采油工艺专业技术人员培训教材(PPT 108页)

1、1讲课人：李成龙讲课人：李成龙采油工艺专业技术人员培训教材采油工艺专业技术人员培训教材2 长庆油田经过近长庆油田经过近4040多年的发展，成功开发了多年的发展，成功开发了马岭、安塞、马岭、安塞、靖安靖安及及西峰西峰等油田。伴随油田的不断发展和配套建设，长庆等油田。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，通过不油田的脱水及采出水处理工艺历经多次变化和完善，通过不断攻关、研究，形成了具有低渗油田特征的断攻关、研究，形成了具有低渗油田特征的原油脱水原油脱水及及采出采出水处理工艺水处理工艺技术，确保了油田持续有效快速发展。技术，确保了油田持续有效快速发展。3全油

2、田现有全油田现有脱水站点脱水站点8585座，原座，原油脱水能力达到油脱水能力达到8.728.7210104 4t/dt/d。全油田现有全油田现有采出水处理站点采出水处理站点137137座，处理能力达到座，处理能力达到6.26.210104 4m m3 3/d/d。 截至截至20102010年年3 3月底月底，油田公司采油井开井，油田公司采油井开井2343323433口口，日产，日产油水平油水平4578845788t t，日产水，日产水5.15.110104 4m m3 3/d/d。4目目 录录第一部分第一部分 长庆油田脱水工艺的现状长庆油田脱水工艺的现状第二部分第二部分 长庆油田采出水处理工艺

3、流程发展历程长庆油田采出水处理工艺流程发展历程第三部分第三部分 长庆油田采出水处理及回注现状长庆油田采出水处理及回注现状第四部分第四部分 面临的困难及存在的问题面临的困难及存在的问题第五部分第五部分 下一步的发展方向及要求下一步的发展方向及要求5一、长庆油田脱水工艺的现状及特点一、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，常规工艺先采用环节，常规工艺先采用气液分离器气液分离器进行进行气液两相分离气液两相分离，分离后的，分离后的原油再利用原油再利用沉降罐沉降罐进行进行热化学重力分离热化学重力分离，或

4、采用，或采用电热化学脱水电热化学脱水。长庆油田目前主要采用长庆油田目前主要采用大罐沉降脱水大罐沉降脱水和和三相分离器脱水三相分离器脱水两种工艺。两种工艺。6 大罐沉降脱水大罐沉降脱水工艺可概括为工艺可概括为“小站（井口）加药、管道小站（井口）加药、管道破乳、大罐溢流沉降脱水破乳、大罐溢流沉降脱水”工艺流程，已推广到全油田，原工艺流程，已推广到全油田，原油的脱水能力达到油的脱水能力达到8.728.7210104 4m m3 3/d/d。多年的实践证明，这项技。多年的实践证明，这项技术适合长庆油田的原油脱水。术适合长庆油田的原油脱水。 20032003年以来，为解决大罐沉降脱水存在的流程未密闭、年

5、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，引进了占地面积较大、投资过高的问题，引进了油气水三相分离技油气水三相分离技术术，并成功在油田得到推广应用。，并成功在油田得到推广应用。 7（一）大罐沉降脱水工艺技术（一）大罐沉降脱水工艺技术1 1、工艺流程及特点、工艺流程及特点工艺流程：工艺流程：站外加药站内脱水站外加药站内脱水 小站（井口）加药管道破乳大罐溢流沉降脱水站外加药站外加药站内脱水站内脱水站外加药站外加药早期采用井口加药，后期改到增压点、接转站加药。早期采用井口加药，后期改到增压点、接转站加药。 8站站内内脱脱水水进油口进油口出油口出油口出水口出水口集水管集水

6、管喷油管喷油管集油槽集油槽平衡管平衡管溢流沉降罐结构示意图溢流沉降罐结构示意图9脱水温度较低（脱水温度较低（30-4530-45）、流程简单、操作方便、效果显著。）、流程简单、操作方便、效果显著。净化油含水小于净化油含水小于0.50.5，污水含油小于，污水含油小于200mg/l200mg/l。能充分破乳降粘，降低管线回压，尤其冬季效果显著。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。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。管道破乳后水滴在管壁形成水膜，起到降粘减阻作用。（1 1）站外加药

7、特点）站外加药特点 （2 2）流程优点）流程优点 10 2 2、影响原油脱水效果的主要因素、影响原油脱水效果的主要因素 （1 1）破乳剂的筛选）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。水滴相互聚结成大水滴

8、，最终油、水两相发生分离。 破破乳乳原原理理11 近年来一个新方向：近年来一个新方向：复配型的破乳剂，即利用破乳剂之复配型的破乳剂，即利用破乳剂之间的协同效应，将两种破乳剂进行复配以获得既油净水清，间的协同效应，将两种破乳剂进行复配以获得既油净水清，又脱水速度理想的结果。又脱水速度理想的结果。 BansbachBansbach认为：认为：理想的破乳剂必须具备：较强的表面活理想的破乳剂必须具备：较强的表面活性；良好的润湿性能；足够的絮凝能力；较好的聚结效果。性；良好的润湿性能；足够的絮凝能力；较好的聚结效果。 近年来国外文献报道近年来国外文献报道：聚酯胺破乳剂及其复配物、聚合聚酯胺破乳剂及其复配

