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1、两级旋流分离工艺的应用试验研究摘要:随着油田开发,许多油田进入高含水开采期,综合含水超过80%,其中部分老区含水已达97%,在原油处理中大量的原油含水吸收了大部分的热量和破乳剂量,造成了能量和药量的极大浪费。针对以上情况,进行两级旋流分离器的预脱水现场应用,一级进行预脱水,二级对一级脱出的水进行除油处理,试验后,陆丰131平台一级脱出总液量的50％以上,二级除油后污水含油在100mg/L以下。 关键词:高含水预脱水旋流分离 :TQ1:A:1672-3791(2011)01(c)-0091-02 随着油田采出液含水上升,液量增加,油量降低,总气量减少,生产热负荷逐渐增加,井排来液的温度
2、越来越低,冬季安全生产存在着隐患,同时破乳剂低温脱水效果差,投加量大,生产成本增加。为节约成本,降低燃油量,需进行预脱水改造。由于旋流分离器是一种新型的脱水器,效率高,时间短,在胜利辛二站使用效果较好,于是针对海上油田含水逐年升高的实际情况,进行高含水原油预脱水两级旋流分离工艺的应用试验研究,达到节能降耗,降低成本的目的。 1旋流分离器的基本结构和工作原理 1.1基本结构 旋流分离器主要由入口旋流腔、收缩腔、尾锥和尾管组成,结构如图1。 1.2工作原理 油水混合液通过入口腔切向进入水力旋流分离器(见图1),沿水力旋流器的轴螺旋流动。当流体在衬内向下流动时,在两个锥段的缩径面上加速
3、,这样就产生了油水分离所需的强离心力。细锥段补充离心和摩擦损失以保持流体的高加速度。作用于水的离心力较大使水沿锥段壁运动,密度轻的油受离心力小,在管中形成低压油芯,管内外部的水进入尾管段从出水口流出。由于底流出口的背压,低压油芯可以逆水流方向流动,从同心设置于入口段后壁的溢流出口流出。 2两级旋流工艺流程的设计 旋流分离器作为一种预脱水设备,虽然具有许多优点,但也存在着许多缺点,如旋流管易磨损、气体影响分离效果、提升和旋流造成原油乳化不易分离等。 为解决以上问题,特设计以下两级旋流分离配套工艺流程，如图2所示。 3两级旋流分离器的现场应用试验 3.1试验地点及工艺 试验地点
4、:陆丰131。 生产情况:油井11口,开井8口,液量110吨/天,油量20吨/天,综合含水率为82％,综合油气比20,原油密度为0.8314×103kg/m3,粘度为8.265MPa·s。 生产工艺流程如图3所示。 3.2试验设备及检测仪器 YXL5.0/1.0旋流器试验台架 G50－2单级螺杆泵 FRN7.5P11S-4CX富士变频器 SDC315GA000100数字指示调节器 UHZ-1225磁翻柱液位显示器 ADS-X负压传感器 LG－A(J)椭圆齿轮流量计 752分光光度计 原油含水分析仪 3.3改造后一阶段试验流程 试验分为两个阶段。一阶段为2002年3月
5、至2002年5月。一阶段试验流程如图4所示。 3.4一阶段试验过程中所暴露的问题和原因 (1)液量在进入螺杆泵时,含油变化较大。 60m3缓冲罐虽然起到了缓冲、脱气的作用,但容积太大,油水过早分离,而且出水口在罐最底部,加之液位计计量不准等综合因素,造成进入旋流器的液量含油很不稳定,试验难以正常持续运行。 (2)二级溢流口压力较低,影响除油效果。 流程中一级旋流和二级旋流的溢流口的较低含水的液量一起去三相处理,但是由于二级溢流压力较低,而一级溢流较高,一级溢流会对二级溢流产生影响,影响二级旋流除油,造成出口污水含油过高。 3.5二阶段流程改造及试验分析 2002年11月至20
6、03年6月为二阶段改造、运行时间。为解决一阶段问题,用生产分离器代替60m3缓冲罐,并增加一套自动控制液位装置通过液位反馈的信息,调节螺杆泵的排量控制液位。同时将二级溢流的液量倒进污油池,减少一级溢流对二级旋流器除油的影响。还在生产分离器上部及螺杆泵前都设有安全阀,保证安全运行。流程改造后,现场进行冬季和夏季试验,从试验录取数据统计分析如下。 (1)采用旋流分离系统后采出液脱水后温度明显上升,上升幅度在70%左右。 如图5所示。 (2)整个系统运行较平稳,系统压力波动较为平缓,二阶段试验期间采出液含油量波动较之以前流程平稳。 如图6所示。 (3)二阶段现场试验中,二级出口污水含油明显
7、比一阶段低而且较平稳,出口污水含油都小于100mg/L,并且小于50mg/L的点较多。 如图7所示。 4试验结论和建议 4.1结论 (1)通过陆丰131的试验研究,确定旋流预分离系统在油田上能起到节能降耗的作用。采用该系统后,在春、秋、夏三季停止使用电加热器,温度可上升20℃左右。在冬季使用电加热器,可使温度上升25℃～30℃。 (2)通过在陆丰131进行的先导性试验,找到了适应该区
