原油处理系统异常分析及抗风险能力提升研究.pdf

收稿日期:2 0 2 2-1 2-1 3作者简介:何巍杨(1 9 8 9-),男,四川阆中人,工程师,硕士,主要从事油气集输研究工作。原油处理系统异常分析及抗风险能力提升研究何巍杨(中国石化 西北油田分公司,新疆 乌鲁木齐 8 3 0 0 1 1)摘要:某联合站原油处理系统在运行过程中,一次沉降罐出现乳化层增加、脱水异常、梯度样紊乱现象,导致处理后原油含水不合格、外输交油困难、掺稀井异常等问题。通过采取X-衍射物质检测、配伍实验等方法,对引起脱水异常原因进行分析,最终得出管线腐蚀产物、冻胶、酸油、长期曝氧原油是导致该站油系统紊乱的主要因素。为此采取管线内穿插、井口加装过滤器、延长沉降时间、不合格原油循环进站处理等方法,保障了油系统平稳运行,对脏油、乳化油、酸油等外在因素影响具有一定的抗风险能力。关键词:联合站;原油处理;脱水异常;抗风险能力中图分类号:T E 9 6 8 文献标识码:A 文章编号:1 0 0 6-7 9 8 1(2 0 2 3)0 6-0 0 0 6-0 41 前言西北油田采用注水、注气、掺稀等措施,实现老井稳产增产。其中掺稀模式主要针对稠油井开发,通过掺稀实现油井降粘生产1,2。而掺稀油与外输油均为油井生产出的原油通过联合站油处理系统进行负压稳定3、沉降脱水4处理后的原油,含水控制在0.5%以内。2 原油处理工艺流程简介某联合站主要对各计转站来油进行集中处理,合格后进行外输以及掺稀。通过进站汇管加注浓度为2 0 0 p p m的D S K-W-0 2破乳剂,经相变式加热炉加热至7 8-8 0,到两相分离器进行初步油、气、水分离,负压塔再对分离后原油中所含的硫化氢进行脱除,进入一次沉降罐、二次沉降罐沉降脱水。具体工艺流程如图1所示。图1 原油处理工艺流程图3 原油处理系统脱水异常3.1 关键节点含水异常表现该站原油系统异常通常主要分为三个阶段。第一阶段为一次沉降罐出口、二次沉降罐出口含水升高,波动变大(如图2、图3所示)。通过图2、图3可以观察出,当第一天2 0:0 0一次出出现含水升高的情况后,二次出反应很明显,出口含水随之增涨,因为一次罐运行液位为1 4 m,而二次罐运行液位为5.5 m左右,因此,当系统出现异常时一次罐反应时间较慢,从图2可以看出,虽然在第一天出现异常后6 内蒙古石油化工2 0 2 3年第6期 就采取措施,但一次罐的含水并未好转,第三天的含水波动更加剧烈,因为一次罐需要将1 0 m油水界面以上的乳化油替换之后,才能逐步恢复,而二次罐因为运行液位低,所以异常反应较明显。但是,正因为二次罐运行液位低,在发现二次罐含水异常后,采取了加大罐底部放水的措施,因此在第二天出现含水波动高峰期后,第三天趋于平缓下降,并未出现随一次出含水增大而增大的情况,而是趋于平缓下降,从而保障外输油产品质量。图2 一次出含水波动趋势图3 二次出含水波动趋势 第二阶段开始出现一次沉降罐脱水紊乱。正常运行时,一次罐油水界面维持在9 m-9.5 m,界面以下含水9 8%-9 9%,界面以上含水呈梯度递减,1 4 m含水控制在1%以内。由表1可以看出,两座一次沉降罐油水界面模糊,界面以上脱水效果差,这将直接导致二次沉降罐脱水困难,净化罐外输原油含水指标不合格。表1 一次沉降罐梯度样含水检测结果一次沉降罐高度含水结果一次沉降罐高度含水结果1#1 4 m4 8.0 0 0%1 3 m5 6.0 5 0%1 2 m5 9.2 7 5%1 1 m6 5.3 7 5%1 0 m8 3.5 5 0%9 m9 9.0 0 0%8 m9 9.0 0 0%2#1 4 m3 1.5 0 4%1 3 m4 0.1 7 3%1 2 m1 7.5 1 5%1 1 m6 0.3 0 0%1 0 m7 0.5 0 0%9 m7 7.8 7 5%8 m8 5.9 2 5%第三阶段掺稀油含水出现异常。