5.3 原油脱水

    (1)原油、水物性测试：测试原油、水黏度随温度的变化关系，测试油水相对(质量)密度随温度的变化关系。

    (2)乳状液性质测试：测试判断乳状液类型，测试乳状液稳定性及受化学药剂种类和含量的影响，测试乳状液的介电常数和击穿场强。

    (3)破乳剂研制(筛选)试验：研制或筛选经济有效的破乳剂。

    (4)进行含水原油的静置分层试验：评价破乳剂加入浓度、脱水温度、沉降时间对沉降脱水效果的影响，给出热化学沉降脱水可行性报告。

    (5)进行原油电化学脱水模拟试验：评价破乳剂加入浓度、脱水温度、供电方式、极板布置方式、脱水场强等对原油脱水效果的影响，给出脱水电流随时间变化的关系，给出原油电化学脱水可行性报告。

    根据上述试验结果，设计不同的脱水工艺，进行经济对比后确定脱水工艺方案。

5.3.2  脱除游离水通常用化学或热化学沉降方法，并采用斜板、聚结材料、管道化学破乳、沉降等措施提高设备处理能力。

    处理乳状液主要采用热化学方法和电化学方法，原油性质较好时可采用热化学方法，高黏原油、乳化特别严重的原油则需采用电化学方法。

    我国多数油田的原油黏度和密度较高，乳状液的处理比较困难，一般采用电化学方法处理乳状液。大庆油田多年来一直采用热化学沉降脱除游离水和电化学处理乳状液的两段脱水工艺，对这种脱水工艺积累了较多的经验，处理常规稀油乳状液采用平挂电极电脱水器，处理聚合物驱乳状液采用竖挂电极电脱水器。而且电脱水工艺耗电较少，处理1t净化油耗电仅为0.2kW·h。随着西部油田的开发建设，出现了一些低密度、低黏度原油，热化学处理乳状液工艺技术得到发展，如东河塘、石西油田已采用两段热化学沉降脱水工艺。采用高效三相分离器或高效压力沉降罐进行热化学脱水，在能够满足脱水要求时，经济效益是较好的。

    采用常压热化学沉降脱水，沉降时间较长(一般处理常规稀油沉降时间9h～24h，处理稠油一段沉降时间6h～24h，二段沉降时间10h～40h)，沉降罐投资较大，占地面积较大。但由于有些稠油密度大、黏度高，电脱水的作用效果不好，只能采用常压沉降进行脱水。

    总之，原油脱水工艺方式的选择要根据各油田生产实际和原油物性特点等，通过技术经济对比确定。

5.3.3  原油脱水工艺流程如下：

    (1)整个化学沉降脱水包括注入破乳剂、混合、聚结、沉降四个步骤。这四步又可分为两个相对独立的阶段：

        ①在液流呈紊流状态时，在破乳剂作用下，使乳状液部分地破坏和水滴聚结。

        ②在静止或液流明显地呈层流状态时，使油水分离。

    这两个阶段要求液流处于两个截然不同的流动状态。显然一般沉降罐不能兼有上述两种作用。经过计算和试验，证明第一阶段可在矿场集输管道内完成，第二阶段可在油罐内进行。

    (2)原油脱水可采用污水回掺的工艺流程，即电脱水器排出污水与来油混合进沉降罐，通过一些油田的生产实践，污水回掺有以下几个作用：

        ①加热原油。电脱水器脱出污水与站外来的含水原油有10℃～40℃的温差，混合后，使进沉降罐原油温度升高，有利于提高化学沉降效果。

        ②冲洗破乳。水珠相遇会产生碰撞聚结，用大股水掺入含水原油中，会使原油中大颗粒的水珠并入掺水中实现“以水脱水”，即水洗作用。

        ③冲洗除砂。原油中的泥砂粒径多在0.01mm～1.0mm，悬浮在黏度较高的原油中不易沉降分出。用热水搅拌冲洗，由于水的黏度远小于原油，砂粒迅速下降分出。

    为了充分发挥水洗作用，掺水点距沉降罐应有一定的距离，一般宜大于50m。

    当采用接转站沉降放水时，将电脱水排出的污水输到接转站回掺，是很不合理的。另外，当原油含水较高时(例如70％以上)，污水回掺的作用不如低含水时显著。因此，在具体工程设计时，是否采用污水回掺，应结合原油集输系统的流程和布局，并经过经济对比确定。

