唐寧依， 張公濤， 劉春雨， 朱夢影， 萬宇飛

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司， 天津 300457)

0 引 言

隨著油氣田開發(fā)的進行，我國陸地油田大多數(shù)步入投產(chǎn)中后期階段，進入中高含水期，采出液含水率超過70%，甚至超過90%[1-2]。海洋油氣資源豐富，雖然較陸地油田開發(fā)起步較晚，但目前大部分油田處于高含水階段，含水率也逐年增加。與陸地油田相比，海洋油氣開發(fā)挑戰(zhàn)巨大，海洋油氣水處理、輸送、海洋平臺電力等方面均不同于陸地油氣的開發(fā)。其中，需要重點考慮的一個因素為環(huán)境因素，考慮對平臺周邊海洋生態(tài)環(huán)境的影響，海洋平臺生產(chǎn)污水需要達到零排放，處理合格的生產(chǎn)污水在滿足注水開發(fā)的同時，其余部分需要回注地層[3-5]。在油氣水工藝處理流程中，提升處理溫度作為提高油水分離效果的重要措施廣泛應(yīng)用于中心處理平臺的工藝流程中，因此在油水分離的過程中將有大量的高溫脫出水產(chǎn)生，且隨著生產(chǎn)的進行，高溫脫出污水量越來越多。由于其溫度高、水量大，這部分高溫污水如果直接進入生產(chǎn)水處理流程而后注入地層將造成能量的浪費。海洋平臺在工藝流程設(shè)計中注重?zé)崮艿木C合利用，如何充分利用這部分能量，挖掘降本增效的方法是設(shè)計工作者須首要考慮的問題。本文以海上某中心處理平臺為例，從工藝處理流程及外輸方案設(shè)計2個方向，對油水分離過程中脫出的污水在海洋平臺中的再利用進行研究。

1 海洋平臺原油處理流程

根據(jù)各油田的油、水、伴生氣、砂、無機鹽類等混合物的物理化學(xué)性質(zhì)，以及含水率、砂含量、產(chǎn)量等因素的不同，原油處理工藝所選用的工藝流程各有差異。通常處理得到合格原油的工藝流程采用典型三級處理流程，如圖1所示。井流物在生產(chǎn)管匯匯合，經(jīng)過一級分離器、二級分離器處理后，進入電脫水器處理為合格原油進行外輸。根據(jù)原油性質(zhì)不同，各級處理溫度不同，一般一級分離器處理溫度在60 ℃左右，二級分離器處理溫度在85 ℃左右，電脫水器處理溫度在85 ℃～100 ℃及以上。一級分離器出口含水率在30%左右，二級分離器的出口含水率在20%左右。以海上某中心處理平臺為例，其二級分離器處理溫度為90 ℃，二級出口含水率按照20%計算，高峰年份每天將有1 083 m3的高溫污水脫出，這部分高溫污水的能量是非常巨大的，有較好的利用潛力。下面對該部分脫出污水在海洋平臺工藝流程及外輸設(shè)計中的再利用進行分析研究。

圖1 海上中心平臺典型三級處理流程

2 脫出污水在工藝處理中的再利用

根據(jù)第1節(jié)的分析，二級分離器和電脫水器處理溫度較高，脫出污水也具備較高的溫度。由于水的比熱容遠大于原油比熱容，大量熱量儲存在污水中，如果這部分污水直接進入生產(chǎn)水處理系統(tǒng)，將是能量的巨大浪費。因此，將二級分離器和電脫水器脫出的高溫生產(chǎn)水分為兩路：一路生產(chǎn)水仍按原處理流程，另一路回摻至生產(chǎn)分離器入口。脫出污水回摻流程模擬示例如圖2所示。同時建立模型，對比脫出污水不回摻的流程對結(jié)果的影響。圖3為脫出污水不回摻的流程模擬示例。

圖2 脫水回摻流程模擬示例

圖3 脫水不回摻流程模擬示例

圖4 回摻前后混合液溫度對比圖

圖5 回摻前后二級前負荷降低值對比圖

通過2個方案的模擬結(jié)果對比可以看出：回摻高溫污水后的一級分離器溫度有了顯著提升?；負角昂蠡旌弦簻囟葘Ρ热鐖D4所示，可以看出：每個生產(chǎn)年份混合液溫度均有不同程度的提高，最大可提高10.5 ℃左右，而溫度的提升則有助于油水分離[6-7]。這主要是因為溫度的增高降低了原油乳狀液的穩(wěn)定性。原油黏度減小，油水密度差增大，水滴易于沉降，有利于油水分離，達到了重復(fù)降黏做功的目的。另一方面二級分離器及電脫水器脫出的高溫污水又重新回至一級分離器，促進一級分離器內(nèi)液體含水率的提升。對于油水分離而言，超過一定含水率之后，大量脫出污水摻入含水原油中，使得W/O型乳狀液轉(zhuǎn)相為O/W型乳狀液，同時原油中分散水滴相互碰撞的概率也增大，促進界面膜破裂水滴合并[6-7]。因此，隨著含水率和溫度的增加，脫水效果更好。