掺稀油为通过一次沉降罐、二次沉降罐处理后的原油,正常运行时含水在0.5%以内,由图4可以看出,掺稀油含水异常经历4天,主要集中体现在第二天,含水最高达到1 3.0 8 6%,然后呈下降趋势。出现异常第二天的高值波动,主要因为第一天发现掺稀油含水异常采取调整措施后,油系统均为5 0 0 0 m3储罐,响应需要一定的时间,在这期间前期的高含水原油到后端净化罐,从而导致掺稀油含水高值异常。图4 掺稀油含水波动趋势3.2 脱水异常造成的影响该站对原油处理主要为沉降脱水处理,一旦脱水出现异常势必会导致原油脱水不合格,一方面影响单井用掺稀油,另一方面影响外输交油。外输交油含水超过0.5%,一方面属于产品质量不合格,不能进行外输,另一方面,如果在短时间内不能处理合格,将导致前端不能继续进油,势必造成大规模关井。掺稀油含水高于1%,将会造成以下影响:单井掺稀油用量明显增加,日均需求量由正常的9 1 2 m3上升至1 1 2 3 m3。掺稀油含水波动较大,注入量难以控制,如果达不到混配点,将会造成混配不均,造成稠油上返,井筒受到稠油影响,洗井形成费用。流量自控装置频繁调整掺稀量,由于掺稀油的油水比变化,导致装置内部阀芯受到水击作用,造成损坏(如图5、图6所示),更换形成费用,另一方面,阀芯阀套出现损坏,流量控制不准,将会造成跑大、欠注等现象。图5 流量自控装置内部阀套7 2 0 2 3年第6期何巍杨 原油处理系统异常分析及抗风险能力提升研究图6 流量自控装置内部阀芯3.3 油系统脱水异常原因分析通过对该联合站油系统紊乱处理过程以及原因排查研究分析得出,导致油系统紊乱原因主要有以下几个方面:(1)进站油品变差。油品这一变量发生变化,那所对应之前油品处理所需的破乳剂加药量、加热温度等就不适用,如未及时发现,系统必定紊乱。一是脏油,系统紊乱后,对过滤器滤芯清理时发现大量杂质(如图7所示),通过X-衍射物质检测分析得出(如图8所示),杂质主要成分为碳酸盐、氯盐、铁的硫化物和地层砂(石英和钾长石)。这些物质具有较强的吸附性,使界面膜的厚度增加,增加乳化层的稳定性,导致脱水困难5-6;图7 过滤器滤芯中杂质图8 X-衍射检测分析谱图 二是酸油,指P H不在6-8之间,脱水率低于8 5%的油品,在强碱或强酸的条件下,原油中碱性或酸性官能团离子化,使得乳状液稳定性增强,不易脱水,使用溶剂油对酸油导致的乳化层进行反复洗,结果如图9所示,可以观察到,在酸油的作用下,乳化层很难破坏,且聚集很多细小颗粒,形成刚性界面膜,导致脱水率大大降低;图9 酸油乳化层 三是长期曝氧的油品,主要是指采出水处理区以及应急池回收原油,由于存放时间长,应急池还是露天环境,长期与氧接触,发生变质(表2),属于陈旧原油,通过对其进行化验可知,其中轻组分明显降低,盐和胶质、沥青质含量显著增加,粘度大,流动性差,乳化明显,处理难度极大。表2 长期曝氧原油与管输原油组分分析检测项目长期曝氧油品管输油品沥青质(%)2 0.7 8%2.5 8%胶质(%)1 6.8 1%5.8 4%含盐量(m g/L)3 3 9 5 6.91 4 3 1.4运动粘度(mm2/s)2 6 7.36 5.8 1蜡含量(%)41.1 1凝固点()-1 2-2 0 图1 0为在实验室通过对上述三种油品取样模拟工况条件下,破乳脱水效果,分别为:(a)长期暴氧的油品、(b)脏油、(c)酸油、(d)正常油品,结果显示,正常情况下,目前的工艺处理条件,能很好实现原油脱水处理,如果上述三种油品大量进入系统将会影响系统生产。