9、物、聚合物系列破乳剂因使用浓度小（物系列破乳剂因使用浓度小（1020mg/l1020mg/l）、净化油含水为）、净化油含水为痕迹而受到普遍的欢迎。痕迹而受到普遍的欢迎。 12破乳剂筛破乳剂筛选方法选方法室内瓶试法：室内瓶试法：实验过程中取新鲜的油样，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、综合考察脱水率、脱水速度、油水界面、污水含油等各项指标。污水含油等各项指标。长庆油田使用的破乳剂：长庆油田使用的破乳剂： 主要有主要有YT-100YT-100、CQ-C3CQ-C3、CDJ-5CDJ-5等型，均属聚醚类型，等型，均属聚醚类型，是环氧乙烷环氧丙烷共聚物。使用浓度在是环氧乙烷环

10、氧丙烷共聚物。使用浓度在80100mg/l80100mg/l之之间。间。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。下步应着手研制新型的低温、高效、快速的破乳剂。13（2 2）破乳剂投加点的确定）破乳剂投加点的确定 九十年代后，大部分加药点移到接转站内。九十年代后，大部分加药点移到接转站内。早期采用井口加药。早期采用井口加药。含水大于含水大于50-60%50-60%的区块可在联合站或集中处理站加药。的区块可在联合站或集中处理站加药。14投加要求：投加要求： 对于以小站加药的区块，要根据集输流程的布局及含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

11、药量处于水的高低，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；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。做法，造成局部浓度过高，形成反向乳化，反而脱不下水。 15 加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量加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入。加药浓度应根据室内评价确定，一般保持在商品浓度80-80-150ppm15

12、0ppm范围之内。对于用量超过范围之内。对于用量超过200ppm200ppm的药剂应淘汰。的药剂应淘汰。 输油上要求联合站外上游系统站点输油要尽量保证连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，续平稳输油，禁止输油过程中排量频繁变化；冬季运行中，输油温度控制在输油温度控制在40-4540-45左右，以保证原油的破乳脱水效果。左右，以保证原油的破乳脱水效果。 16（3 3）沉降时间）沉降时间 根据根据StokesStokes沉降公式：沉降公式： Vt=dVt=d2 2（水水油油）g/18g/18油油 式中：式中：Vt Vt 水滴在油中沉降速

13、度，水滴在油中沉降速度，m/sm/s； d d 水滴直径，水滴直径，m m； 水水、油油水和油的密度，水和油的密度，kg/mkg/m3 3； 油油 原油粘度，原油粘度，Pa.sPa.s； g g 重力加速度，重力加速度，9.8m/s9.8m/s2 2 以上公式看出，水滴的沉降速度与油水密度差成正比，与原以上公式看出，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。速度加快，油水越容易分离。 17 根据长庆原油的性质及脱水工艺的特点，实际沉降时根据长庆原油的性质及脱水工

14、艺的特点，实际沉降时间确定在间确定在12201220小时小时范围内即可满足要求。范围内即可满足要求。在保证脱水效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繁殖，又可减小沉降罐的容积。减少硫酸盐还原菌在罐内的繁殖，又可减小沉降罐的容积。 长庆油田情况：长庆油田情况：18（4 4）合理确定脱水温度）合理确定脱水温度 根据根据StokesStokes沉降公式，沉降公式，水滴沉降速度与原油粘度成反比。水滴沉降速度与原油粘度成反比。因此，因此，提高温度可加快水滴沉降速度，提高温度可加快水滴沉降速度，提高脱水效果

15、。但并提高脱水效果。但并不是温度越高越好，且过高的温度势必消耗过多的燃料。不是温度越高越好，且过高的温度势必消耗过多的燃料。 以华池油田情况进行说明：以华池油田情况进行说明： 华华池池原原油油粘粘温温曲曲线线19 由图可见，原油温度达到由图可见，原油温度达到2525后，粘度急剧下降，粘温性能变后，粘度急剧下降，粘温性能变好。好。粘温曲线在粘温曲线在25-2825-28附近出现拐点，此点所对应的温度即为理附近出现拐点，此点所对应的温度即为理想的脱水温度。想的脱水温度。低于此温度区间，粘度大幅度增加。同时该曲线在低于此温度区间，粘度大幅度增加。同时该曲线在3030后随着温度的增加，粘度的降低并不显

16、著，根据后随着温度的增加，粘度的降低并不显著，根据StokesStokes沉降公沉降公式，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30353035左右，可以认为达到低温脱水的概念。左右，可以认为达到低温脱水的概念。就热化学脱水流程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。合理的温度范围之内进行原油脱水。 20（5 5）合理确定沉降罐的运行参数合理确定沉降罐的运行参数 沉降罐的运行参数主要受油水层高度、来

17、液量的多少沉降罐的运行参数主要受油水层高度、来液量的多少等因素控制，保证油相和水相停留时间处于合理的范围。等因素控制，保证油相和水相停留时间处于合理的范围。油水界面的高低，实际是一个油相沉距和水相沉距的问题。油水界面的高低，实际是一个油相沉距和水相沉距的问题。油水界面的控制高度不同，对脱水效果有一定影响，油水油水界面的控制高度不同，对脱水效果有一定影响，油水层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。层高度要根据实际脱水效果、调节水箱的高度确定。 21 油水界面油水界面4.54.5 5.5m5.5m； 沉降温度沉降温度3030 45(45(视区块不同视区块不同) )； 沉降时间沉降时间12-

18、2012-20小时以上；小时以上； 净化油层厚度：保持在净化油层厚度：保持在2.02.0米以上；米以上； 乳化层厚度：控制在乳化层厚度：控制在2.02.0米以下。米以下。 沉降罐油水指标：溢流口的净化油含水沉降罐油水指标：溢流口的净化油含水0.5%0.5%以下；沉降以下；沉降罐污水出口含油指标罐污水出口含油指标200mg/l200mg/l以下。以下。 运行参数控制指标：运行参数控制指标：22（6 6）沉降罐乳化层处理）沉降罐乳化层处理 沉降罐运行中，根据乳化层的厚度，定期利用抽中间层管线沉降罐运行中，根据乳化层的厚度，定期利用抽中间层管线将含油乳化层抽取到沉降罐外专门处理，降低乳化层对脱水效果

