油田脱水及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：李成龙中国石油长庆油田分公司二○○七年十二月采油工艺专业技术人员培训教材目 录一、长庆油田脱水工艺的现状二、长庆油田水处理工艺流程发展历程三、采出水过滤设备的工作原理四、采出水工艺管理要求五、面临的困难及存在的问题六、下一步的发展方向 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 原油脱水及污水处理过程中，原油的脱水脱气是非常重要的环节，常规工艺先采用气液分离器进行气液两相分离，分离后的原油再利用沉降罐进行热化学重力分离，或采用电热化学脱水。长庆油田目前主要采用大罐沉降脱水和三相分离器脱水两种工艺。 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。 小站（井口）加药大罐溢流沉降脱水管道破乳（一）大罐沉降脱水工艺技术1、工艺流程及特点工艺流程：站外加药＋站内脱水 站内脱水站外加药早期采用井口加药 站外加药后期改到增压点、接转站加药 平衡管集油槽站内脱水喷油管出油口出水口集水管进油口溢流沉降罐结构示意图站外加药特点： 能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。 实现乳化液提前破乳，缩短了沉降罐内油水分离时间。 管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。流程优点：脱水温度较低（30-45℃）、流程简单、操作方便、 效果显著。 净化油含水小于0.5％，污水含油小于200mg/l。 2、影响原油脱水效果的主要因素 （1）破乳剂的筛选 原油的破乳原理，尽管有多种解释，但通常认为油水乳化液珠的表面含有胶质、沥青质等天然乳化剂，破乳剂分子渗入并吸附到乳化液滴的界面膜上抵消天然乳化剂，这样乳化液滴表面膜破裂并使水滴释放出来，小水滴相互聚结成大水滴，最终油、水两相发生分离。 破乳原理室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样，综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、污水含油等各项指标。破乳剂筛选方法长庆油田使用的破乳剂： 主要有YT-100、CQ-C3、CDJ-5等型，均属聚醚类型，是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在80—100mg/l之间。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。 （2）破乳剂投加点的确定早期采用井口加药。九十年代后，大部分加药点移到接转站内。含水大于50-60%的区块可在联合站或集中处理站加药。投加要求： ①对于以小站加药的区块，要根据集输流程的布局及含水的高低，合理确定加药站数量，保证系统总的加药量处于合适的比例范围。接转站加药应从输油泵的进口加入；联合站应从总机关汇管中加入；严禁在沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，造成局部浓度过高，形成反向乳化，反而脱不下水。 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Stokes沉降公式： Vt=d2（ρ水—ρ油）g/18μ油 式中：Vt ——水滴在油中沉降速度，m/s； d ——水滴直径，m； ρ水、ρ油——水和油的密度，kg/m3； μ油 ——原油粘度，Pa.s； g ——重力加速度，9.8m/s2； 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比，与原油的粘度成反比。油水密度差越大，原油粘度越低，则水滴沉降速度加快，油水越容易分离。 长庆油田情况： 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