8 内蒙古石油化工2 0 2 3年第6期 图1 0 不同油品脱水效果对比 (2)进站压力突然增加。主要体现在油井、气井调整工作制度,导致进站剧烈波动,在系统压力未稳住之前,会冲击一次沉降罐油水界面,使之界面不清晰,含水出现异常。(3)一次沉降罐偏流。该联合站一次沉降罐有两座,原油通过汇管分支分别进入,主要靠人工调节阀门开度,调整进罐流量,往往存在偏流现象,每个沉降罐处理量有限,过大则水洗不充分,且在罐中沉降时间也不够,因此含水会出现上涨。(4)油水界面过高或过低。界面过低,进液压力会造成油层的冲击,此外,水洗层不够,油水得不到充分分离;界面过高,沉降时间严重不足,导致溢流出口含水增加。4 原油处理系统抗风险能力提升措施(1)源头把控。制定进站原油控制管理办法,对特殊井站(如:酸液处理站、新开井、措施井等)严格执行取样化验制度,在井口增加过滤器,对杂质进行初步过滤,与此同时,各计转站增加外输泵进口过滤器滤芯的目数,增加清理频次,杜绝杂质进入油处理系统。(2)偏流调节自动化升级改造。一次沉降罐通过人为开关阀门调节进罐流量,存在偏流现象,因此,在之前的基础上加装流量计及自控阀门,实现通过流量大小自动控制阀门开度,保障进液平衡。(3)在线含水检测。在外输出口、掺稀出口加装在线含水检测仪,实时掌握含水情况,节省人为取样、检测时间,第一时间发现问题,第一时间处理。(4)加强破乳剂筛选及研发力度7-8,随着油田开发后期,各类辅助生产药剂进入油中,此外含水上涨,这些对油品物性都有所改变,因此要针对不同时期、遇到的各类问题,专项研发破乳剂,单一使用之前的破乳剂,目前证明效果欠佳。(5)对长输油管道进行内穿插9-1 0,一方面解决了管线腐蚀穿孔难题,另一方面,避免了管线腐蚀产物进入油系统造成脱水困难。5 结论西北油田某联合站油系统出现脱水异常,通过X-衍射检测分析等方法,得出主要原因为油品物性发生变化、进站压力冲击等原因导致,并对脱水异常时的表现形式进行阐述,找出了详细的解决措施,为后续解决类似问题提供了强有力的技术支撑。在此基础上,构建了油系统抗风险能力提升框架,在解决油系统问题的层次上,实现能在一定程度上抵御一部分外在因素影响,为同行业处理类似问题提供了宝贵经验。参考文献1 曹畅,艾克热木牙生,刘磊,等.稠油高黏机理及掺稀降黏技术进展与展望J.油气储运,2 0 1 8,3 7(3):2 4 8-2 5 5.2 柯文奇,赵仁保,石在虹,等.稠油掺稀降黏评价新方法及模拟分析J.中南大学学报(自然科学版),2 0 1 6,4 7(6):1 9 9 0-1 9 9 4.3 姚红芳,李涛,孟庆山.负压原油稳定工艺技术研究与应用J.四川化工,2 0 1 7,2 0(6):5 5-5 8.4 杨志勇.原油脱水工艺J.化学工程与装备,2 0 2 1(7):3 3+4 2.5 王云鹏.原油脱水质量的影响因素和改进措施探究J.化工管理,2 0 2 1(2 1):1 8 7-1 8 8.6 杨金峰,樊文娟,苟利鹏,等.姬塬油田原油脱水影响因素与处理技术研究J.石油化工应用,2 0 2 0,3 9(8):7 6-8 1.7 李伸伸.辽河稠油破乳脱水实验研究D.辽宁石油化工大学,2 0 2 0.8 李刚.超稠油低温破乳剂技术研究D.西南石油大学,2 0 1 3.9 葛鹏莉,羊东明,韩阳,等.内穿插修复技术在塔河油 田 的 应 用 J.腐 蚀 与 防 护,2 0 1 4,3 5(4):3 8 4-3 8 6.1 0 田高佳.原油管线腐蚀泄露原因分析及处理研究J.化工管理,2 0 2 0(2 9):1 9 7-1 9 8.9 2 0 2 3年第6期何巍杨 原油处理系统异常分析及抗风险能力提升研究