经过液体流型调整装置调整后上浮，在含有破乳剂的水相中翻滚、搅拌、摩擦、上升，使乳状液滴的界面膜强度降低，产生油水分离且使油滴迅速进入油水界面层中，达到油水分离的目的。; （3）采用强化聚结材料，增加油、水两相液滴碰撞聚结机率，可稳定流动状态，提高分离效率。 （4）采用污水抑制装置，即将分离后的含油污水进行二次处理、聚结，提高了分离后的污水质量。 （5）采用变油水界面控制为油、水液面控制技术，实现了油水界面的平衡控制。 （6）采用迷宫式捕雾装置，有效地控制了气中带液率。 ;3、主要技术指标与运行参数 ;浮球液面调节阀;电动调节阀;4、日常操作说明 ; 三相分离器压力操作范围：0.18-0.3MPa，压力由来液中溶解气的多少和气系统压力决定，压力大小通过出气自力式压力调节阀和补气自力式压力调节阀控制。 气压过高易导致