19、将含油乳化层抽取到沉降罐外专门处理，降低乳化层对脱水效果的影响。的影响。为防止污油、落地油等老化油对沉降脱水系统产生不利为防止污油、落地油等老化油对沉降脱水系统产生不利影响，对站内回收的污油不允许返回沉降罐，应单独进行处理。影响，对站内回收的污油不允许返回沉降罐，应单独进行处理。 其次，沉降罐要根据罐底污泥厚度，及时进行清罐，一般其次，沉降罐要根据罐底污泥厚度，及时进行清罐，一般2-32-3年清罐一次，逐步推广大罐排泥装置排泥。清罐中要对罐内壁涂年清罐一次，逐步推广大罐排泥装置排泥。清罐中要对罐内壁涂层、加热盘管、集水槽、十字喷淋管等进行检查维修，确保原油层、加热盘管、集水槽、十字喷淋管等进行

20、检查维修，确保原油脱水系统正常运行。脱水系统正常运行。 23（7 7）关于）关于“末端加药、大罐沉降末端加药、大罐沉降”脱水工艺技术脱水工艺技术 所谓末端加药脱水工艺就是将站外加药移到站内加药，所谓末端加药脱水工艺就是将站外加药移到站内加药，管理上比较方便。管理上比较方便。 建议：建议：一是一是原油含水超过原油含水超过60%60%后，油水乳化液由油包水后，油水乳化液由油包水变为水包油状态，此时脱水相对容易，可以通过试验将站外变为水包油状态，此时脱水相对容易，可以通过试验将站外加药移到站内集中加药。同时，要考虑沉降罐的容量、温度加药移到站内集中加药。同时，要考虑沉降罐的容量、温度能不能保证脱水效

21、果。能不能保证脱水效果。二是二是对原油含水不超过对原油含水不超过3040%3040%，应，应继续坚持小站加药的原则，充分利用管道破乳，提高沉降罐继续坚持小站加药的原则，充分利用管道破乳，提高沉降罐的脱水效果。的脱水效果。 24（二）油气水三相分离工艺技术（二）油气水三相分离工艺技术 油气水三相分离可以将含水油一次处理合格，也作为油气水三相分离可以将含水油一次处理合格，也作为预脱气脱水设备进行预处理。预脱气脱水设备进行预处理。 同大罐脱水工艺相同大罐脱水工艺相比，具有脱水速度较快、比，具有脱水速度较快、流程密闭、占地面积较流程密闭、占地面积较小、投资低，并可回收小、投资低，并可回收一定量的伴生气

22、的特点。一定量的伴生气的特点。251、油气水三相分离结构及工作原理、油气水三相分离结构及工作原理 工作原理：工作原理：油气水三相分离器是通过旋流分离、水洗破乳、油气水三相分离器是通过旋流分离、水洗破乳、填料聚集脱水、热化学沉降脱水多种方式，在不同的阶段采用合填料聚集脱水、热化学沉降脱水多种方式，在不同的阶段采用合理的结构进行综合高效脱水的一种设备。主要优点脱水效率高，理的结构进行综合高效脱水的一种设备。主要优点脱水效率高，沉降时间短。沉降时间短。26 油气水混合物由入口进入旋流预分离装置，首先将大部分油气水混合物由入口进入旋流预分离装置，首先将大部分的气体分离出来通过顶部气相空间经过脱水填料、

23、消泡装置后，的气体分离出来通过顶部气相空间经过脱水填料、消泡装置后，再进入迷宫式捕雾器再进入迷宫式捕雾器, , 经过处理的气体由排气口排出；预分离经过处理的气体由排气口排出；预分离后的液体则通过落液管流入流型分布与调整装置，在流型整理后的液体则通过落液管流入流型分布与调整装置，在流型整理的过程中，作为分散相的油滴在此进行破乳，聚结，实现水洗的过程中，作为分散相的油滴在此进行破乳，聚结，实现水洗破乳。而后随油水混合物进入分离流场，在分离流场中设置有破乳。而后随油水混合物进入分离流场，在分离流场中设置有稳流和聚结装置，为油水液滴提供稳定的流场条件，实现油水稳流和聚结装置，为油水液滴提供稳定的流场条

24、件，实现油水的高效聚结分离，随后进入二次填料分离装置，主要是脱除水的高效聚结分离，随后进入二次填料分离装置，主要是脱除水中原油。分离后的原油通过隔板流入油腔，而分离后的污水，中原油。分离后的原油通过隔板流入油腔，而分离后的污水，通过导管进入水腔，从而完成油水分离过程。通过导管进入水腔，从而完成油水分离过程。 工艺过程如下：工艺过程如下：27 （1 1）采用来液旋流预分离技术，实现对油、气初步分）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。效率。 （2 2）采用静态搅拌器活性水水洗破乳技术

25、，强化了药）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。速度，提高了设备的分离质量。 水洗破乳的机理：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，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

26、离的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。目的。 2 2、设备特点、设备特点28 （3 3）采用强化聚结材料，增加油、水两相液滴碰撞聚结）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。机率，可稳定流动状态，提高分离效率。 （4 4）采用污水抑制装置，即将分离后的含油污水进行二）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。次处理、聚结，提高了分离后的污水质量。 （5 5）采用变油水界面控制为油、水液面控制技术，实现）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。了油水界面的平衡控制

