原油脱水系统问题探讨及对策

【摘要】联合站脱水系统是油气集输的重要环节，原油脱水系统性能的好坏直接影响到原油外输的质量，对整各系统的正常生产起到重要作用。本文主要针对现阶段原油的性质对脱水系统方面的影响进行探讨与分析，阐述了中十四联合站脱水系统容器原油中间层对脱水工艺的影响及如何应对，实现外输原油的脱水质量。

【主题词】现阶段原油；电脱水器；过渡层；外输原油

1、前言

目前油田进入开采后期以后，随着酸化压裂、洗井、防砂和药剂处理等频繁作业，以及三次采油技术的推广应用，采出液的乳化程度越来越高，增大了油水分离的难度，乳化液在沉降罐和电脱水器中形成稳定的多重乳化液，其含硫化物高导电性好，电化学破乳难、脱水效果差，增大了采出液处理难度和脱水加热炉负荷，降低了设备运行效率。当乳化过渡层在沉降罐内不断淤积到一定的厚度时，涌进电脱水器，使电脱水器的电场完全破坏，导致频率越来越高的倒电场现象，给原油脱水正常生产带来了极大的隐患，也影响了脱水器自动放水系统，造成外输含水超标。为解决电脱水器中的油水过渡层问题，减小含硫化物及含聚原油对脱水的影响，我们做了认真的探讨分析。

2、脱水系统的工艺流程及现状

2.1工艺流程

中十四联脱水工艺流程为：各中转站来液破乳后首先进入游离水脱除器，经游离水脱除器处理后（含水5%—10%），和聚驱30%的含水油二次破乳进入加热炉加热至45-50℃，加热后原油进入电脱水器，脱后净化油含水达到0.3%以下进入缓冲罐后外输到油库。游离水脱除器、电脱水器脱出的水进入3000M 3沉降罐经重力沉降后进入污水处理站，污水站回收的污油和东油库储罐排放的底水全部回到脱水系统处理。

2.2脱水系统状况

原工艺流程，在当时能适应生产需要。但近年来油系统存在有大量流化物，原油物性发生了变化，特别是东油库储罐排放的底水，因东油库接收四座联合站的聚驱原油，含硫化物、含聚非常高，成分复杂。东油库年收发原油500万吨以上，每年排放到中十四联系统中的量超过3000吨，还有部分聚驱30%的含水油进入到水驱脱水器中与水驱混合处理，这样就给脱水系统造成种种问题：

2.2.1 增加了原油电脱水的难度。

2.2.2 造成脱水器因脱水电流较高，常会发生脱水器内绝缘吊板烧坏，硅板击穿、可控硅，变压器烧毁等现象。

2.2.3 增加了破乳剂药的用量，同时对破乳剂的筛选更加困难、质量要求更高。

2.2.4 原油粘度增大，大量的泥砂、杂质，容器内混合、沉降分离后，滞留容器的底部，缩小了容器的体积，缩短了沉降时间，增加了清污次数，易造成因加热炉结垢、局部过热而炉管烧坏。

2.2.5 各容器油水界面增厚，并很难测准。

3、重点影响脱水系统问题分析

3.1联合站原油处理系统中，和东油库放的底水有大量硫化物并含聚的污油造成的。由于硫化物的细小颗粒极易聚集在油水界面上，使油水分离难度增大。一方面可使污水中原油的去除变得困难；另一方面收油时大量的高硫化物含量的污油进入电脱水器，使电脱水器中形成靠硫化物稳定的过渡层，这种过渡层电导率很高。这样电脱水工艺要求的油品应具有一定的绝缘性的先决条件已不存在。

3.2游离水脱除器和电脱水器当过渡层达到一定厚度时就会引起电场不稳甚至垮电场。这是一个最重要原因。2012年5月到2012年9月，4个月的时间内电场垮场共计9次。每次恢复电场都需要平均16小时以上。

3.3含硫化物、含聚增高使负电的聚合物分子吸附于油珠和悬浮颗粒表面，使油珠和颗粒间静电斥力增加，难以聚并和絮凝，严重影响油水沉降分离，油水界面膜强度随着含硫化物、含聚增高的浓度的增加而增加，从而使乳状液的稳定性增强，给破乳带来了一定的困难。

3.4含硫化物、含聚增高增加了油水粘结力，油滴与水滴相对移动阻力增大，移动速度减慢，导致油水分离速度慢。

分析可知，随着乳化液含硫化物、含聚增高后，增加了过渡层的厚度，有周期性的达到一定厚度造成脱水电流升高，电场波动或垮场。

4、现场跟踪、探索规律、合理控制

通过多年的现场探索造成垮场的原因：在合理控制各项参数如压力、水位、温度、加药、收油量（东油库罐底水、本站3000立收油、污水收油）等各项参数在平稳正常情况下。

主要看游离水脱除器和电脱水器过渡层是否达到一定饱和厚度如达到就会无控制的涌入电场引起电场不稳甚至垮电场，过渡层达到饱和是有周期性的，油品的性质如何是决定周期频率的，中十四联合站脱水系统每年垮场的时段都在每年的5月到9月份，垮场周期是平均16天一次。

4.1系统正常控制情况

4.1.1 游离水油水界面控制高低，对游离水影响很大，应控制在70%左右，脱水器油水界面控制在40%油水界面，保证电场平稳运行。

4.1.2 游离水压力控制在0.3MPa到0.35Mpa， 脱水器压力控制在0.23MPa—0.26 Mpa。

4.1.3 脱水温度控制在50oC～55oC之间，降低油水界面薄膜的强度，提高沉降脱水效率。

4.1.4 3000立收油与污水收油不能同时进行，由于含硫化物、含聚的影响，收油不能大排量，收油泵排量控制在总处理油量的8%以下，否则会使脱水电流有大的波动。

4.1.5 调整控制加药量（加药比）保证电场平稳，一旦发现脱水电场有波动或发现电流有升高现象，应及时调整加药量，保护电场。

4.2控制破坏过渡层达到饱和状态

垮场周期探索出后，为了避免过渡层达到饱和，造成电脱水器垮场。我们对游离水、脱水器过渡层做了周期性的人为干预工作。做法是每隔10天就对各台容器过渡层进行破坏。将要处理的容器界面由自动控制转到软手动控制，均匀在8小时左右将界面游离水从70%控制到90%，脱水器从40%控制到55%，此时本台游离水出口原油含水在30%以下，脱水器出口原油含水在0.3%以下。完成后由软手动控制改为自动控制。系统运行12小时后再处理下一台，循环进行。

5、现场试验效果

从2012年5月到目前采取控制破坏容器过渡层达到饱和状态的方法后效果明显，保证了系统的稳定和外输原油的脱水质量。

5.1实施前每年平均垮场10次以上，电场频繁波动，每年达50次以上，实施后没出现过垮场现象，电场波动次数在15次以下。

5.2外输原油平均含水实施前平均0.25%，实施后下降到平均0.22%。

5.3实施前电器材料损坏情况：脱水高压整流硅板13块，电脱水器绝缘棒4根，电极吊板73块，脱水电控柜压敏电阻7只，电脱水变压器1台，实施后损坏更换电极吊板27快，其他设施完好无损。

5.4实施前电脱水器电流平均在27A以上，实施后平均在23A以下。

6、结论

通过现场实践，在解决原油脱水过程中避免过渡层达到饱和，造成电脱水器垮场上总结了一定经验，保证了脱水电场平稳运行，及外输原油含水的合格，总结出了处理过渡层的操作方法，过渡层的形成的规律及过渡层达到饱和的周期，有推广使用价值。实施后可减轻员工的劳动强度，节能降耗。