另外二級分離器及電脫水器脫出的高溫污水中包含一定量的破乳劑，這些含有一定量破乳劑的污水又重新回摻至一級分離器中，也可以改進一級分離器的脫水效果。

回摻脫出污水的流程設(shè)計，充分利用了高溫污水的熱能，達到了循環(huán)利用熱能的目的，使一級分離器的處理溫度得到明顯提高，同時降低二級前的加熱負荷。根據(jù)模擬結(jié)果，投產(chǎn)前4年二級前加熱負荷的降低值對比如圖5所示，每一年均可不同幅度地降低二級前加熱負荷，最高年份可降低加熱負荷2 049 kW，充分做到了節(jié)能降耗。將降低的負荷轉(zhuǎn)換為生產(chǎn)成本，可以看出：投產(chǎn)前4年共節(jié)約生產(chǎn)成本1 596萬元，降本增效效果顯著。

因此，二級分離器及電脫水器脫出的高溫污水回摻至一級分離器的流程設(shè)計可以實現(xiàn)重復(fù)降黏做功、循環(huán)利用熱能、充分降本增效的目的。

3 脫出污水在外輸設(shè)計中的再利用

圖6 不同方案海管入口溫度對比圖

經(jīng)過海上中心處理平臺的三級處理得到的合格原油通過海底管道進行外輸。對于原油凝固點較高的輸油管道，當管線輸量下降時，管內(nèi)介質(zhì)沿程溫降很快。當管線輸量低于安全輸量時，管道內(nèi)原油溫度將會低至凝固點以下，導(dǎo)致管線無法正常輸送，或者發(fā)生凝管現(xiàn)象[6-8]。因此，當海管輸送油量不滿足安全輸量時，為了油田的正常生產(chǎn)，需要采用摻水的方式進行外輸。對于海洋平臺而言，摻水水源通常有加熱的海水、水源井水、生產(chǎn)污水等。海水腐蝕性高且加熱消耗能源，在有其他水源的情況下一般不宜采用。水源井水受平臺是否有水源井的限制，因此這2種水源暫不納入方案比選。生產(chǎn)污水是油氣田開采過程中的伴生產(chǎn)品，水源充足，取用方便，是管道后期運行摻水水源的首選。分析可知，二級分離器及電脫水器脫出污水在工藝流程中回摻效果顯著，同樣在外輸方案中也可以借鑒利用。

圖7 不同方案海管入口安全停輸時間對比圖

以海上某中心處理平臺為例，該平臺電站采用原油電站，該平臺處理好的合格原油一部分用于電站，剩余的部分進行外輸。由于平臺上存在燃油用戶，仍需將油品處理為合格原油后再摻水進行外輸。對從注水系統(tǒng)摻水與摻入二級分離器和電脫水器脫出污水進行比較，建立2種不同摻水方式的輸送模型，并采用軟件進行模擬，結(jié)果如圖6所示。

從圖6可以看出：摻入二級分離器和電脫水器脫出污水可以提高外輸溫度約17 ℃，最高提高24%。對于高凝原油而言，外輸溫度的提高可延長海管入口的安全停輸時間，有利于海管的安全運行。2種方案下海管入口安全停輸時間對比如圖7所示，可以看出：摻入脫出污水方案的各生產(chǎn)年份入口安全停輸時間均有不同程度的延長，這對于高凝海底管道的安全運行是有利的。

圖8 不同方案海管輸送摻水量對比圖

另外一個較為明顯的優(yōu)勢在于，由于摻入的生產(chǎn)水溫度較高、熱量較大，所以需要摻入的生產(chǎn)水較水源井水來說，可降低摻水量50%左右，如圖8所示。海上油田開發(fā)的一個特殊之處在于，海上油氣處理與輸送處于一個圈閉的流程，上游平臺的物流輸送至離岸較近的平臺，根據(jù)下游平臺的工藝情況選擇依托處理或者不處理輸送，逐級傳遞、處理、輸送，最終傳輸至陸地終端。對于生產(chǎn)后期需要摻水外輸?shù)妮斢秃９芏?，后期摻入的污水需要進入被依托平臺的工藝流程進行繼續(xù)處理。對于被依托油田在生產(chǎn)后期高產(chǎn)出水的情況，外輸摻水量的減少不僅可以降低下游平臺的處理壓力，也可減輕下游平臺污水的回注壓力；在操作費用方面，減少摻水量可以使得從上游輸送來的含水原油能夠直接進入下游二級進行處理，可節(jié)省操作費；同時，外輸摻水量減少可減少下游油處理系統(tǒng)、水處理系統(tǒng)的處理量，可降低油水處理系統(tǒng)的整體操作費。

因此，生產(chǎn)后期外輸摻水方案采用摻入二級分離器及電脫水器脫出的高溫污水設(shè)計，可以提高海管外輸溫度，延長入口安全停輸時間，減少摻水量，有利于高凝輸油海管的運行。

4 結(jié) 論

(1) 脫出污水在工藝流程中進行回摻設(shè)計，充分利用了高溫污水的熱能，可顯著提高混合液溫度，改善油水分離的效果。同時，二級分離器前加熱負荷峰值降低33%，顯著節(jié)能降本，實現(xiàn)了循環(huán)利用熱能、重復(fù)降黏脫水做功的目的。

(2) 外輸方案設(shè)計中，后期摻水輸送時采用摻加脫出的高溫污水輸送，不僅大幅度提高了海管入口的溫度，保障高凝海管的安全運行，同時減少輸送摻水量50%左右，減輕了依托老油田開發(fā)后期高產(chǎn)出水情況下的水處理及污水回注壓力，節(jié)省下游平臺操作成本。