27、。 （6 6）采用迷宫式捕雾装置，有效地控制了气中带液率。）采用迷宫式捕雾装置，有效地控制了气中带液率。 293 3、主要技术指标与运行参数、主要技术指标与运行参数 工作温度：工作温度：依据处理介质特性确定，一般依据处理介质特性确定，一般30-6030-60；工作压力：工作压力：根据现场运行工艺定，一般根据现场运行工艺定，一般0.18-0.3MPa0.18-0.3MPa；出口原油含水率：出口原油含水率：0.5%0.5%（平均值）；（平均值）；出口原油含气率：出口原油含气率：0.005g/m0.005g/m3 3；出口污水含油率：出口污水含油率：500mg/l500mg/l。30浮球液面调节阀磁

28、翻柱液位计自力式压力调节阀 （1 1）基地式控制：采用浮球液面调节阀、自力式压力调）基地式控制：采用浮球液面调节阀、自力式压力调节阀、磁翻柱液位计等，控制油水界面、系统运行压力，显节阀、磁翻柱液位计等，控制油水界面、系统运行压力，显示油水室液位。示油水室液位。 31电动调节阀导波雷达液位计 （2 2）远程显示和自动控制：采用电动调节阀、导波雷达）远程显示和自动控制：采用电动调节阀、导波雷达液位计、导波雷达油水界面仪等，以及辅助显示和控制设备，液位计、导波雷达油水界面仪等，以及辅助显示和控制设备，实现自动控制和远程人工控制。实现自动控制和远程人工控制。 324 4、日常操作说明、日常操作说明 三

29、相分离器的正常运行必须控制好以下生产参数：三相分离器的正常运行必须控制好以下生产参数：压压力、油水室液位、进液温度、油水界面、破乳剂加入浓度、力、油水室液位、进液温度、油水界面、破乳剂加入浓度、进液量。进液量。 33 三相分离器压力操作范围：三相分离器压力操作范围：0.18-0.3MPa0.18-0.3MPa，压力由来液，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。力式压力调节阀和补气自力式压力调节阀控制。 气压过高易导致油水中溶解气增多，或超过容器的设气压过高易导致油水中溶解气增多，或

30、超过容器的设计压力。气压过低易导致油水不能压到沉降罐和污水缓冲计压力。气压过低易导致油水不能压到沉降罐和污水缓冲罐中，很容易使油进入气线。罐中，很容易使油进入气线。 如果气系统压力超过如果气系统压力超过0.3MPa0.3MPa可以通过火炬放空。如果可以通过火炬放空。如果气系统压力低于气系统压力低于0.18MPa0.18MPa，可通过调节上游的用气量和供气，可通过调节上游的用气量和供气量，提高气系统压力。同时也可提高三相分离器进液温度，量，提高气系统压力。同时也可提高三相分离器进液温度，提高容器内压力。提高容器内压力。（1 1）三相分离器压力）三相分离器压力34 油水室液位：采用导波雷达：油水室

31、液位：采用导波雷达：0.7m-1.7m0.7m-1.7m；采用磁翻柱液；采用磁翻柱液位计：位计：0.2m-0.7m0.2m-0.7m。 油水室液位有两套控制方法，一种是机械式浮子液位调油水室液位有两套控制方法，一种是机械式浮子液位调节阀控制，液位由浮子式液位计显示；另一种是由导波雷达节阀控制，液位由浮子式液位计显示；另一种是由导波雷达液位计控制电动调节阀的开度来控制。正常运行时由导波雷液位计控制电动调节阀的开度来控制。正常运行时由导波雷达液位计控制电动调节阀的开度来控制油水室液位，电动控达液位计控制电动调节阀的开度来控制油水室液位，电动控制系统维修期间，可采用机械式浮子液位调节阀控制。由于制系

32、统维修期间，可采用机械式浮子液位调节阀控制。由于机械式浮子液位调节阀存在下死点容易卡死的现象，因此调机械式浮子液位调节阀存在下死点容易卡死的现象，因此调节时尽量在下死点留有一定的间隙。节时尽量在下死点留有一定的间隙。 冬季运行还需要注意液位计中的液体凝固现象，出现假液冬季运行还需要注意液位计中的液体凝固现象，出现假液位的情况，需要经常从液位计的底部排放一定的液体。从以位的情况，需要经常从液位计的底部排放一定的液体。从以上两种控制方式的分析，建议使用电动控制装置。上两种控制方式的分析，建议使用电动控制装置。 （2 2）油水室液位的控制）油水室液位的控制35 三相分离器进液温度：三相分离器进液温度

33、：45-6045-60。根据室内脱水实验结。根据室内脱水实验结果，原油的脱水温度应控制在果，原油的脱水温度应控制在45-6045-60以内。在进液量稳定以内。在进液量稳定的情况下，通过调节脱水换热器热媒的流量控制进液温度。的情况下，通过调节脱水换热器热媒的流量控制进液温度。 （3 3）进液温度）进液温度 三相分离器导水管的固定高度为三相分离器导水管的固定高度为2.422.42米，可调节高度为米，可调节高度为0.280.28米。在三相分离器投运过程中已经将界面调节好，如果米。在三相分离器投运过程中已经将界面调节好，如果进液的含水不发生大的变化，一般不用调节。进液的含水不发生大的变化，一般不用调节