5.3.4  稠油黏度大，油水密度差小，且油水自乳化倾向强，采用热化学沉降脱水时通常需要较长的沉降时间，因而适宜采用容积较大的常压沉降罐。

    特稠油及超稠油黏度更大，油水密度差更小，油水自乳化倾向极强，微弱的扰动都会影响脱水效果，辽河油田对于此类原油采用二段热化学沉降脱水，其中第二段脱水采用静态沉降工艺，取得了较好的效果。

    污水回掺有以下几个作用：

    (1)确保输往污水处理站的污水含油指标稳定。静态沉降脱水采用泵抽底水工艺，出水口设在沉降罐的底部，抽底水泵操作时，随着罐内油水界位下降，抽出污水含油量增加，操作不当时甚至会造成抽出原油情况发生，将这部分污水回掺，可避免输往污水处理站的污水含油指标不稳定情况的发生。

    (2)加热原油。通常第二段沉降脱出污水与站外来的含水原油有20℃～30℃的温差，混合后，使进沉降罐原油温度升高，有利于提高化学沉降效果。

    (3)药剂回用。采用水溶性破乳剂脱水时，第二段热化学沉降脱出污水中会溶解较多的破乳剂，污水回掺后这些破乳剂将在一段脱水中重复利用。

5.3.5  对于轻质及中质原油，为避免油气挥发，脱水工艺应立足于密闭流程和设备。进入常压沉降脱水罐的不稳定原油，因含有大量的挥发气体，所以应选用固定顶油罐。

5.3.6  本条是原油脱水工艺参数应符合的一些规定。

    3  油水沉降时间

    沉降时间指沉降罐内沉降段的有效容积和单位时间处理液量的比值。当油、水汇管靠近罐顶与罐底时，可近似为沉降罐全容积和单位时间处理液量的比值。常压沉降脱水罐的沉降时间应根据原油性质、乳状液的乳化程度、含水率、脱水罐的结构等的不同，通过试验确定。

    压力密闭沉降罐多数为卧式容器，其沉降面积随油水界面的升降而改变，故在设计上采用沉降时间比采用表面负荷率更确切。卧式压力沉降罐的沉降距离基本上是一定值，采用沉降时间可以反映沉降罐的效能。当采用卧式压力沉降罐脱水时，热化学脱水沉降时间一般为10min～30min，电化学脱水沉降时间一般为30min～60min。处理聚合物驱采出原油时，沉降时间可根据实际情况适当延长。电化学脱水沉降时间的设计见《原油电脱水设计规范》SY/T 0045-2008。热化学脱水沉降时间的设计主要参照下列资料：

    (1)20世纪80年代初，河南油田双河联合站的“三合一”设备，采用平流式沉降分水罐。沉降部分有效容积为26m³，按六组数据平均处理量(90m³/h)计算，沉降时间仅18min，较长的沉降时间是24min，进口原油含水60％上下，出口原油含水小于20％。该站集油采用双管掺活性水流程。后来，河南油田设计院不断改进沉降分水罐结构，脱水能力进一步提高，有些脱水罐的油水总沉降时间可以降至10min。

    (2)据国外资料，对一般原油(包括经加热的重黏原油)，油水混合液的沉降时间为3min～15min。如奥地利邵克钦油田接转站上的加热、分离、沉降“合一”设备，采用空罐沉降脱水，将含水70％～90％的原油脱水到10％以下，沉降时间仅16min。据情报资料，国外游离水脱除器的沉降时间为2min～24min。

