渤海某平臺獨立污油處理系統(tǒng)改造應(yīng)用

高雅楠

摘要：渤海某平臺是綏中36-1油田I期的中心處理平臺，是油田的注聚主戰(zhàn)場。污水系統(tǒng)中產(chǎn)生的污油含有殘留化學(xué)藥劑與含聚產(chǎn)出液等混合的復(fù)雜物質(zhì)。污油回流至原油系統(tǒng)后，經(jīng)驗證嚴重影響原油電脫水器的脫水效果。為解決污油影響原油系統(tǒng)脫水的問題，降低外輸含水，開始嘗試對污油進行獨立處理研究，采用對原有設(shè)備改造與新增設(shè)施的方式逐步實施。建立了包含升溫、沉降、電場聯(lián)合脫水等技術(shù)的獨立污油處理系統(tǒng)，大大減小了污油對原油流程脫水的影響。截至2021年初，平臺外輸含水由15%逐步降低至2.5%，該項目取得了良好的經(jīng)濟效益，并具有一定的推廣價值。

關(guān)鍵詞：污油;電脫水器;獨立處理;升溫;沉降

一、項目背景

渤海某平臺是中心處理平臺，其原油脫水流程包括一、二級分離器、電脫水器等三級脫水設(shè)備。經(jīng)電脫水器脫水后的原油進入原油緩沖罐，由外輸泵增壓后通過外輸海管外輸 。2015年末，平臺每日處理液量23800m3/d，來液綜合含水71%，原油外輸含水平均15%。由于長期以來受到含聚產(chǎn)出液的影響，污水系統(tǒng)需要每天添加8方化學(xué)藥劑，才能滿足生產(chǎn)需求，藥劑濃度達到200ppm以上。

二、問題聚焦

經(jīng)過現(xiàn)場取樣觀察和室內(nèi)實驗，我們發(fā)現(xiàn)電脫水器中的乳化液在外觀和脫水性質(zhì)上均與污水系統(tǒng)中的污油類似。因此，我們開始研究污油性質(zhì)以及污油回流對于原油脫水流程的影響。測試發(fā)現(xiàn)，污油的含聚濃度和電導(dǎo)率在所有樣品中均為最高。較高的電導(dǎo)率會使電脫水器電場變?nèi)?，電流升高。而較高的含聚濃度也會使污油的穩(wěn)定性和粘度張力更強，即更加難于脫水。

根據(jù)測試結(jié)果，我們開展了將污油全部轉(zhuǎn)出原油流程的現(xiàn)場試驗，污油不再進入原油流程及電脫水器后，電脫含水顯著降低。

至此，我們明確了問題，污油回流給生產(chǎn)流程主要造成了以下影響：

1、影響原油流程脫水，使電脫水器電場變?nèi)?，脫水效果變差?/p>

2、污油回流增大了一級分離器的處理負擔(dān)，一級分離器油處理量超設(shè)計值。

3、污油回流導(dǎo)致殘留化學(xué)藥劑與含聚產(chǎn)出液等混合的復(fù)雜物質(zhì)在生產(chǎn)流程中循環(huán)積累，使得原油脫水和污水除油難度不斷增大。

三、技術(shù)攻關(guān)與改造

2016年，我們開展污油罐流程改造，在其上部增加了收油口，并通過底部排放口排放底水。上部脫水后的老化油由新增污油泵轉(zhuǎn)至原油緩沖罐，實現(xiàn)了老化油“分層處理，直接外輸”。電脫水器出口含水由12%降至6%，外輸含水由12.5%降至9%。

2017至2020年，開展污水系統(tǒng)收油改造及污油罐脫水流程優(yōu)化升級逐步降低老化油量，老化油量降至600m3/d，老化油含水由45%降至40%，外輸含水降至8.5%。

2021年1月，升級完善一整套包含升溫、沉降、電場聯(lián)合脫水等技術(shù)的老化油獨立處理系統(tǒng)。老化油含水由40%降至13%，外輸含水降至2.5%。

2021年1月系統(tǒng)投入使用后，電脫水器含水和外輸含水之間的差值顯著縮小，外輸含水逐漸降低。結(jié)合其他措施，外輸含水在2021年6月達到2.5%的歷史最佳水平。

四、推廣價值

該項目的成功實施，首先明確了注聚油田污水系統(tǒng)污油中含有殘留化學(xué)藥劑與含聚產(chǎn)出液等混合的復(fù)雜物質(zhì)。進而揭示了該種污油對于原油脫水系統(tǒng)的影響，摸索了新的注聚油田污油處理的優(yōu)化方向，在遼東作業(yè)公司內(nèi)尚屬首例。其“建立一整套包含升溫、沉降、電場聯(lián)合脫水等技術(shù)的獨立污油處理系統(tǒng)”的實施方案，可為今后注聚及稠油油田污油處理工作提供參考依據(jù)，具有一定的推廣應(yīng)用價值。