34、。 （4 4）三相分离器油水界面的控制）三相分离器油水界面的控制36 破乳剂加药浓度：破乳剂加药浓度：100-150mg/l100-150mg/l。根据实验结果，加药浓。根据实验结果，加药浓度先控制在度先控制在100mg/l100mg/l，待运行一段时间后，再根据现场情况，待运行一段时间后，再根据现场情况，调整加药量。如果上游来液稳定可以采用管道加药，提高破调整加药量。如果上游来液稳定可以采用管道加药，提高破乳效果。乳效果。 （5 5）破乳剂浓度）破乳剂浓度 三相分离器的进液量应控制在一定的范围内，进液量的变三相分离器的进液量应控制在一定的范围内，进液量的变化不宜过大，否则会导致油水界面紊乱，

35、易造成水室进油。同化不宜过大，否则会导致油水界面紊乱，易造成水室进油。同时量的变化会使加药浓度和进液温度不稳定，影响脱水效果。时量的变化会使加药浓度和进液温度不稳定，影响脱水效果。因此应尽量使上游来液量稳定，平稳进液，平稳脱水和出液。因此应尽量使上游来液量稳定，平稳进液，平稳脱水和出液。 （6 6）三相分离器进液量）三相分离器进液量 375 5、特殊情况的处理、特殊情况的处理 水室进油有两种可能：水室进油有两种可能：一是沉降室油水混层，二是油水一是沉降室油水混层，二是油水界面调节不合理。界面调节不合理。出现这种情况可关闭水室出口阀门，根据出现这种情况可关闭水室出口阀门，根据进液量和含水，计算关

36、闭时间（目前大概需要进液量和含水，计算关闭时间（目前大概需要8 8小时），检查小时），检查加药量、脱水温度、进液量是否在正常范围，并适度调整油加药量、脱水温度、进液量是否在正常范围，并适度调整油水界面高度。油水界面的调整是一个缓慢的过程，需要慢慢水界面高度。油水界面的调整是一个缓慢的过程，需要慢慢的调。的调。 （1 1）水室进油）水室进油 38 主要是破乳效果不好造成，一般由加药量、脱水温度、主要是破乳效果不好造成，一般由加药量、脱水温度、进液量不在正常范围内造成，只要恢复正常参数，油水混进液量不在正常范围内造成，只要恢复正常参数，油水混层现象可以解决。另外注意破乳剂浓度及质量的变化情况。层现

37、象可以解决。另外注意破乳剂浓度及质量的变化情况。 油中含水和水中含油超标后，在保证破乳剂浓度、脱油中含水和水中含油超标后，在保证破乳剂浓度、脱水温度、进液量在正常范围后，如果油中含水超标，可适水温度、进液量在正常范围后，如果油中含水超标，可适当降低油水界面高度。水中含油超标，可适当提高油水界当降低油水界面高度。水中含油超标，可适当提高油水界面高度。面高度。 （2 2）油水混层）油水混层39 1 1、个别区块的原油脱水剂选型单一。、个别区块的原油脱水剂选型单一。 长庆原油特点：长庆原油特点：原油整体物性相似，但部分区块存在一原油整体物性相似，但部分区块存在一定差异。主要是部分区块的地面原油密度、

38、原油粘度、沥青定差异。主要是部分区块的地面原油密度、原油粘度、沥青质含量均相对偏高，脱水相对困难。质含量均相对偏高，脱水相对困难。 代表区块：代表区块：主要表现在近年开发的三叠系油藏，如白于主要表现在近年开发的三叠系油藏，如白于山、杏河等。山、杏河等。 问题：问题：原油破乳剂选型单一，加上部分区块原油物性的原油破乳剂选型单一，加上部分区块原油物性的特殊，造成这类区块原油脱水较为困难。特殊，造成这类区块原油脱水较为困难。二、长庆油田脱水工艺存在的问题二、长庆油田脱水工艺存在的问题40 2 2、部分站点脱水温度的确定不合理。、部分站点脱水温度的确定不合理。 少数站大罐沉降脱水温度高达少数站大罐沉降

39、脱水温度高达5050以上，基本接近原以上，基本接近原油的初溜点，造成沉降罐内油气损耗较高。个别站脱水温油的初溜点，造成沉降罐内油气损耗较高。个别站脱水温度又过低，达不到脱水的基本条件。度又过低，达不到脱水的基本条件。 3 3、部分站破乳剂的投加浓度过高，甚至高达、部分站破乳剂的投加浓度过高，甚至高达300mg/l300mg/l以上，药剂成本过高。以上，药剂成本过高。 原因：原因：受受破乳剂的质量影响；破乳剂的质量影响；少数操作工存在认少数操作工存在认识误区，误认为加药量越多越有利于脱水。识误区，误认为加药量越多越有利于脱水。 造成问题：造成问题：溢流沉降罐原油出现乳化现象，油水分离溢流沉降罐原

40、油出现乳化现象，油水分离效果变差。效果变差。41 4 4、破乳剂的投加地点选择不当。、破乳剂的投加地点选择不当。 部分站点既在站外加药又在站内二次加药，脱水效果不部分站点既在站外加药又在站内二次加药，脱水效果不好时在大罐上再次投加药剂，存在着多次重复加药的情况。好时在大罐上再次投加药剂，存在着多次重复加药的情况。现有的破乳剂投加点的布局有待于进一步的优化。现有的破乳剂投加点的布局有待于进一步的优化。 5 5、部分站点的溢流沉降罐来液不稳定。、部分站点的溢流沉降罐来液不稳定。 有些区块因输油条件所限，进站液量不能平稳，溢流沉有些区块因输油条件所限，进站液量不能平稳，溢流沉降罐来液不稳定，对沉降罐