    (3)按照美国石油学会标准《油气分离器规范》API Spec 12JR(2009)中规定，在三相分离器中液相的停留时间见表2。

表2  三相分离器内的液相停留时间

    4  进电脱水器的原油含水率

    在热化学和电化学两段脱水的处理流程中，首先需要确定进入电脱水器的原油含水指标，即一段热化学沉降脱水把原油含水降到多少较为合理。这不仅影响电脱水器和加热炉负荷，还影响到一段沉降设备的结构形式和数量。因此，这一指标应综合考虑沉降脱水和电脱水两个方面来确定。

    原油含水包括游离水和乳化水两部分。乳化水沉降速度十分缓慢，只靠重力自然沉降，不能将乳化水脱下来。按照斯托克斯公式计算，原油黏度为30mm²/s时，大于300μm的水滴5min可以分离出来，100μm～300μm的水滴，分离时间要45min到3h。把油水混合物试样静止置于试管内，观察油水分层情况，水层厚度hw随沉降时间的延续而增加，原油内含水率降低，如图1所示。开始水层厚度随时间迅速增加、原油含水率迅速降低，一段时间(各种不同密度的原油，油水混合物性质不同，时间长短不一，一般为3min～20min)后水层厚度基本不再增加，原油含水率的降低趋于平缓。此时已分出的水称游离水，水层上方为水含量较多的油水混合物称油水乳状液，顶层为含少量水的原油。

图1  含水率随沉降时间变化关系

    上述计算和理论分析，已为沉降罐分层取样资料所证实。将沉降罐分层取样分析的原油含水率作为纵坐标，以沉降时间为横坐标，作出沉降时间与沉降效果关系曲线，多数曲线具有明显的折点。以大庆中三站为例，原油沉降的开始阶段，大量的游离水迅速地沉下来，30min之内含水由50％降到13％，再延长沉降时间，虽然含水率还在降低，但由于基本上是乳化水或小颗粒的游离水，沉降速度已十分缓慢，经过70min含水率才下降2个百分点。

    上述分析和实测资料说明，当采用热化学沉降法和电化学法两段脱水时，沉降脱水与电脱水有一合理的含水率界限。用沉降法脱除游离水比较有效，乳化水用电化学法脱除比较经济。沉降时间与沉降效果关系曲线的折点一般就是沉降罐出口比较合理的含水率。由于原油性质、流动过程、破乳方法的不同，各油田不同地区的原油乳化程度差别较大，各条曲线的折点也有所不同。从大庆油田大罐沉降的实测数据看，折点所对应的含水率大多数为10％～20％之间。

    按照原油电脱水的生产实践，在电极结构合理、采用可控硅自动调节供电电压、原油含水率在30％以下时，电脱水器均可以平稳运行，产品质量符合要求。

5.3.7  卧式压力脱水设备包括卧式压力沉降罐和电脱水器。

     沉降脱水器单台处理能力一般按液量核算。电脱水器的处理能力是指在一定含水率波动范围内的净化油生产能力，这一能力不随含水率的变化而变化。脱水设备的设计处理能力是按试验的最大处理量，并留有适当的余地确定的。这是考虑到长期生产中控制参数和破乳剂质量可能发生波动，电脱水器还要考虑保证净化原油质量稳定，留有适当裕量。

    在原油生产中，卧式脱水设备进行检修、除垢、清砂等作业，一般在3d内可以完成。在短时间内，采用提高脱水温度，改善热化学沉降脱水效果，加大破乳剂用量，加强操作管理，可以超过设计处理能力20％运行，脱水质量不会有明显变化。

    考虑上述因素，条文中提出：“当一台脱水设备检修，其余脱水设备负荷不大于设计处理能力(额定处理能力)的120％时，可不另设备用；若大于120％时，可设一台备用。”

    由于原油性质的差别和单台脱水器处理量的不同，我国各油田电脱水器的耗电量有很大差别，每台脱水器对脱水站供电负荷相平衡的影响程度也不一样。所以条文中仅提出，在确定电脱水器工作台数时，应考虑到电负荷的相平衡因素，至于是否要求脱水器台数必须是三的倍数，可按脱水站供电负荷相平衡情况确定。

5.3.8  本条是添加破乳剂应符合的一些规定。

    1  考虑破乳剂加入部位，既要注意充分发挥破乳剂的效能，又要考虑方便管理。多年来，人们曾在井口、计量站、接转站、脱水站等集输流程的各部位加过破乳剂。从发挥破乳剂最佳效能来讲，在油井井口加入破乳剂可从根本上抑制油包水型乳化液的生成；若在计量站或接转站加入，可起“破乳降黏”作用，其效能已为管道化学破乳脱水所证明；若在脱水站加入，那就只起破乳作用。从管理的角度出发，在脱水站加入最方便，在接转站加入一般还是可行的，在井口加破乳剂，由于受交通、气候、破乳剂溶液配制等条件限制，在管理上有很多实际困难。条文中对破乳剂加入地点未作硬性规定，可按照充分发挥破乳剂性能，又方便管理的原则，结合工艺流程，按具体情况确定。无论在哪里加入，都要保证破乳剂与含水原油在进入脱水容器之前充分混合。根据油田原油脱水的实践经验，当采用脱水站加药时，破乳剂应尽量在进站阀组处加入，加入点距脱水容器一般不小于50m，并应设静态混合器以确保破乳剂与含水原油的充分混合。

    3  破乳剂的加入方式。以前曾采用天然气压送，用计量泵或比例泵输入几种方式。天然气压送方式，由于天然气压力变化、阀门调节误差等原因，破乳剂加入量经常发生波动，浪费破乳剂，影响脱水效果，不宜采用。计量泵体积小，维修工作量较小，近几年已逐渐取代比例泵。因此，一般宜采用计量泵定量、连续、均匀地将破乳剂加入含水油管道。

5.3.10  聚合物驱采出原油的脱水与水驱采出原油相比，难度有较大幅度的提高，尤其是脱后污水含油量较高。因聚合物属亲水性表面活性剂，对W/O型乳状液具有一定的破坏作用，阻碍W/O型乳状液的生成，却有助于O/W型乳状液的生成致使污水含油量较高；聚合物使水相黏度增大，影响水层状态，使水中的油不易分离，造成污水含油量较高。大庆北十三联合站是专门处理聚合物驱采出液的联合站，在设计中，输往污水处理站的脱后污水含油量指标在3000mg/L以下，污水处理站运行良好。

    根据辽河油田经验，对于普通稠油处理站，油系统出水含油量指标控制在1000mg/L较为容易。对于特稠油、超稠油处理站由于油水密度接近，油系统出水含油量指标较难控制，如辽河油田冷一联合站油系统出水含油达3000mg/L，特油公司二号处理站油系统出水含油达4000mg/L。

5.3.12  老化油的产生受诸多因素的影响，主要来源于几个方面：①从脱水系统的污水沉降罐和污水处理系统的沉降除油罐中回收的污油；②三次采油形成的乳化液颗粒；③钻井、作业及原油输送过程中形成的乳化液；④回收的落地油；⑤细菌作用下产生的含油悬浮物。

    老化原油是原油生产和处理过程中，在药剂、机械杂质、胶质沥青质、细菌、空气、循环剪切等因素的作用下长期积累形成的，乳化状态稳定的，采用常规药剂和处理方法无法处理的，对原油脱水系统有较大影响的原油乳状液。

    老化油大都集中在沉降罐、污油池、污水站内，以油水中间过渡层等形式存在，并且在站内不定期地循环，占用了沉降罐、电脱水器等脱水设备的有效容积，降低了原油脱水设备的利用率，增大了原油沉降脱水的难度，影响了原油电脱水器的安全平稳运行及其脱水效果。给脱水站的运行管理带来了很大的困难。老化原油宜单独处理。

    当老化油数量较少，对系统影响不大时，可以采用现有的工艺进行回掺处理，但是需要密切监测联合站的运行参数，防止老化油的数量增加，影响联合站的稳定运行。当老化油数量较多，对联合站的运行产生了较大的影响时，需要建设独立的老化油处理系统，对联合站老化油进行连续处理。