41、内处于相对静止状态的净化油层降罐来液不稳定，对沉降罐内处于相对静止状态的净化油层产生破坏作用。而部分站来液量较多，沉降罐体积较小，沉产生破坏作用。而部分站来液量较多，沉降罐体积较小，沉降时间缩短，致使油水分离效果变差。降时间缩短，致使油水分离效果变差。42 6 6、溢流沉降罐的油水层界面高度控制不合理。、溢流沉降罐的油水层界面高度控制不合理。 正常情况下，应将油水层界面控制在正常情况下，应将油水层界面控制在4.5m4.5m左右，很多站没有左右，很多站没有控制到这个范围，少数站甚至达到了控制到这个范围，少数站甚至达到了6.0m6.0m以上，污水罐内停留时以上，污水罐内停留时间过长。间过长。 7

42、7、部分作业方式影响原油脱水效果。、部分作业方式影响原油脱水效果。 近年新投产的区块拉油卸油较多，倒罐泵的大排量输油、站近年新投产的区块拉油卸油较多，倒罐泵的大排量输油、站内污油回收的落地油直接返回溢流沉降罐等做法，对溢流沉降罐内污油回收的落地油直接返回溢流沉降罐等做法，对溢流沉降罐内处于相对稳定的油水层产生破坏，一定程度影响沉降脱水效果。内处于相对稳定的油水层产生破坏，一定程度影响沉降脱水效果。 43 1 1、做好破乳剂的选型工作。、做好破乳剂的选型工作。要定期开展破乳剂使用效果要定期开展破乳剂使用效果评价，根据效果进一步优选药剂类型，优化加药方案。评价，根据效果进一步优选药剂类型，优化加药

43、方案。 2 2、做好破乳剂的投加地点及方式的选择。、做好破乳剂的投加地点及方式的选择。破乳剂的投加破乳剂的投加点应首选接转站，对于原油含水大于点应首选接转站，对于原油含水大于50-60%50-60%的区块可选择在的区块可选择在联合站或集中处理站加药。严禁在沉降罐罐口倒加破乳剂的联合站或集中处理站加药。严禁在沉降罐罐口倒加破乳剂的做法，防止出现原油与药剂产生乳化，不利于原油的破乳脱做法，防止出现原油与药剂产生乳化，不利于原油的破乳脱水；其次是加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过水；其次是加药过程应与输油同步进行，不得中断也不得过量加入；对于投加浓度超过量加入；对于投加浓度超过200ppm2

44、00ppm的药剂应淘汰更换。的药剂应淘汰更换。三、原油脱水系统的运行管理三、原油脱水系统的运行管理 44 3 3、做好沉降罐或三相分离器的运行管理。、做好沉降罐或三相分离器的运行管理。要根据各区要根据各区块原油性质，制定沉降罐的运行参数，如脱水温度、沉降时块原油性质，制定沉降罐的运行参数，如脱水温度、沉降时间、乳化层厚度，确保沉降罐运行正常，油水指标达标。间、乳化层厚度，确保沉降罐运行正常，油水指标达标。目前推广的三相分离器脱水正常的关键是上游来液量的平稳目前推广的三相分离器脱水正常的关键是上游来液量的平稳运行，要尽量采用低排量连续输油方式，切忌时断时续输油，运行，要尽量采用低排量连续输油方式

45、，切忌时断时续输油，要采用缓冲罐带变频的输油方式。要采用缓冲罐带变频的输油方式。 目前推广的三相分离器脱水正常的关键是上游来液量的目前推广的三相分离器脱水正常的关键是上游来液量的平稳运行，要尽量采用低排量连续输油方式，切忌时断时续平稳运行，要尽量采用低排量连续输油方式，切忌时断时续输油，要采用缓冲罐带变频的输油方式。输油，要采用缓冲罐带变频的输油方式。 45目目 录录第一部分第一部分 长庆油田脱水工艺的现状长庆油田脱水工艺的现状第二部分第二部分 长庆油田采出水处理工艺流程发展历程长庆油田采出水处理工艺流程发展历程第三部分第三部分 长庆油田采出水处理及回注现状长庆油田采出水处理及回注现状第四部分

46、第四部分 面临的困难及存在的问题面临的困难及存在的问题第五部分第五部分 下一步的发展方向及要求下一步的发展方向及要求46长庆油田属典型的长庆油田属典型的低渗透油藏低渗透油藏，储层的孔喉半径较小（平，储层的孔喉半径较小（平均喉道半径均喉道半径0.2-0.5um0.2-0.5um），地层水矿化度较高，对注水水质有），地层水矿化度较高，对注水水质有较高要求。特别是采出水系统分散且规模较小，对工艺的选择较高要求。特别是采出水系统分散且规模较小，对工艺的选择及流程布局带来了一定难度。三十多年来，油田水处理工艺历及流程布局带来了一定难度。三十多年来，油田水处理工艺历经多次变化和发展，推广和应用多项处理工艺

47、。经多次变化和发展，推广和应用多项处理工艺。47第一阶段第一阶段 沉降除油沉降除油+ +石英砂过滤石英砂过滤第二阶段第二阶段 斜板除油斜板除油+ +核桃壳过滤核桃壳过滤第三阶段第三阶段 斜板除油斜板除油+ +核桃壳、改性纤维球过滤核桃壳、改性纤维球过滤 针对油田采出水的最终出路不同，处理工艺具有明显的针对油田采出水的最终出路不同，处理工艺具有明显的时代特点，按年代分为时代特点，按年代分为三个阶段三个阶段。一、水处理工艺流程发展历程一、水处理工艺流程发展历程48 第一阶段：沉降除油第一阶段：沉降除油+ +石英砂过滤石英砂过滤 油田开发初期油田开发初期(1978(197819851985年年) )

48、，原油脱水采用两段电化学处理，原油脱水采用两段电化学处理流程；污水处理工艺采用流程；污水处理工艺采用自然浮升自然浮升、混凝沉降混凝沉降、压力过滤压力过滤等流程，等流程，采出水主要以采出水主要以排放排放为主。先后建成马岭北区、中区、红井子三个采为主。先后建成马岭北区、中区、红井子三个采出水处理站。出水处理站。污水回污水回收池收池沉降罐沉降罐除油除油混凝沉降罐混凝沉降罐压力过滤罐压力过滤罐采出水采出水加混凝剂加混凝剂排放排放采出水处理工艺流程示意图采出水处理工艺流程示意图49 第二阶段：第二阶段：斜板除油斜板除油+ +核桃壳过滤核桃壳过滤 二十世纪八十年代，以实现油田采出水回注为目标，原油脱水二十

49、世纪八十年代，以实现油田采出水回注为目标，原油脱水工艺采用井口加药、管道破乳、大罐溢流沉降脱水；采出水处理采工艺采用井口加药、管道破乳、大罐溢流沉降脱水；采出水处理采用用絮凝沉降絮凝沉降、粗粒化除油粗粒化除油、石英砂过滤石英砂过滤等水处理技术，采出水经处等水处理技术，采出水经处理合格后进行回注理合格后进行回注( (后改为回灌后改为回灌) )。回注回注沉降罐来水沉降罐来水调节水罐调节水罐除油罐除油罐净化水罐净化水罐核桃壳过滤器核桃壳过滤器回灌回灌杀菌剂杀菌剂缓蚀剂缓蚀剂先后在马岭中区、红井子、油房庄、马坊及悦联建成投产并推广。先后在马岭中区、红井子、油房庄、马坊及悦联建成投产并推广。絮凝剂絮凝剂

50、助凝剂助凝剂50 第三阶段：第三阶段： 斜板除油斜板除油+ +核桃壳、改性纤维球过滤核桃壳、改性纤维球过滤上世纪九十年代后期，针对新区水源紧缺，老区采出水产量逐上世纪九十年代后期，针对新区水源紧缺，老区采出水产量逐年增加的状况，重新确定了以油田采出水回注为主，杜绝采出水年增加的状况，重新确定了以油田采出水回注为主，杜绝采出水外排的目标。结合采出水工艺现状，逐步配套和完善了两种工艺。外排的目标。结合采出水工艺现状，逐步配套和完善了两种工艺。 1 1、主体流程、主体流程：采用：采用斜板除油斜板除油、两级核桃壳两级核桃壳+ +两级改性纤维球两级改性纤维球过滤过滤为主的处理技术，先后在王窑、靖一联新建

51、或改造为主的处理技术，先后在王窑、靖一联新建或改造3232座站。座站。回注回注沉降罐来水沉降罐来水调节水罐调节水罐除油罐除油罐净化水罐净化水罐核桃壳过滤器核桃壳过滤器回灌回灌杀菌剂杀菌剂缓蚀剂缓蚀剂絮凝剂絮凝剂助凝剂助凝剂纤维球过滤器纤维球过滤器51（一）除油罐除油技术（一）除油罐除油技术 除油罐是除油罐是2020世纪世纪6060年代以来油田采出水处理中应用最广、年代以来油田采出水处理中应用最广、数量最多的除油设备。数量最多的除油设备。该设备依据油水比重差进行自然沉降该设备依据油水比重差进行自然沉降分离或混凝沉降分离，能除去水中颗粒较大的分散油粒和悬分离或混凝沉降分离，能除去水中颗粒较大的分散

52、油粒和悬浮固体颗粒；投加混凝剂后可将水中的乳化油或胶体物质絮浮固体颗粒；投加混凝剂后可将水中的乳化油或胶体物质絮凝成较大的絮凝体上浮或下沉。凝成较大的絮凝体上浮或下沉。 其缺点是处理水停留时间长、容积大、耗费钢材较多。其缺点是处理水停留时间长、容积大、耗费钢材较多。52 长庆油田先后使用过多种除油装置，目前主要使用斜管除油长庆油田先后使用过多种除油装置，目前主要使用斜管除油罐，其特点是在内部增加了粗粒化装置罐，其特点是在内部增加了粗粒化装置聚丙烯填料，有利于微聚丙烯填料，有利于微小油滴的聚集，提高了除油效率。小油滴的聚集，提高了除油效率。沉降罐外观图沉降罐外观图 此外，还采用过压力除油罐此外，

53、还采用过压力除油罐技术，主要通过斜管（板）分离技术，主要通过斜管（板）分离技术、聚结技术及化学混凝除油技术、聚结技术及化学混凝除油技术，提高了除油效率，总停留技术，提高了除油效率，总停留时间由重力流程的时间由重力流程的6h6h减少到减少到1.5h1.5h，但容器壁厚较大，而且对药剂、但容器壁厚较大，而且对药剂、来液温度都有较高的要求，使用来液温度都有较高的要求，使用条件较苛刻。条件较苛刻。 53（二）含油污水核桃壳过滤技术（二）含油污水核桃壳过滤技术 核桃壳过滤技术是核桃壳过滤技术是2020世纪世纪8080年代中后期在国内发展起来，滤年代中后期在国内发展起来，滤料采用野生山核桃壳经脱脂、研磨等

54、工艺料采用野生山核桃壳经脱脂、研磨等工艺处理后，具有较强的机械强度及吸附处理后，具有较强的机械强度及吸附能力，与石英砂过滤器相比，具有滤能力，与石英砂过滤器相比，具有滤速高、截污能力强、反洗辅助以机械速高、截污能力强、反洗辅助以机械动力（如机械搅拌、体外搓洗）易于反动力（如机械搅拌、体外搓洗）易于反洗，不用气体参与反洗，减轻了腐蚀。洗，不用气体参与反洗，减轻了腐蚀。54 工作原理：工作原理：来水经过加压泵后通过特殊的布水筛管布水，水来水经过加压泵后通过特殊的布水筛管布水，水经过深层过滤后，由集水筛管集水排出过滤器外，油上浮经污油经过深层过滤后，由集水筛管集水排出过滤器外，油上浮经污油管外排；反

55、冲洗时流程与工作处理流程相反，滤料由于反向布水，管外排；反冲洗时流程与工作处理流程相反，滤料由于反向布水，滤层膨胀，滤料经滤料搅拌设施搅拌后，反洗污水外排。滤料再滤层膨胀，滤料经滤料搅拌设施搅拌后，反洗污水外排。滤料再生方式有两种，即体内自然膨胀和体外循环。生方式有两种，即体内自然膨胀和体外循环。55 优点：优点：过水断面稳定，水在滤层中路径单一，流速平稳，过水断面稳定，水在滤层中路径单一，流速平稳，进出水压差小（进出水压差小（0.1Mp0.1Mp）；）； 缺点：缺点：如反洗不及时，滤料易出现板结，搅拌机搅拌运如反洗不及时，滤料易出现板结，搅拌机搅拌运行困难；且过滤精度相对不高，对悬浮固体的去

56、除率有限，行困难；且过滤精度相对不高，对悬浮固体的去除率有限，不能作为低渗透地层精滤设备。不能作为低渗透地层精滤设备。56（三）改性纤维球（三）改性纤维球( (束束) )精细过滤技术精细过滤技术 改性纤维球所用的材料为聚酯纤维、聚丙烯等材料，它通过改性纤维球所用的材料为聚酯纤维、聚丙烯等材料，它通过特殊的化学处理将其表面改性成为亲水疏油性能。制造方法采用特殊的化学处理将其表面改性成为亲水疏油性能。制造方法采用人工结扎、机械焊接制造等技术。人工结扎、机械焊接制造等技术。 改性纤维球性能指标改性纤维球性能指标 57过滤速度 15-30m/h 悬浮物、含油量的去除率 82-95% 过滤周期 8-24

57、h 反冲洗强度 10L/sm2 水头损失 3-10m 反冲洗时间 10-30min 截 污 量 6-20kg/m3 反洗水量比 3-5% 过滤器设计压力 0.6MPa 设计温度 80C 滤前水质 含油量100mg/L SS50mg/L 一级 A A 粗滤后 含油量30mg/L SS10mg/L 粒径中值4mm 二级 A A 细滤后 含油量8mg/L SS3mg/L 粒径中值2mm 三级 B B 精滤后 含油量5mg/L SS1(2)mg/L 粒径中值2mm 纤维球过滤器的技术性能表纤维球过滤器的技术性能表58主主要要工工艺艺特特点点 1、深层过滤：水头损失小、孔隙率高。、深层过滤：水头损失小、

58、孔隙率高。 2、对来水适应范围更广，除油、除悬浮物效果最优。、对来水适应范围更广，除油、除悬浮物效果最优。 3、对于纤维球高效过滤器出水颗粒粒径中值、对于纤维球高效过滤器出水颗粒粒径中值24m，过滤精度达到微滤膜水平。，过滤精度达到微滤膜水平。 4、滤速高、截污量大、滤速高、截污量大 5、滤料不会漏失，滤层不会板结。、滤料不会漏失，滤层不会板结。 59三种过滤器指标对比表三种过滤器指标对比表60运行效果：运行效果：运行初期，采出水中运行初期，采出水中悬浮物和含油两项悬浮物和含油两项主要指标均能达主要指标均能达到到10mg/l10mg/l以下。随着时间的延长，因前段除油效果较差以下。随着时间的延

59、长，因前段除油效果较差, ,主要过滤主要过滤设备抗污染能力下降，过滤效果变差，站点的水质超标。设备抗污染能力下降，过滤效果变差，站点的水质超标。站点初期处理水质指标（mg/l）目前采出水质（mg/l）备注投运时间含油悬浮物含油悬浮物王窑站2005年5.22.748.039.2坪桥站2006年3.42.534.442.1西一联2004年9.67.855.330.1双流程处理靖一联2005年3.42.333.525.5平平 均均5.45.43.83.842.842.834.234.2典型站场水质监测指标典型站场水质监测指标61 2 2、简易流程：简易除油就地回注简易流程：简易除油就地回注针对边远小

60、区块以及部分区块前期开发规模较小，初期产水量较少针对边远小区块以及部分区块前期开发规模较小，初期产水量较少的状况（日产水在的状况（日产水在200m200m3 3以下）。采出水处理工艺初期采用简易工艺，以下）。采出水处理工艺初期采用简易工艺，待水量达到一定规模后再配套正规处理工艺。待水量达到一定规模后再配套正规处理工艺。 简易处理流程：简易处理流程：含水原油经沉降罐脱水后，采出水通过除油罐含水原油经沉降罐脱水后，采出水通过除油罐简易除油后就地回注。处理规模一般在简易除油后就地回注。处理规模一般在100100300m300m3 3/d/d之间。之间。 截止目前，油田有截止目前，油田有8888个个区